Тгв 200 инструкция по эксплуатации

ОАО «ХАБАРОВСКЭНЕРГО»

Филиал ТГК

СП Комсомольская ТЭЦ-3

УТВЕРЖДАЮ:

Директор СП КТЭЦ-3

______________А.К.Власов

«____»___________2006г.

Техническое описание и

Инструкция по эксплуатации генератора

ТГВ-200-24

С О Д Е Р Ж А Н И Е

1. Распределение обязанностей при
эксплуатации турбогенератора

2. Технические данные синхронного
трёхфазного турбогенератора типа ТГВ-200-2М с водородно-водяным охлаждением

3. Контроль работы турбогенератора.

4. Действия персонала котлотурбинного цеха
при отключении генератора от защиты и при повреждениях, требующих немедленного
отключения генератора.

5. Признаки ненормальных режимов,
допускающих кратковременную работу генератора и действия оперативного
персонала котлотурбинного цеха.

6. Система водяного охлаждения обмотки
статора турбогенератора ТГВ-200-2М.

7. Система водородного охлаждения
турбогенератора ТГВ-200-2М.

8. Возбудитель СТВ-300.

9. Система охлаждения тиристорного
возбуждения.

10. Указания мер безопасности.

11. Вывод генератора в ремонт.

12. Испытания генератора на газоплотность.

13. Порядок допуска к испытаниям.

Приложение 1. Схема маслоснабжения
уплотнения вала генератора.

Приложение 2. Схема газового хозяйства.

Приложение 3. Схема водоснабжения
газоохладителей.

Приложение 4. Схема охлаждения обмотки
статора.

Приложение 5. Диаграмма мощности.

Приложение 6. Система маслоснабжения.

1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЯЗАННОСТЕЙ ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОГЕНЕРАТОРА.

1.1. Персонал котлотурбинного цеха при
эксплуатации генератора обязан:

1.1.1. Вести постоянный надзор за работой
всех подшипников генератора и возбудителя (особое внимание уделять контролю за
уплотняющими подшипниками генератора и выполнять все необходимые операции в
схеме маслоснабжения генератора).

1.1.2. Осуществлять контроль и поддержание
в заданных пределах температуры горячего и холодного газа, меди и железа
статора генератора и возбудителя.

1.1.3. Периодически, не реже двух раз в
смену, прослушивать генератор и возбудитель.

1.1.4. Осуществлять внешний надзор за
работой щеточного аппарата без прав производства каких-либо работ на нём.

1.1.5. Содержать в чистоте выступающие
края подстуловой изоляции подшипников, следить, чтобы металлические предметы не
шунтировали их.

1.1.6. Контролировать давление и чистоту
водорода в корпусе генератора.

1.1.7. Поддерживать при нормальном режиме
номинальные параметры на генераторе (активную, реактивную нагрузки, ток и
напряжение ротора, ток статора и т.д.), при ненормальных режимах действовать
согласно инструкции, поддерживая допустимые параметры на генераторе

1.1.8. При аварийном останове блока
отключать генератор и снимать возбуждение.

1.1.9. Переводить питание собственных нужд
блока на резервный трансформатор только в аварийных случаях и только
«через АВР».

1.1.10. Переводить регулирование возбуждения
с автоматического на ручное при неисправности в системе АВР и в случаях,
предусмотренных инструкцией по ликвидации аварий.

1.1.11. Ее допускать к генератору лиц, не
имеющих на это право.

Примечание. Операции по п.1.1.9. и 1.1.11.
выполняются персоналом КТЦ при отсутствии на БЩУ в момент аварии персонала
электроцеха. При этом персонал КТЦ несёт полную ответственность за
правильность, полноту и своевременность выполнения обязанностей, возложенных на
него данной инструкцией.

1.2. Персонал электрического цеха при
обслуживании генератора обязан:

1.2.1. Производить периодические осмотры
генератора:

— НСЭ — I раз в смену;

— СДЭМ — не реже 2 раз в смену;

— ДЭМ — I раз в смену;

— мастер по генераторам — не реже I
раза в сутки.

При осмотрах контролируются:

— температура уплотняющих подшипников;

— температура холодного и горячего газа,
меди и железа;

— статора генератора и возбудителя;

— давление и чистота газа в корпусе
генератора;

— давление масла на уплотнение, перепад
давлений масло-водород, слив масла с уплотнений;

— чистота подстуловой изоляции
подшипников;

— изоляция цепи возбуждения;

— режим работы генератора.

1.2.2. Требовать от персонала
котлотурбинного цеха строгого выполнения им обязанностей, изложенных в п. 1.1.
настоящей инструкции.

1.2.3. Во всех режимах выполнять операции
по подъёму напряжения на генераторе и включению его в сеть.

1.2.4. Производить отключение генератора
от сети и изменения в схеме питания собственных нужд блока в нормальных
условиях.

1.2.5. Надзор за работой и обслуживание
щеточных аппаратов генераторов, устранение неисправностей в их работе
специально закреплённым и подготовленным лицом (ОРП) или, при его отсутствии,
начальником смены электроцеха.

1.3. Персонал химического цеха обязан по
утверждённому графику производить анализы:

1.3.1. Газового состава в корпусе
генератора.

1.3.2. Влажности водорода в генераторе.

1.3.3. На содержание водорода в картерах
подшипников и в комплексных шинопроводах.

1.3.4. На содержание кислорода в
гидрозатворе.

1.3.5. Качество дистиллята охлаждения
обмотки статора.

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ СИНХРОННОГО
ТРЁХФАЗНОГО ТУРБОГЕНЕРАТОРА ТИПА ТГВ-200-2М С ВОДОРОДНО-ВОДЯНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ

Источник

Инструкция по эксплуатации генератора ТГВ-200-24 , страница 19

1.Низкая чистота водорода в корпусе турбогенератора.

Увеличение расхода масла в уплотнениях вала на сторону водорода.

Необходимо продуть турбогенератор свежим водородом до получения требуемой чистоты. При ближайшем останове турбогенератора сделать ревизию уплотнениям вала. Найти и устранить течи.

2.Низкое давление водорода в корпусе турбогенератора.

Нарушена плотность газовой системы или корпуса т.г.

Регулятор уровня в гидрозатворе в положении «закрыто» пропускает масло.

Перейти на ручную регулировку уровня масла в гидрозатворе вентилей IМУ-16

3. Аварийное снижение давления масла в уплотнениях. Снижение уровня масла в демпферном баке.

Нарушена работа узла уплотнений вала, отказ в подсистеме маслоснабжения уплотнений.

Аварийно остановить турбоагрегат, немедленно снизить давление водорода и, не дожидаясь останова турбоагрегата, начать вытеснение водорода из корпуса т.г. и продувку картеров подшипников углекислотой. После перевода т.г.на воздух выявить и устранить неисправность.

4. Чрезмерно высокий уровень масла в гидрозатворе.

Неисправность регулятора уровня; неплотность поплавка регулятора.

Перейти на ручную регулировку уровня.

5. Низкое давление охлаждающей воды.

Прикрыты задвижки на водяном трубопроводе

Проверить положение задвижек, увеличить расход воды через газоохладители.

Обрыв в цепи питания электродвигателя.

Устранить неисправность в цепи питания электродвигателя, при этом обеспечив непрерывный контроль концентрации водорода в газовом пространстве масляного бака турбины.

7.Появление водорода в картерах подшипников.

Нарушение работы узла уплотнений.

Продуть полости картеров подшипников углекислым газом. При сильных течах водорода остановить т.а и отревизовать масляные уплотнения вала

8. Вода, масло в корпусе т.г..

Неплотность одного газоохладителей.

Нарушена работа уплотнений вала

Слить воду, после отключения генератора поочередным отключением газоохладителей выявить и устранить неплотность.

1. Проверить перепад «масло — водород». Если он высок необходимо установить нормальный перепад.

2. Проверить слив масла на сторону водорода и если слив больше нормы в ближайший останов произвести ревизию масляных уплотнений.

При больших количествах сливаемой из дренажа жидкости (более I л в час) турбоагрегат остановить и течи устранить.

8. возбудитель типа СТВ-300.

8.1. Возбудитель типа СТВ-300 предназначен для работы в системе независимого возбуждения турбогенератора в качестве источника переменного тока для питания тиристорного мостового преобразователя с одногрупповой схемой.

Обозначение возбудителя СТВ-300 расшифровывается следующим образом:

300 — мощность возбуждаемого турбогенератора в МВт.

Ток фазы обмотки статора (эквивалентное эффективное значение):

(с учетом собственных нужд), А 2800

в режиме форсировки (в течение 20с), А 5000

в продолжительном режиме (расчетное значение), А 175

в режиме форсировки (в течение 20с), А 250

в продолжительном режиме (расчетное значение), В 100 в режиме форсировки (в течение 20с ),В не более 350

Частота вращения, об/мин 3000

  • АлтГТУ 419
  • АлтГУ 113
  • АмПГУ 296
  • АГТУ 267
  • БИТТУ 794
  • БГТУ «Военмех» 1191
  • БГМУ 172
  • БГТУ 603
  • БГУ 155
  • БГУИР 391
  • БелГУТ 4908
  • БГЭУ 963
  • БНТУ 1070
  • БТЭУ ПК 689
  • БрГУ 179
  • ВНТУ 120
  • ВГУЭС 426
  • ВлГУ 645
  • ВМедА 611
  • ВолгГТУ 235
  • ВНУ им. Даля 166
  • ВЗФЭИ 245
  • ВятГСХА 101
  • ВятГГУ 139
  • ВятГУ 559
  • ГГДСК 171
  • ГомГМК 501
  • ГГМУ 1966
  • ГГТУ им. Сухого 4467
  • ГГУ им. Скорины 1590
  • ГМА им. Макарова 299
  • ДГПУ 159
  • ДальГАУ 279
  • ДВГГУ 134
  • ДВГМУ 408
  • ДВГТУ 936
  • ДВГУПС 305
  • ДВФУ 949
  • ДонГТУ 498
  • ДИТМ МНТУ 109
  • ИвГМА 488
  • ИГХТУ 131
  • ИжГТУ 145
  • КемГППК 171
  • КемГУ 508
  • КГМТУ 270
  • КировАТ 147
  • КГКСЭП 407
  • КГТА им. Дегтярева 174
  • КнАГТУ 2910
  • КрасГАУ 345
  • КрасГМУ 629
  • КГПУ им. Астафьева 133
  • КГТУ (СФУ) 567
  • КГТЭИ (СФУ) 112
  • КПК №2 177
  • КубГТУ 138
  • КубГУ 109
  • КузГПА 182
  • КузГТУ 789
  • МГТУ им. Носова 369
  • МГЭУ им. Сахарова 232
  • МГЭК 249
  • МГПУ 165
  • МАИ 144
  • МАДИ 151
  • МГИУ 1179
  • МГОУ 121
  • МГСУ 331
  • МГУ 273
  • МГУКИ 101
  • МГУПИ 225
  • МГУПС (МИИТ) 637
  • МГУТУ 122
  • МТУСИ 179
  • ХАИ 656
  • ТПУ 455
  • НИУ МЭИ 640
  • НМСУ «Горный» 1701
  • ХПИ 1534
  • НТУУ «КПИ» 213
  • НУК им. Макарова 543
  • НВ 1001
  • НГАВТ 362
  • НГАУ 411
  • НГАСУ 817
  • НГМУ 665
  • НГПУ 214
  • НГТУ 4610
  • НГУ 1993
  • НГУЭУ 499
  • НИИ 201
  • ОмГТУ 302
  • ОмГУПС 230
  • СПбПК №4 115
  • ПГУПС 2489
  • ПГПУ им. Короленко 296
  • ПНТУ им. Кондратюка 120
  • РАНХиГС 190
  • РОАТ МИИТ 608
  • РТА 245
  • РГГМУ 117
  • РГПУ им. Герцена 123
  • РГППУ 142
  • РГСУ 162
  • «МАТИ» — РГТУ 121
  • РГУНиГ 260
  • РЭУ им. Плеханова 123
  • РГАТУ им. Соловьёва 219
  • РязГМУ 125
  • РГРТУ 666
  • СамГТУ 131
  • СПбГАСУ 315
  • ИНЖЭКОН 328
  • СПбГИПСР 136
  • СПбГЛТУ им. Кирова 227
  • СПбГМТУ 143
  • СПбГПМУ 146
  • СПбГПУ 1599
  • СПбГТИ (ТУ) 293
  • СПбГТУРП 236
  • СПбГУ 578
  • ГУАП 524
  • СПбГУНиПТ 291
  • СПбГУПТД 438
  • СПбГУСЭ 226
  • СПбГУТ 194
  • СПГУТД 151
  • СПбГУЭФ 145
  • СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
  • ПИМаш 247
  • НИУ ИТМО 531
  • СГТУ им. Гагарина 114
  • СахГУ 278
  • СЗТУ 484
  • СибАГС 249
  • СибГАУ 462
  • СибГИУ 1654
  • СибГТУ 946
  • СГУПС 1473
  • СибГУТИ 2083
  • СибУПК 377
  • СФУ 2424
  • СНАУ 567
  • СумГУ 768
  • ТРТУ 149
  • ТОГУ 551
  • ТГЭУ 325
  • ТГУ (Томск) 276
  • ТГПУ 181
  • ТулГУ 553
  • УкрГАЖТ 234
  • УлГТУ 536
  • УИПКПРО 123
  • УрГПУ 195
  • УГТУ-УПИ 758
  • УГНТУ 570
  • УГТУ 134
  • ХГАЭП 138
  • ХГАФК 110
  • ХНАГХ 407
  • ХНУВД 512
  • ХНУ им. Каразина 305
  • ХНУРЭ 325
  • ХНЭУ 495
  • ЦПУ 157
  • ЧитГУ 220
  • ЮУрГУ 309

Полный список ВУЗов

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Балаковская АЭС электрооборудование — Система возбуждения генератора ТВВ-1000

Содержание материала

Цели обучения

По окончании занятия обучаемые смогут:
Описать необходимость регулирования напряжения в системе и какие регуляторы для этого могут применяться;
Описать состав и размещение устройств системы возбуждения генератора ТВВ-1000;
Перечислить функции, выполняющиеся регулятором АРВ-СДП при работе генератора в сети;
Описать составные части регулятора АРВ-СДП и краткое их назначение;
Описать устройство УКБВ-1000, какие функции оно выполняет и порядок его эксплуатации;
Описать защиты, выполненные в системе возбуждения генератора ТВВ-1000;
Описать порядок возбуждения и развозбуждения генератора ТВВ-1000 оперативных переводов возбуждения с АРВ на ПДУ и обратно при работе ТГ в сети;
Описать действия оперативного персонала при возможных неисправностях в системе возбуждения генератора ТВВ-1000.

Описать систему возбуждения генератора ТВВ-1000 и особенности ее эксплуатации.

Назначение регулирования напряжения

Необходимость регулирования напряжения в энергосистеме определяется в первую очередь требованием потребителей, поскольку все они рассчитаны на работу при вполне определенном напряжении. Однако из-за падения напряжения в элементах сети поддерживать напряжение во всех точках разветвленной сети при различных режимах работы практически невозможно. С этим приходится считаться и поддерживать напряжение у отдельных потребителей не на строго заданном уровне, а с определенными, вполне допустимыми отклонениями.
Регулирование напряжения у всех потребителей может быть обеспечено только в том случае, если в определенных, так называемых узловых точках системы, напряжение будет поддерживаться на строго постоянном уровне или меняться по вполне определенному закону в зависимости от режима системы.
В первую очередь это относится к сборным шинам электростанций. Объединение электростанций в крупные энергосистемы предъявило более жесткие требования к регулированию напряжения, продиктованные устойчивостью параллельной работы, повышением надежности действия релейной защиты, обеспечением самозапуска двигателей механизмов собственных нужд станции. Регуляторы напряжения должны эффективно работать не только в нормальном, но и в аварийных режимах (отключение линий, к.з. в сети), длительность которых обычно не превышает нескольких секунд и даже долей секунды.
Под регулятором возбуждения понимают такой регулятор, который помимо поддержания напряжения на выводах генератора, регулирует возбуждение для повышения устойчивости параллельной работы генераторов и системы, обеспечение самозапуска электродвигателей и т.д. Возбуждение можно регулировать вручную или автоматически (АРВ).
Устройства АРВ, в зависимости от параметра, на который они реагируют, и характера этой реакции относятся либо к регуляторам пропорционального действия, либо к регуляторам сильного действия.
В первую группу входят АРВ, реагирующие на знак и отклонение тока и напряжения от установленных значений. Во вторую группу входят автоматические регуляторы возбуждения, которые реагируют не только на знак и изменение напряжения и тока, но и на скорость изменения этих и других, связанных с ними параметров (на их производные по времени).
Устройство форсировки возбуждения в регуляторах является резервирующим элементом, дополнительно убыстряющим процесс регулирования.
Массовое оснащение генераторов устройствами форсировки и регулирования возбуждения, как уже отмечалось ранее, значительно увеличило надежность работы электроэнергетических систем. Особенно важно применение устройств АРВ для повышения устойчивости параллельной работы синхронных машин. Однако надо помнить, что наличие устройств АРВ на генераторах полностью не может решить вопроса регулирования напряжения и реактивной мощности в энергосистеме без вмешательства дежурного персонала.

Состав и размещение устройств системы возбуждения генератора ТВВ-1000

Система возбуждения синхронного генератора состоит из возбудителя, выпрямителя и регулирующих устройств (АРВ СДП и СУТ) (рис. 5.2.01.). На ТГ АЭС применяется бесщеточная система возбуждения. Возбудителем в бесщеточной системе является машина переменного тока, расположенная на одном валу с ТГ, в которой обмотка возбуждения неподвижна, а обмотка якоря, в которой наводится ЭДС и выпрямитель вращаются. Выпрямленный ток по центральному отверстию валопровода подается в обмотку возбуждения ТГ. Регулирование возбуждения осуществляется путем воздействия на ток возбуждения возбудителя.

5.2.01. Первичная схема возбуждения генератора

Технические характеристики основного оборудования системы возбуждения генератора ТВВ-1000

Источник

Монтаж силового и вспомогательного электрооборудования — Синхронные генераторы

Содержание материала

Б. СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ 1-10. Основные виды генераторов и агрегатов возбуждения. Технические характеристики
Технические данные турбогенераторов Таблица 1-14

К. п. д. при номи-
нальной нагрузке,
%

Технические данные некоторых гидрогенераторов

Примечания к табл. 1-14, 1-15: 1. Обозначения систем возбуждения: М—машинный возбудитель; ВЧ — высокочастотный переменного тока 500 Гц с твердыми выпрямителями; НТ — независимое тиристорное; БЩ — бесщеточиое возбуждение; СТ — статическая быстродействующая тиристорная; ИН — ионная независимая.

Обозначение систем охлаждения: ВЗ — воздушное; КВР — косвенное водородом; НВР — непосредственное водородом; НВ — непосредственное водой; НМ — непосредственное маслом; НВЗ — непосредственное воздухом.
Обозначения заводов-нзготовителей: ЛТГЗ — Лысь венский завод; ЭС — Электросила; ЭТМ — Электротяжмаш; СЭТМ — Сибэлектротяжмаш; УЭТМ — Уралэлектротяжмаш.

После буквенного обозначения типа гидрогенераторов в числителе дробного числа — наружный диаметр статора, мм; в знаменателе — Длина активной стали, мм; последнее число — количество полюсов.

Технические данные агрегатов возбуждения (основные)

Система возбуждения и тип генератора

Тиристорное независимое к ТГВ-200

В энергосистемах для получения трехфазного переменного тока с частотой 50 Гц. применяют турбогенераторы и гидрогенераторы. Турбогенераторы имеют привод от паровой или газовой турбины с частотой вращения 3000 об/мин.
Все турбогенераторы выполняются с горизонтальным валом, имеют неявнополюсный ротор, работающий при больших механических и тепловых нагрузках и изготовленный из специальной стали. Статор турбогенератора состоит из корпуса, сердечника, обмотки и с торцов закрыт щитами. Способ охлаждения обмоток статора и ротора и железа статора турбогенераторов может быть косвенным и непосредственным.
При косвенном охлаждении водород (воздух) прогоняется вентиляторами, установленными на валу, через воздушный зазор и вентиляционные каналы, не соприкасаясь с проводниками обмоток статора и ротора.
При непосредственном охлаждении охлаждающая среда (газ или жидкость) непосредственно соприкасается с проводниками.
Изготавливают следующие серии турбогенераторов (табл. 1-14).
Т — с воздушным охлаждением статора и ротора;
ТВФ — с непосредственным форсированным охлаждением обмотки ротора и косвенным охлаждением обмотки и сердечника статора водородом;
ТВВ—с непосредственным форсированным охлаждением обмотки ротора водородом и обмотки статора дистиллированной водой и заполнением статора водородом;
ТГВ — с непосредственным охлаждением всей машины водородом (мощностью 200 и 300 МВт) и непосредственным охлаждением водой обмоток ротора и статора (машины мощностью 500 МВт) и стали статора водородом;
ТВМ—с непосредственным охлаждением обмотки и стали статора трансформаторным маслом, а обмотки ротора водой.
Гидрогенераторы (табл. 1-15), как правило, выполняют тихоходными с частотой вращения от 60 до 600 об/мин, многополюсными в связи с большим диаметром ротора и статора и соответственно с большой массой. В зависимости от вида гидравлической турбины гидрогенераторы изготавливают с вертикальным или горизонтальным расположением вала.
При вертикальном расположении вала статор состоит из двухшести частей, что облегчает его транспортирование и монтаж.
При горизонтальном расположении вала (у капсульного типа гидрогенераторов) частота вращения не более 150 об/мин.
Гидрогенераторы выпускаются индивидуального исполнения в соответствии с техническими условиями, согласованными с заказчиком, следующих серий:
СВ — с косвенным охлаждением ротора и статора;
СВФ — то же форсированный с непосредственным охлаждением обмоток статора водой, а ротора воздухом или водой;
СГКВ — с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора водой.
Комплектно с генераторами поставляются рабочие и резервные агрегаты возбуждения. Рабочее возбуждение применяют следующих видов:

Таблица 1-17
Технические данные резервных агрегатов возбуждения

Примечание. В числителе указаны мощность, напряжение, ток, к. п. д. в длительных режимах работы, в знаменателе — в режимах форсирования.

БТ — электромашинное (при мощности генераторов до 100МВт);
ВГТ — высокочастотное: трехфазные высокочастотные генераторы индукторного типа с выпрямительным устройством на кремниевых диодах (на турбогенераторах от 100 до 500 МВт);
СТВ —независимое тиристорное возбуждение (для ТГВ мощностью 300 и 500 МВт); для ТВМ-300 применяется система статического возбуждения по схеме самовозбуждения с последовательным регулировочным трансформатором и управляемыми преобразователями.
ВТ — машинное тиристорное на турбогенераторах ТВВ-800-2.
Поскольку высокочастотное возбуждение имеет недостаточное быстродействие, при работе турбогенератора на дальние линии электропередачи освоена система независимого тиристорного возбуждения, которая оказалась более надежной в эксплуатации. Эта система была применена для турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300, ТГВ-500, ТВВ-800 и в дальнейшем будет опробована на ТВВ-200.
В перечисленных системах возбуждения, несмотря на их достаточную надежность в эксплуатации, имеется общий недостаток — подвод постоянного тока к кольцам ротора с помощью щеточного механизма делает этот узел одним из менее надежных при эксплуатации турбогенераторов.
В настоящее время на мощных турбогенераторах и других синхронных машинах (рис. 1-12) применяют бесщеточное возбуждение с возбудителем на валу основной машины с вращающимися полупроводниковыми диодами. Возбудители типов БТВ-300, БТВ-500 установлены на турбогенераторах типа ТГВ, а также предполагается их применение на турбогенераторах типов Т-12-2, ТВВ-500-2 и ТВВ-1200-2.
На гидрогенераторах применяют наряду с машинными возбудителями также статические полупроводниковые и тиристорные независимые возбудители.
Технические характеристики рабочих агрегатов возбуждения приведены в табл. 1-16 и резервных агрегатов в табл. 1-17.

1-11. Порядок распределения работ по монтажу генераторов на ТЭС

В соответствии с приложением 1 СНиП Ш-33-76 монтаж генераторов и ревизию подшипников этих генераторов производят организации, монтирующие первичный двигатель.

Источник

Источник
 

Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

СТАНДАРТ
ОРГАНИЗАЦИИ
НП «ИНВЭЛ»

СТО
70238424.29.160.20.017-2009

ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ СЕРИИ ТГВ

Групповые технические условия на капитальный
ремонт

Нормы и требования

Дата
введения — 2010-01-11

Москва

2010

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации
установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. «О техническом
регулировании», а правила разработки и применения стандартов организации — ГОСТ
Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций.
Общие положения»

Настоящий стандарт устанавливает технические требования к
ремонту турбогенераторов серии ТГВ и требования к качеству отремонтированных
турбогенераторов.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к
стандартам организаций электроэнергетики «Технические условия на капитальный
ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования», установленными в
разделе 7 СТО утвержденного Приказом
ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007 Тепловые и гидравлические станции.
Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования.

Применение настоящего стандарта, совместно с другими
стандартами ОАО РАО «ЕЭС России» и НП «ИНВЭЛ» позволит обеспечить выполнение обязательных требований,
установленных в технических регламентах по безопасности технических систем,
установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральное
конструкторское бюро Энергоремонт» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от
17.12.2009 № 91

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП
«ИНВЭЛ»

Турбогенераторы серии ТГВ
Групповые технические условия на капитальный ремонт
Нормы и требования

Дата введения — 2010-01-11

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

— является нормативным документом, устанавливающим технические
нормы и требования к ремонту турбогенераторов серии ТГВ, направленные на
обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций,
экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества
ремонта;

— устанавливает технические требования, объем и методы
дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и
турбогенераторам в целом в процессе ремонта и после ремонта;

— устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения
показателей качества отремонтированных турбогенераторов серии ТГВ с их
нормативными и доремонтными значениями;

— распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов
серии ТГВ (кроме турбогенератора типа ТГВ-25);

— предназначен для применения генерирующими компаниями,
эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными
организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования
электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на
следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

ГОСТ
27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 10-88
Нутромеры микрометрические. Технические условия

ГОСТ
533-2000 Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие
технические условия

ГОСТ 6507-90 Микрометры.
Технические условия

ГОСТ 8026-92 Линейки
поверочные. Технические условия

ГОСТ 8925-68
Щупы плоские для станочных приспособлений. Конструкция

ГОСТ
9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические
условия

ГОСТ
9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки
конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ
9696-82 Индикаторы многооборотные с ценой деления 0,001 и 0,002 мм.
Технические условия

ГОСТ 10905-86
Плиты поверочные и разметочные. Технические условия

ГОСТ
15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и
определения

ГОСТ
16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль
качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ
18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и
определения

СТО
утвержден Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007 Тепловые и
гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического
оборудования

СТО 17330282.27.010.001-2008
Электроэнергетика. Термины и определения

СТО
70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое
обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных
процессов. Нормы и требования

СТО
17330282.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования,
зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ
подрядными организациями. Нормы и требования

СТО
70238424.29.160.20.009-2009 Турбогенераторы. Общие технические условия на
капитальный ремонт. Нормы и требования

Примечание — При пользовании настоящим
стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и
классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном
сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети
Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты»,
который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по
соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным
в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании
настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным)
документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором
дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по Федеральному
закону РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании», ГОСТ
15467, ГОСТ
16504, ГОСТ
18322, ГОСТ
27.002, СТО 17330282.27.010.001-2008,
а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 требование: Норма,
правила, совокупность условий, установленных в документе (нормативной и
технической документации, чертеже, стандарте), которым должны соответствовать
изделие или процесс.

3.1.2 характеристика: Отличительное
свойство. В данном контексте характеристики физические (механические,
электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность …).

3.1.3 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы,
вытекающая из требований.

3.1.4 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию
характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта,
требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.5 качество ремонта оборудования: Степень выполнения требований, установленных в нормативной и
технической документации, при реализации комплекса операций по восстановлению
исправности или работоспособности оборудования или его составных частей.

3.1.6 оценка качества ремонта оборудования: Установление степени соответствия результатов, полученных при
освидетельствовании, дефектации, контроле и испытаниях после устранения
дефектов, характеристикам качества оборудования, установленным в нормативной и
технической документации.

3.1.7 технические условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий требования к дефектации
изделия и его составных частей, способы ремонта для устранения дефектов,
технические требования, значения показателей и нормы качества, которым должно
удовлетворять изделие после капитального ремонта, требования к контролю и
испытаниям оборудования в процессе ремонта и после ремонта.

3.1.8 эксплуатирующая организация: Организация, имеющая в собственности, хозяйственном ведении
имущество электростанции, осуществляющая в отношении этого имущества права и
обязанности, необходимые для ведения деятельности по безопасному производству
электрической и тепловой энергии в соответствии с действующим
законодательством.

3.1.9 оценка соответствия: Прямое
или косвенное определение соблюдения требований к объекту оценки соответствия.

3.2
Обозначения и сокращения

ВК — визуальный контроль;

ИК — измерительный контроль;

Карта — карта дефектации и ремонта;

КИ — контрольные испытания;

НК — неразрушающий контроль;

НТД — нормативная и техническая документация;

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия;

ЦД — цветная дефектоскопия;

Ra —
среднее арифметическое отклонение профиля;

Rz — высота неровностей профиля по десяти точкам.

4 Общие положения

4.1 Подготовка турбогенераторов к ремонту, вывод в ремонт,
производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны производиться в
соответствии с нормами и требованиями СТО
70238424.27.100.017-2009.

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя
работ по ремонту установлены в СТО
17330282.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет
оценку качества отремонтированных турбогенераторов. Порядок проведения оценки
качества ремонта турбогенераторов устанавливается в соответствии с СТО
утвержденным Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007 Тепловые и
гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического
оборудования.

4.3 Настоящий стандарт применяется совместно с СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

4.4 Требования настоящего стандарта, кроме капитального,
могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах турбогенераторов. При
этом учитываются следующие особенности их применения:

— требования к составным частям и турбогенератору в целом в
процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой
номенклатурой и объемом ремонтных работ;

— требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей
качества отремонтированного турбогенератора с их нормативными и доремонтными
значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;

— требования к объемам и методам испытаний и сравнению
показателей качества отремонтированного турбогенератора с их нормативными и
доремонтными значениями при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом
техническим руководителем электростанции и достаточным для установления
работоспособности турбогенератора.

4.5 При расхождении требований настоящего стандарта с
требованиями других НТД, выпущенных до утверждения настоящего стандарта,
необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта.

При внесении предприятием-изготовителем изменений в
конструкторскую документацию на турбогенераторы и при выпуске нормативных
документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой
изменение требований к отремонтированным составным частям и турбогенератору в
целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями
вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в настоящий стандарт.

4.6 Требования настоящего стандарта распространяются на
капитальный ремонт турбогенераторов в течение полного срока службы,
установленного в НТД на поставку турбогенераторов или в других нормативных
документах. При продлении в установленном порядке продолжительности
эксплуатации турбогенераторов сверх полного срока службы, требования стандарта
на ремонт применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и
выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации.

5 Общие технические сведения

5.1 Стандарт разработан на основании технической документации
завода-изготовителя.

5.2 Группа турбогенераторов серии ТГВ включает
турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-200М, ТГВ-220-2П, ТГВ-300, ТГВ-500.

Общий вид турбогенераторов серии ТГВ приведен на рисунке 5.1, 5.2, 5.3.

Основные характеристики и параметры турбогенераторов серии
ТГВ приведены в таблице 5.1

1 — статор; 2 — щит наружный;
3 — обтекатель внутренний; 4 — ротор; 5 — уплотнение вала ротора;
6 — подшипник; 7 — щеточный аппарат; 8 — газоохладитель; 9 — вывод концевой; 10
— маслоуловитель.

Рисунок 5.1 — Турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-220П

1 — статор; 2 — щит наружный;
4 — ротор; 5 — уплотнение вала ротора; 6 — подшипник;
7 — щеточный аппарат; 8 — газоохладитель; 9 — концевой вывод; 10 —
маслоуловитель.

Рисунок 5.2 — Турбогенератор ТГВ-300

1 — статор; 2 — щит наружный;
3 — щиток направляющий; 4 — ротор; 5 — уплотнение вала ротора;
6 — подшипник; 7 — щеточный аппарат; 8 — газоохладитель; 9 — вывод концевой; 10
— маслоуловитель.

Рисунок
5.3 — Турбогенераторы ТГВ-500

Таблица 5.1 — Основные характеристики и параметры турбогенераторов
серии ТГВ

Основные параметры

ТГВ-200

ТГВ-200М

ТГВ-220-2П

ТГВ-300

ТГВ-500

Полная мощность, кВ ∙ А

235300

235300

258800

353000

588000

Активная мощность, кВт

200000

2000

220000

300000

500000

Коэффициент мощности

0,85

0,85

0,85

0,85

0,85

Напряжение, В

15750

15750

15750

20000

20000

Ток статора, А

8630

8630

9490

10200

17000

Частота, Гц

50

50

50

50

50

Частота вращения, об/мин

3000

3000

3000

3000

3000

Коэффициент полезного действия, %

98,6

98,6

98,65

98,7

98,8

Маховой момент ротора, т∙м2

25

25

24

31,1

—

Соединение фаз обмотки статора

двойная звезда

двойная звезда

звезда

двойная звезда

двойная звезда

Число выводов обмотки статора

—

—

6

12

12

Давление водорода, кгс/см2 (МПа)

3/0,3

3/0,3

3 — 4/0,3 — 0,4

3/0,3

3/0,3

Чистота водорода, % не менее

98

98

98

98

98

Номинальный расход воды через газоохладитель, м3/час

400

400

650

600

400

5.3 Турбогенераторы серии ТГВ предназначены для выработки
электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами на тепловой
электростанциях. Турбогенераторы серии ТГВ (кроме ТГВ-500) выполнены с
непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора.
Турбогенератор ТГВ-500 имеет водяное охлаждение обмотки ротора и
непосредственное водородное сердечника статора.

Обмотки статора выполнены с непосредственным водородным
(турбогенераторы ТГВ-200 и ТГВ-300) или водяным (турбогенераторы ТГВ-200М,
ТГВ-220-2П, ТГВ-500) охлаждением обмотки статора.

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием
вентиляторов (компрессоров), установленных на валу ротора и охлаждается
газоохладителями, встроенными в корпус генератора. Газоохладители набраны из
латунных трубок, на наружной поверхности которых закреплены спирали из медной
проволоки.

Исполнение турбогенераторов горизонтальное, закрытое.

Неразъемный корпус статора (средняя часть) состоит из систем
поперечных рам, связанных между собой трубами, продольными брусьями и ребрами.
Обшивка корпуса статора сварная, газонепроницаемая.

Корпус статора с торцов закрыт щитами, имеющими разъем по
горизонтали.

Сердечник статора состоит из отдельных пакетов, собранных из
штампованных и изолированных лаком сегментов электротехнической стали толщиной
0,5 мм. Пакеты разделены между собой распорками, образующими вентиляционные
каналы (кроме турбогенератора ТГВ-300, где пакеты разделены
стеклотекстолитовыми сегментами).

Пазы сердечника статора — открытые. Обмотка статора
двухслойная стержневая, корзиночного типа. Изоляция обмотки статора в
подавляющем числе случаев термореактивная. Обмотка в пазах закреплена клиньями.

Ротор изготовлен из цельной поковки высококачественной стали.
В средней части поковки выфрезерованы пазы, в которые уложена обмотка
возбуждения. Обмотка концентрическая катушечного типа. Проводники обмотки
выполнены из корытообразных проводников (кроме турбогенератора ТГВ-500, где
проводники, охлаждаемые водой, имеют круглые каналы). Корпусной изоляцией
обмотки ротора служит стеклотекстолитовая гильза, а витковой —
стеклотекстолитовые прокладки. Обмотка на роторе удерживается дюралюминиевыми
клиньями.

Бандажные кольца ротора выполнены из немагнитной аустенитной
стали и имеют одну горячую посадку на бочку ротора.

Контактные кольца насажены в горячем состоянии на
промежуточную втулку, изолированную от колец, кольца вынесены за подшипник и
заключены в кожух, в котором расположен аппарат щеткодержателя, предназначенный
для подачи тока на обмотку ротора турбогенератора.

В наружных щитах расположены подшипники скольжения и масляные
уплотнения вала.

Подшипники турбогенератора состоят из вкладыша подшипника и
обоймы. Вкладыши подшипников — литые, стальные, с баббитовой заливкой. Смазка
подшипников принудительная, под давлением, от масляной системы турбины.

На турбогенераторах серии ТГВ устанавливаются масляные
уплотнения вала кольцевого или торцевого типа.

5.4 Наибольшие допустимые температуры отдельных узлов и
охлаждающего газа турбогенераторов серии ТГВ при номинальных давлениях и
температурах охлаждающих сред приведены в таблице 5.2.

Таблица
5.2

Наименование узлов
турбогенератора

Наибольшая температура, °С,
измеренная:

по сопротивлению обмотки

термометрами сопротивления

Ртутными термометрами

Обмотка статора

—

120

—

Обмотка ротора

120

—

—

Сердечник статора

—

120

—

Горячий газ в турбогенераторе

—

75

75

Холодный газ после газоохладителя

—

55

—

5.5 Конструктивные характеристики, рабочие параметры и
назначение турбогенераторов должны соответствовать ГОСТ
533.

6 Общие технические требования

Требования к метрологическому обеспечению ремонта, маркировке
составных частей, крепежным и уплотнительным деталям, контактным соединениям,
материалам и запасным частям, применяемым при ремонте, определяются в
соответствии с требованиями раздела 6 СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

Перечень рекомендуемых средств измерения приведен в
приложении А.

Допускается замена контрольного инструмента на инструмент класса
точности не ниже класса точности инструмента, указанного в приложении А.

7 Требования к составным частям

Требования к составным частям, установленные в настоящем
Стандарте, должны применяться совместно с соответствующими требованиями к
составным частям, установленными в СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

7.1 Составные части статора

Дефектацию и ремонт составных частей статора поз. 1, (см.
рисунок 5.1 — 5.3) необходимо проводить в соответствии с картами 1 — 3.

Карта дефектации и ремонта 1

Статор поз. 1 рисунков 5.1 — 5.3

Количество на генератор, шт. — 1

а)
Обмотка статора с газовым охлаждением.

б) Обмотка статора с водяным охлаждением

Обозначение

Возможный дефект

Способ установления дефекта

Средства измерения

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Трещины, непровары сварных швов корпуса статора

ИК

КИ

Проверка мыльной пеной

Манометр М 1,0 МПа-1

Прибор ГТИ-6

Сварка.

Электрод марки УОНИИ-13/45 тип Э42А ГОСТ
9467

1. См. СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

2. Предельное падение давления воздуха в корпусе
турбогенератора в сборе при номинальном давлении за 24 часа составляет для:

ТГВ-200,

ТГВ-200М — 42 мм рт. ст.

ТГВ-220-2П — 51 мм рт. ст.

ТГВ-300 — 39 мм рт. ст.

ТГВ-500 — 40 мм рт. ст.

Б

Нарушение целостности (трещины, изломы) стяжных
ребер

ТО

—

Сварка.

Электрод марки УОНИИ-13/45 тип Э42А ГОСТ
9467

См. СТО
70238424.29.160.20.009-2009

—

Разрушения, оплавления сегментов активной стали

ВК

ИК

КИ

Термометры шкала 0 — 100 °С.

Амперметр.

Вольтметр.

Ваттметр.

Частотомер

1. Удаление поврежденного участка.

2. Зачистка и травление кислотой.

3. Установка клиньев-заполнителей.

4. Установка вставок-заполнителей

1. Поврежденный участок должен быть удален полностью
до неповрежденного участка.

2. После зачистки и травления лаковая пленка между
сегментами сердечника должна просматриваться сплошными линиями.

3. Активная сталь статора должна выдержать испытания
согласно [1].

4. Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность изоляции согласно [1]

—

Смещение нажимных пальцев

ВК

—

1. Закрепление в первоначальном положении.

2. Установка клина, приварка к пальцу

Смещение нажимных пальцев не допускается

В

Ослабление плотности прессовки активной стали

ОК

ИК

КИ

Щуп специальный для контроля прессования активной
стали.

Термометры шкала 0 — 100 °С.

Амперметр.

Вольтметр.

Ваттметр.

Частотомер

1. Установка клиньев-заполнителей.

2. Подтяжка гаек нажимного кольца

1. Щуп специальный от усилия руки (100 — 120) Н не
должен входить между сегментами активной стали глубже 4 мм на участке не
ближе 100 мм от нажимного кольца.

2. Активная сталь статора должна выдерживать
испытания согласно [1].

3. Сопротивление изоляции
термопреобразователей сопротивления не должно быть менее 1,0 МОм.

4. Сопротивление термопреобразователей сопротивления
при постоянном токе, установленных под пазовым клином должно быть (53 ± 1 %)
Ом.

5. Обмотка статора должна выдерживать испытания
электрические на прочность изоляции согласно [1].

Следы местных перегревов, контакт коррозии активной
стали

ВК

КИ

Термометры

шкала 0 — 100 °С.

Амперметр.

Вольтметр.

Ваттметр.

Частотомер

1. Зачистка.

2. Травление кислотой

1. После зачистки и травления лаковая пленка между
сегментами сердечника должна просматриваться сплошными линиями.

2. Активная сталь статора должна выдержать испытания
согласно [1].

Г

Нарушение плоскостности торцовой поверхности статора
под щит

ТО

ИК

Щупы. Набор № 2.

Линейка поверочная ШД-1-630.

Образцы шероховатости поверхности

Шабровка

1. Допуск плоскостности торцовых поверхностей
статора относительно общей прилегающей плоскости наружного щита 0,1 мм.

2. Шероховатость Rа ≤ 50 мкм.

Д

Нарушение проходимости обмотки статора

ТО

КИ

Манометр М 0,6 МПа-1.

Емкость мерная.

Секундомер.

1. Продувка.

2. Химическая промывка.

3. Промывка дистиллятом

1. Расход воды на верхней стержень должен быть
(0,267 ± 0,05) л/с при давлении воды на входе 0,1 МПа (1 кгс/см2)*.

2. Расход воды на нижний стержень должен быть (0,233
± 0,04) л/с при давлении воды на входе 0,1 МПа (1 кгс/см2)**

Е

Нарушение герметичности водяного тракта

КИ

Гидравлические испытания.

Пневматические испытания

Манометр М 1,0 МПа-1

1. Пайка припоем ПСр-45 штуцеров, трубок,
наконечников.

2. Глушка путем установки и запайки припоем ПСР45
медного клина (заглушки). Допускается глушить отдельные элементарные
проводники, имеющие течи. В одном стержне разрешается глушить не более двух
не рядом лежащих полых проводников.

3. Замена уплотнительных колец

1. См. [1].

2. Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность изоляции согласно [1].

Е

Нарушение целостности патрубка

ТО

КИ

Манометр М 1,6 МПа-1

Замена патрубка в сборе с арматурой.

Новый патрубок должен выдержать испытания водой на
прочность и герметичность при давлении 980 кПа (10 кгс/см2) в
течение 30 мин

—

Ж

Ослабление крепления водяных коллекторов

ОК

—

Затяжка болтов

См. СТО
70238424.29.160.20.009-2009

Ж

Нарушение плотности соединения шлангов к коллектору

ТО

КИ

Манометр М 1,0 МПа-1

Притирка рабочих поверхностей штуцерных соединений

См. СТО
70238424.29.160.20.009-2009

З

Ослабление плотности крепления обмотки статора по
высоте паза

ТО

Простукивание молотком массой 0,2 кгс по характеру
стука.

Перемещение клиньев от усилия руки

Штангенциркуль ЩЦ-1—125-0,10

Переклиновка с установкой под клин дополнительных
прокладок

1. Допускается не более 10 ослабленных клиньев, но
не более трех подряд в одном пазу.

2. Допускается разновысотность клиньев в одном пазу
не более 1,5 мм.

3. При установке пазовых клиньев, имеющих
вентиляционные прорези, не допускается смещение этих прорезей относительно
вентиляционных каналов активной стали

И

Ослабление крепления деталей расклиновки обмотки в
лобовой части

ВК

—

1. Подтягивание крепежных деталей.

2. Установка дистанционных распорок с прокладками на
клее.

1. Дистанционные распорки должны быть установлены на
расстоянии 2 — 3 мм от нажимного кольца.

2. Деформация, повреждение покровной ленты на
стержнях и шинах после подтягивания крепежных деталей не допускается.

3. Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность изоляции согласно [1]

И

Ослабление плотности расклиновки деталей расклиновки
обмотки в лобовой части

ВК

—

1. Подтягивание крепежных деталей.

2. Установка дистанционных распорок с прокладками на
клее.

3. Бандажировка стержней.

4. Заполнение зазоров между деталями крепления и
обмоткой препрегом или эпоксидной замазкой

1. Дистанционные распорки должны быть установлены на
расстоянии 2 — 3 мм от нажимного кольца.

2. Деформация, повреждение покровной ленты на
стержнях и шинах после подтягивания крепежных деталей не допускается.

3. Обмотка статора должна выдержать испытания на
электрические на прочность изоляции согласно [1]

И

Ослабление плотности расклиновки стержней в лобовой
части

ВК

Клинья перемещаются при легком простукивании
молотком 0,2 кгс

—

1. Переклиновка клиньев с установкой прокладок на
клее.

2. Бандажировка клиньев

1. Клинья должны быть установлены ниже боковых
распорок на 2 — 4 мм, прокладки — на расстоянии 2 — 3 мм от нажимного кольца.

2. При простукивании молотком массой 0,2 кгс или от
руки перемещение распорок не допускается.

3. Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность согласно [1]

И

Ослабление, обрыв шнуровых бандажей

ОК

—

Замена бандажей

Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность изоляции согласно [1]

И

Истирание изоляции лобовых частей обмотки, истирание
изоляции (пыль желтого цвета), разрушение полупроводящего покрытия стержня
(пыль серого цвета)

ОК

—

1. Восстановление изоляции.

2. Закрепление лобовых частей
обмотки.

3. Покраска обмотки эмалью ГФ-92ХС.

4. Ремонт полупроводящего покрытия

Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность изоляции согласно [1].

—

Ослабление крепления водоподвода к корпусу

ОК

Обтяжка вручную

—

1. Замена уплотнительных прокладок.

2. Затяжка болтов

См. СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

—

Механические повреждения поверхности изолятора
водоподвода.

ВК

—

Замена изолятора

—

И

Ослабление плотности крепления обмотки статора по
ширине паза

ТО

ИК

Набор уплотнительных ножей.

Штангенциркуль ЩЦ-1-125-0,10

Установка при переклиновке между стенкой паза и
стороной стержня «набегающей» по направлению вращения
ротора уплотнительной прокладки

Зазор между стенкой паза и стержнем должен быть не
более 0,3 мм

—

Нарушение защитного покрытия активной стали

ВК

—

1. Очистка.

2. Покраска двумя слоями лака БТ-99

Поверхность защитного покрытия активной стали должна
быть ровной, без отслаиваний и подтеков лака

—

Нарушение защитного покрытия обмотки статора,
соединительных и выводных шин

ВК

КИ

Мегомметр 2500 В.

Стенд испытательный типа СИВ-700/60-55

1. Очистка.

2. Покраска двумя слоями эмали ГФ-92ХС

1. Поверхность защитного покрытия обмотки статора,
соединительных и выводных шин должна быть ровной, без отслаиваний и подтеков.

2. Обмотка статора должна выдерживать испытания
электрические на прочность изоляции согласно СТО
70238424.29.160.20.009-2009

—

Обрыв проводки теплоконтроля

КИ

Мегомметр 500 В

1. Пайка припоем ПОС-40.

2. Замена проводки теплоконтроля

Сопротивление изоляции проводки теплоконтроля должно
быть не менее 0,5 МОм

—

Сопротивление изоляции термопреобразователей
сопротивления с присоединенными проводами менее 1,0 МОм

КИ

Мегомметр 500 В

1. Очистка.

2. Изолирование.

3. Замена

Сопротивление изоляции термопреобразователей
сопротивления не должно быть менее 1,0 МОм

—

Сопротивление постоянному току термопреобразователя
сопротивления менее 53 Ом или 50 Ом в зависимости от типа термопреобразователей
сопротивления, установленных в турбогенераторе

КИ

Мост двойной типа МО-62

Замена

Сопротивление постоянному току термопреобразователя
сопротивления должно быть 53 Ом (приведенная к температуре 0 °С, без учета
сопротивления соединительных проводов), отклонения в пределах ±1 %

—

Сопротивление изоляции обмотки статора ниже нормы (Кабс
< 1,3)

КИ

Мегомметр 2500 В

1. Очистка.

2. Сушка

Коэффициент абсорбции должен быть Кабс ≥
1,3 при температуре от +10 до +30 °С

—

Отклонение сопротивления обмотки при постоянном токе

КИ

Метод амперметра-вольтметра

Амперметр.

Вольтметр

Перепайка дефектной головки обмотки статора

См. СТО
70238424.29.160.20.009-2009

—

Нарушение электрической прочности корпусной изоляции

КИ

Мегомметр 2500 В.

Стенд испытательный типа СИВ-700/60-55

1. Ремонт изоляции обмотки.

2. Замена стержня

Обмотка статора должна выдержать испытания
электрические на прочность изоляции согласно СТО
70238424.29.160.20.009-2009

Примечание — *), **) Данные по расходу воды через
верхний и нижний стержень приведены в соответствии с требованиями ГП завод
Электротяжмаш.

Карта
дефектации и ремонта 2

Щит наружный, поз. 2 рисунков 5.1 — 5.3

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Риски, забоины

ВК

—

1. Опиловка.

2. Зачистка.

3. Шабрение

Шероховатость поверхностей:

А, Д — Rz ≤ 80 мкм;

Б, В, Г — Rz ≤ 40 мкм;

Е — Rz ≤ 20 мкм.

Б

Отклонение от плоскостности (излом)

ВК

ИК

Щуп набор № 2.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

Плита поверочная Ш-1-630×400.

Линейка поверочная ШД-1-630

Шабровка

1. Шероховатость поверхности Г — Rz ≤ 40 мкм.

2. Неплоскостность (излом) не более 0,2 мм.

3. В свободном состоянии (фланцы разъема не затянуты
болтами) щуп толщиной 0,1 мм не должен входить в разъем на глубину более 10
мм

В

Трещины

ВК

—

Заварка

Трещины не допускаются

Г

Забоины, задиры, включая канавки под уплотняющий
шнур.

ВК

Линейка поверочная ШД-1-630.

Образцы шероховатости.

Плита поверочная Ш-1-630×400

1. Очистка.

2. Запиловка.

3. Шабровка

Шероховатость поверхности не более Ra = 50 мкм

Д

Нарушение лакокрасочного покрытия

ВК

—

1. Очистка.

2. Покраска двумя слоями эмали МС-226

Поверхность покрытия должна быть ровной, допускаются
отдельные неровности, связанные с состоянием окрашиваемой поверхности до
окраски. Высохшая пленка не должна иметь отлива

Е

Сопротивление изоляции между щитом наружным и
соседними деталями менее 1 МОм

КИ

Мегаомметр 1000 В

1. Очистка изоляционных деталей.

2. Замена изоляционных деталей

Сопротивление изоляции между щитом наружным и
соседними деталями , измеренное мегаомметром 1000 В, должно быть не менее 1,0
МОм

Карта дефектации и ремонта 3

Обтекатель внутренний поз. 3 рисунков 5.1 — 5.2

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Неплотное прилегание поверхности разъема частей
обтекателя внутреннего

ВК

ИК

Щуп. Набор № 2.

Образцы шероховатости поверхности.

Ш-1-630×400

1. Шабровка

1. Шероховатость поверхности не более Ra = 50 мкм.

2. В свободном состоянии (фланцы разъема не затянуты
болтами) щуп толщиной 0,1 мм не должен входить в разъем на глубину более 10
мм

Б

Риски, забоины, заусенцы и задиры

ВК

Линейка поверочная ШД-1-630.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

Плита поверочная Ш-1-630×400

1. Опиловка.

2. Зачистка.

3. Шабрение

Шероховатость — Rz ≤ 32 мкм

В

Расслоения, трещины, подгары изолирующих прокладок,
шайб и болтов изолированных

ВК

—

Замена

—

—

Сопротивление изоляции между частями щита
вентилятора менее 1 МОм

КИ

Мегаомметр 1000 В

1. Очистка изоляционных деталей.

2. Сушка.

3. Замена изоляционных деталей

Сопротивление изоляции между частями щита
вентилятора, измеренное мегаомметром 1000 В, должно быть не менее 1,0 МОм

7.2 Требования к
отремонтированному статору

7.2.1 На поверхности статора (обмотке, сердечнике и корпусе)
не должно быть загрязнений.

7.2.2 Защитное покрытие поверхности расточки активной стали
электроизоляционной эмалью должно быть равномерным, без отслоений.

7.2.3 Статорная обмотка, соединительные и выводные шины
должны быть покрыты электроизоляционной маслостойкой эмалью.

7.2.4 Увлажнение обмотки статора не допускается.
Необходимость сушки устанавливается по СО 34.45-51.300-97 [1], утвержденного ОАО РАО «ЕЭС России».

7.2.5 Соединительные шпильки изоляционные, установленные
взамен прокладок крепления лобовых частей статорной обмотки, не должны касаться
изоляции обмотки.

7.2.6 Не допускается более 10 % ослабленных средних клиньев,
но не более трех подряд в одном пазу.

Концевые клинья и два к ним прилегающие с каждой стороны паза
должны быть установлены плотно и иметь дополнительное крепление согласно
требованиям конструкторской документации.

Пазы должны быть переуплотнены (переклинены), если количество
ослабленных клиньев в них превышает допустимое.

7.2.7 Допустимый зазор в стыках клиньев — не более 3,0 мм, не чаще, чем через 10 клиньев.

Допускается разновысотность клиньев в одном пазу не более 1,5
мм.

7.3 Составные части ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1,
вентилятора поз. 2, контактных колец поз. 3, и обмотки ротора поз. 4 (см.
рисунок 7.1) необходимо проводить
в соответствии с картами 4 — 11.

Нормы натягов бандажного узла и контактных колец приведены в
таблицах 7.1 и 7.2.

1 — бандажный узел; 2 —
компрессор; 3 — контактные кольца с токоподводом,
4 — обмотка ротора; 5 — вентилятор.

а) Ротора турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-200М

1 — бандажный узел; 2 —
компрессор; 3 — контактные кольца с токоподводом, 4 — обмотка ротора.

б) Ротор турбогенераторов, ТГВ-300

1 — бандажный узел; 2 —
вентилятор; 3 — контактные кольца с токоподводом, 4 — обмотка ротора.

в)
Ротор турбогенератора ТГВ-500-2

Рисунок 7.1 Ротора турбогенераторов серии ТГВ

Карта дефектации и ремонта 4

Ротор поз. 4 рисунков 5.1
— 5.3

Количество на изделие, шт. — 1

а) Ротор ТГВ-200 (ТГВ-200М, ТГВ-220П)

б) Ротор ТГВ-300

в) Ротор ТГВ-500

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Износ, риски, забоины

ВК

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Индикатор ИЧ 0,5 кл. 01.

Микрометр.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

1. Проточка.

2. Шлифовка

1. Шероховатость поверхности — Rа ≤ 0,63 мкм.

2. Допуск цилиндричности — 0,03 мм.

3. Допуск радиального биения — 0,015 мм

Б

Износ, риски, забоины

ВК,

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Многооборотный индикатор (2 шт.) с ценой деления
0,002 мм

1. Проточка.

2. Шлифовка

1. Шероховатость поверхности — Rа ≤ 0,63 мкм.

2. Допуск конусности — 0,03 мм

Поверочная линейка.

Пластинчатый щуп № 1, класс 2.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

В, Г

Износ, риски, забоины

ВК,

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Индикатор ИЧ 0,5 кл. 01.

Микрометр МК 500-1.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

1. Проточка.

2. Шлифовка

1. Проточить на глубину не более 1,0 мм.

2. Шероховатость поверхности — Rа ≤ 2,5 мкм.

3. Допуск радиального биения — 0,05 мм

Д

Нарушение корпусной изоляции обмотки ротора

ИК

КИ

Мегаомметр на 1000 В М4 100/4 кл. 1,0

Ремонт корпусной изоляции.

Сушка изоляции

Сопротивление изоляции не менее 2 кОм при
температуре 75 °С. Испытательное напряжение 1,0 кВ

Нарушение витковой изоляции обмотки ротора

ИК

КИ

Мегаомметр на 500 В М4 100/3 кл. 1,0.

Миллиамперметр, амперметр, вольтметр Э316 кл. 1,0

Замена витковой изоляции

Измерение сопротивления обмотки ротора переменному
току, п. 3.7 норм [1]

7.4 Составные части бандажного
узла ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1 и
сегмент (шпонка) поз. 3 (см. рисунок 7.2)
необходимо проводить в соответствии с картами 5
— 6.

Бандажный узел консольного исполнения ТГВ-200.

Бандажный
узел ТГВ-300.

Бандажный
узел ТГВ-500.

1 — кольцо бандажное; 2 —
сегмент (шпонка); 3 — осевой вентилятор.

Рисунок
7.2 — Бандажный узел ротора, поз. 1 рисунок 7.1.

Нормы натягов в деталях бандажного узла турбогенераторов
серии ТГВ приведены в таблицах 7.1
согласно рисунку 7.3.

Рисунок
7.3 — Бандажный узел роторов серии ТГВ

Таблица 7.1
— Натяги в деталях бандажного узла турбогенераторов серии ТГВ

Турбо-генератор

Бандажное кольцо—бочка ротора

d1

d2

Натяг

d3

d4

Натяг

ТГВ-200

1056,8-0,06

1055+0,1

1,8 — 1,64

1009-0,06

1007+0,1

2,0 — 1,84

ТГВ—200М

1056,8-0,06

1055+0,1

1,8 — 1,64

1009-0,06

1007+0,1

2,0 — 1,84

ТГВ—220П

—

—

—

1009-0,06

1007+0,1

2,0 — 1,84

ТГВ-300

1098,8-0,06

1097+0,1

1,8 — 1,64

1048-0,06

1046+0,1

2,0 — 1,84

ТГВ-500

1103,0-0,06

1101+0,1

2,0 — 1,84

1056,2-0,06

1054+0,1

2,2 — 2,04

Карта дефектации и ремонта 5

Узел бандажный поз. 1 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. — 2

а) Узел бандажный ротора ТГВ-200 и ТГВ-300

б) Узел бандажный ротора ТГВ-220-2 ПУЗ

в) Узел бандажный ротора ТГВ-500

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Б

В

Фреттинг-коррозия, коррозионное растрескивание,
трещины, подгары.

ВК,

ИК

Нутромер НМ 1501250.

Индикатор ИЧ 0,5 кл. 01

Устранение дефектов по СО 153-34.45.513-07 [2]

1. Ослабление натягов недопустимо.

2. Допуск конусности поверхности А и Б не более 0,03
мм.

3. Допуск овальности поверхности А и Б не более 0,2
мм.

4. Радиальное биение поверхности А и Г относительно
общей оси не более 0,1 мм.

5. Шероховатость поверхности — Ra ≤ 2,0 мкм

УЗД

УД2-12, УД4-Т

Дефектоскопия цветная

Лупа ЛАЗ-20×

Вмятины

ВК,

ИК

Штангенциркуль ШЦ-III—1000-0,1.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

1. Проточка.

2. Шлифовка.

3. Выборка местная

1. Местная выборка в соответствии с СО
153-34.45.513-07 [2].

2. Шероховатость поверхности не более Rz ≤ 20 мкм

Сколы, риски, царапины, забоины

ВК

Лупа ЛП-4-10×.

Штангенциркуль ШЦ-III-250-0,1

1. Местная выборка.

2. Проточка

1. Глубина местной выборки и глубина проточки по СО
153-34.45.513-07 [2].

Карта дефектации и ремонта 6

Сегмент (шпонка) поз. 2 на рисунке 7.2

Количество на изделие, шт. — 18

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А, Б

Забоины, заусенцы

ВК, ИК

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Опиловка

Допустимая шероховатость — Rz ≤ 20 км

А

Отклонение от плоскостности

ВК

ИК

Измерение.

Плита 1-0-1000×1000.

щупы набор № 4

Рихтовка

Допуск плоскостности — 1 мм

7.5 Требования к бандажному узлу
ротора

7.5.1
При выполнения капитального ремонта
ротора должны выполняться все требования, предъявляемые к бандажному узлу
ротора, в соответствии с СО 153-34.45.513-07 (разделы 1 — 2) [2].

7.5.2 Обеспечить натяги, указанные в таблице 7.1.

7.5.3 Допуск радиального биения наружной поверхности
бандажного кольца (на стороне центрирующего кольца) относительно оси вращения
вала ротора — 0,5 мм.

7.5.4 Поверхности деталей бандажных узлов (кроме посадочных
на центрирующее кольцо) должны быть покрыть эмалью КО855 или другим
антикоррозионным покрытием с аналогичными свойствами.

7.5.5 После сборки бандажного узла проводить дублирующий
контроль состояния посадочных натягов в соответствии с СО 153-34.45.513-07 [2] (Приложение Б).

7.6 Составные части контактного
кольца

Дефектацию и ремонт составных частей контактного кольца поз.
1, токоведущего болта поз. 2, 3 и контактного винта поз. 4 (см. рисунок 7.3) необходимо проводить в
соответствии с картами 7 — 9.

Размеры и натяги узла контактных колец, а также моменты
затяжки токоведущих болтов различных диаметров приведены в таблицах 7.2 — 7.3.

1 — контактное кольцо; 2, 4 —
токоведущий болт; 3 — контактный винт.

Рисунок
7.3 — Контактные кольца с токопроводом, поз. 3 рисунка 7.1

Таблица 7.2
— Размеры и натяги узла контактных колец.

размеры
в миллиметрах

Тип турбогенератора

Посадка втулки на вал

Посадка контактного кольца
на изоляцию

Натяг на контактное кольце

Наружный диаметр контактного
кольца

Минимально допустимый
диаметр контактных колец

Д1

Д2

Д3/Д4

Д3 — Д4

Д5

Д5

ТГВ-200

258

255

300/298,9

1,10

440

430

ТГВ-200М

258

255

300/298,9

1,10

440

430

ТГВ-220П

258

255

300/298,9

1,10

440

430

ТГВ-300

253

251

300/298,9

1,10

445

430

ТГВ-500

253

255

300/298,9

1,10

450

430

Карта дефектации и ремонта 7

Кольцо контактное поз. 1 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Радиальное биение и перепад высот выходят за пределы
допустимых норм (измеряется не менее чем в трех точках по ширине кольца)

ВК,

ИК

Измерение.

Индикатор часового типа ИЧ 0,5 кл. 0

1. Проточка.

2. Шлифовка.

3. Замена

Радиальное биение и перепад высот должны быть в
пределах допусков, указанных в чертежах завода-изготовителя

Износ (измеряется в четырех точках по окружности
через 90° и не менее чем на трех дорожках)

ВК, ИК

Измерение.

Индикатор часового типа ИЧ 0,5 кл. 0.

Набор щупов № 2

1. Проточка.

2. Шлифовка.

3. Замена

1. Допустимый диаметр не менее 438 мм.

2. Шероховатость — Rz ≤ 1,25 мкм

Уменьшение глубины спиральной канавки

ИК

ВК

Штангенциркуль ЩЦ—I-125-0,1.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Нарезка канавки

1. Допустимая глубина не менее 3 мм.

2. Шероховатость — Rz ≤ 20 мкм

Следы эрозии, подгары, матовая поверхность

ВК

—

1. Проточка.

2. Шлифовка

Карта
дефектации и ремонта 8

Болт токоведущий поз. 2 и 4 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. (поз. 2, 4 — 4)

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Нарушение серебряного покрытия контактных
поверхностей

ВК, ИК

Лупа ЛАЗ-10

Серебрение контактных поверхностей покрытия — 9 мкм

Допустимое нарушение серебряного покрытия не более
10 % площади контактной поверхности

Б, Г

Нарушение резьбовой поверхности более одного витка

ВК, ИК

Лупа ЛАЗ-10

Замена болта токоведущего

Не допускаются нарушение резьбовой поверхности

Деформация по длине болта токоведущего

ВК

ИК

—

Замена болта токоведущего

Не допускается деформация по длине болта

В

Дефекты изоляционного покрытия болта токоведущего

ВК

Лупа ЛАЗ-10

Замена изоляционного покрытия

Не допускаются дефекты изоляционного покрытия

Б

Выступы от деформации смятия шлица опорной
контактной поверхности

ВК

Запиловка заподлицо с контактно поверхностью

Допускаются неровности поверхности не более 0,05 мм
(допуск плоскостности)

Карта дефектации и ремонта 9

Винт контактный поз. 3 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. — 8

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Нарушение серебряного покрытия контактной
поверхности

ВК, ИК

Лупа ЛАЗ-10

Серебрение контактных поверхностей Толщина покрытия
— 6 мкм

Допустимое нарушение серебряного покрытия не более
10 % площади контактной поверхности

Б

Трещины в резьбовой части винта контактного

ВК, ИК

Лупа ЛАЗ-10

Замена винта контактного

Не допускаются трещины в резьбовой части

Б

Выкрашивание, срывы резьбы

ВК

Замена винта контактного

Допускаются на длине не более 1 витка

Выступы от деформации смятия шлица опорной
поверхности

ВК, ИК

Штангенциркуль ШЦ-1-125-0,1

Запиловка заподлицо с поверхностью головки,
восстановление формы шлица

Не допускается смятие шлицев более 1 мм по ширине

Отклонение от перпендикулярности опорной поверхности
головки и резьбовой части

ВК, ИК

Поверочный угольник УПП-1-160

Замена

Допуск перпендикулярности — не более 0,5 мм

7.7 Требования к сборке и
отремонтированным контактным кольцам

7.7.1 Радиальный зазор между винтом и изолирующей коробкой
недопустим. Зазор устранить изоляционными прокладками, обеспечив натяг 0,2 мм.

7.7.2 Допуск радиального биения рабочей поверхности
контактных колец относительно оси — 0,015 мм.

7.7.3
Токоведущий болт затянуть моментом,
указанным в таблице 7.3.

Винт контактный с метрической резьбой М20 затянуть с моментом
55 Н∙м (550 кг/см), но не более момента затяжки токоведущих болтов.

Таблица 7.3
— Моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров

Номинальный диаметр резьбы,
дюйм

Средний диаметр, мм

Шаг, мм

Рабочая длина, мм

Моменты затяжки, Н∙м
(кгс ∙ см)

¾

25

1,814

14 — 17

20 — 25 (200 — 250)

1

32

2,209

15 — 18

28 — 35 (280 — 350)

11/4

40

2,209

16 — 20

50 — 60 (500 — 600)

11/2

46

2,209

18 — 23

70 — 85 (700 — 850)

2

58

2,209

20 — 30

130 — 160 (1300 — 1600)

7.8 Составные части вентилятора и
компрессора

Дефектацию и ремонт составных частей вентилятора — лопатки и
ступицы (см. рисунок 7.4)
необходимо проводить в соответствии с картами 10
— 11.

1 — лопатка вентилятора, 2 — ступица вентилятора

Рисунок
7.4 — Вентиляторы центробежные и осевые, поз. 2 рисунка 7.1

Карта дефектации и ремонта 10

Лопатка вентилятора поз. 1 рисунка 7.4

Количество на изделие,   шт. — 1 комплект — для ротора
ТГВ-200 (ТГВ-200М)

                                                 шт.
— 2 комплекта — для ротора ТГВ-500

Лопатки осевых вентиляторов

а) ТГВ-200

б) ТГВ-500

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Трещины, задиры, забоины нарушение геометрии и
прочие дефекты

ВК

Цветная дефектоскопия

Лупа ЛАЗ-20×

Замена лопатки

Т.Т. см. п. 7.9.4,
7.9.5

Б

Нарушение резьбовой поверхности более одного витка

ВК, ИК

Лупа ЛАЗ-10

Замена лопатки

Не допускаются нарушение резьбовой поверхности

Карта дефектации и ремонта 11

Ступица вентилятора поз. 2 рисунка 7.4

Количество на изделие, шт. — 1 для ротора ТГВ-200 (ТГВ-200М).

                                          шт. — 2 — для
ротора ТГВ-500

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Неплотное прилегание поверхности разъема частей
щитка вентилятора

ВК

ИК

Щуп. Набор № 2.

Образцы шероховатости поверхности.

Ш-1-630×400.

1. Шабровка

1. Шероховатость поверхности не более Ra = 50 мкм.

2. В свободном состоянии (фланцы разъема не затянуты
болтами) щуп толщиной 0,1 мм не должен входить в разъем на глубину более 10
мм

Б

Риски, забоины, заусенцы и задиры

ВК

Линейка поверочная ШД-1-630.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

Плита поверочная Ш-1-630×400.

1. Опиловка.

2. Зачистка.

3. Шабрение

Шероховатость поверхности не более Ra = 50 мкм

7.9 Требования к отремонтированному
вентилятору

7.9.1
Лопатки и шпильки конические
устанавливать, строго соблюдая маркировку.

7.9.2 Гайки корончатые не должны иметь трещин, должны быть
затянуты до упора и застопорены шплинтами.

7.9.3 Натяг ступицы вентилятора на вал ротора в соответствии
с требованиями документации завода-изготовителя.

7.9.4 Лопатки центробежных вентиляторов
не должны иметь трещин, раковин и замятий.

7.9.5 На лопатках не допускаются
следующие дефекты:

— «следы» от моделей или местные незаполнения контура более 2
мм и единичные наплывы металла высотой более 2 мм на необрабатываемых частях
лопаток;

— одиночные поры и раковины диаметром и глубиной более 2 мм и
сосредоточенные поры и раковины диаметром и глубиной более 1 мм на
необрабатываемых частях лопаток;

— трещины и неслитины, распространяющиеся в глубь металла, в
основном в местах перехода пера в основание лопатки;

— следы эрозионного износа игольчатой формы на набегающей
кромке пера от воздействия паров и капель влаги и масла;

— механические забоины и сколы по кромке пера, превышающие 3
мм в глубину тела пера, а также деформации перьев лопаток, нанесенные
посторонним предметом.

7.9.6 С помощью шлифовального круга удаляются дефекты,
указанные в п. 7.9.4 и 7.9.5 настоящего Стандарта.

Выборки металла должны иметь плавный переход к основной
поверхности, радиус перехода должен быть не менее 8 мм.

Наибольшая допустимая глубина выборок металла на рабочей
поверхности лопаток (включая и место перехода пера в основание) в направлении,
нормальном к поверхности, не должна превышать 6 мм. При этом местное утончение
пера лопатки не должно превышать половины его толщины, указанной на чертеже, а
общая площадь выбранного металла в любом сечений лопатки, параллельном ее
основанию, не должна быть более 3 см2.

Глубина выборок металла в основании лопатки и в местах
перехода набегающей и сбегающей кромок пера в основание не должна превышать 8
мм.

Поверхности выбранных участков обрабатываются с чистотой
поверхности 5-го класса (Rz — 20 мкм), после чего проводится цветная дефектоскопия.

7.10 Составные части уплотнение
вала турбогенератора

Дефектацию и ремонт составных частей корпуса уплотнения поз.
1 и вкладыша уплотнения (кольцо уплотнительное) поз. 2 (см. рисунок 7.5) необходимо проводить в
соответствии с картами 12 — 13.

1 — корпус уплотнения (обойма); 2 — вкладыш
уплотнения.

а) Кольцевое уплотнение

1 — корпус уплотнения
(обойма); 2 — вкладыш уплотнения.

б)
Торцевое уплотнение

Рисунок
7.5 — Уплотнения генератора, поз. 5 рисунка 5.1

Карта дефектации и ремонта 12

Корпус уплотнения (обойма) поз. 1 рисунка 7.5

Количество на изделие, шт. — 2

а) Для торцевых уплотнений

б) Для кольцевых уплотнений

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Риски, задиры

ВК

ИК

По образцам шероховатости поверхностей

Шабрение

1. Шероховатость поверхностей:

A, Б — Rа ≤ 1,25 мкм;

B, Г, Е — Rz ≤ 20 мкм

А, Б

Неплоскостность (смещение половин корпуса)

ИК

щупы № 1, класс 2, поверочная плита, класс 1

Дообработка посадочных под установочные болты,
изготовление новых установочных болтов

Неплоскостность (смещение половин корпуса) — 0,05 мм

В

Смещение половин корпуса

ИК

Нутромер микрометрический

Дообработка посадочных под установочные болты,
изготовление новых установочных болтов

Смещение половин корпуса — 0,1 мм

—

Риски, забоины, отклонение от плоскостности

ВК

ИК

контроль на краску по поверочной плите.

Плита I-630×400

Шабрение

1. Шероховатость — Rа ≤ 2,5 мкм.

2. Допустимое количество точек контакта при проверке
на краску на поверочной плите — не менее 10 на площади 25×25 мм2

—

Засорение маслоподводящих отверстий

ВК

—

Чистка отверстий

Засорение не допускается

—

Овальность более 0,03 мм

ИК

Нутромер микрометрический

Выполнить модернизацию уплотнения

—

Карта дефектации и ремонта 13

Вкладыш уплотнения (обойма) поз. рисунка 7.5

Количество на изделие, шт. — 2

а) Вкладыш торцевого уплотнения.

б) Вкладыш кольцевого уплотнения

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А, Б

Отставание баббитовой заливки

ВК

ИК

Появление масла на границе баббита и стали при
нажатии на рабочую поверхность.

Простукивание

Лупа ЛАЗ-20×

Ремонт (подпайка) дефектных участков. Замена на
новые

—

А, Б

Выкрашивание, частичное выплавление, большая
пористость баббита

ВК

Лупа ЛАЗ-10

Ремонт (подпайка) дефектных участков. Замена на
новые

—

А, Б

Темные и матовые пятна (на рабочей поверхности
баббита), повышенная твердость и хрупкость поверхностного слоя, кольцевые
риски, задиры

ВК

По краске, по рабочей поверхности упорного диска
ротора

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

Лупа ЛАЗ-10

Проточить рабочую поверхность вкладыша со снятием
слоя металла толщиной 0,5 — 1,0 мм, пришабрить по контрольной плите,
произвести разделку рабочей поверхности шабером, согласно эскизу,
окончательно пришабрить поверхность по контрольной плите

Шероховатость рабочей поверхности баббита — Ra ≤ 1,25 мкм с точностью
не менее 12 точек на площади 25×25 мм2.

поверхность разъема

Качество прилегания поверхностей разъема вкладыша
при незатянутых болтах

ИК

Пластинчатый щуп № 1, класс 2

—

Щуп толщиной 0,03 мм не должен входить в разъем на
глубину более 3 мм

7.11 Требования к
отремонтированному уплотнению вала турбогенератора

7.11.1 Осевые зазоры, определяющие возможность перемещения
вкладыша в корпусе, должны соответствовать требованиям формуляра разработчика
конструкторской документации в течение всего периода эксплуатации
турбогенератора. При нарушении зазоров из-за периодического ремонта упорного
диска работоспособность уплотнения должна быть восстановлена за счет
восстановления паспортных значений осевых зазоров путем замены изношенных
деталей или их модернизации.

7.11.2 Технические требования на, смещения между сопрягаемыми
поверхностями составных частей уплотнения водорода и маслозащитных устройств, а
также прилегание между ними должны соответствовать требованиям конструкторской
документации.

7.11.3 Торцовое биение привалочной поверхности наружного щита
(в месте установки корпуса уплотнения) относительно оси вращения вала ротора —
1,0 мм. При необходимости дообработать:

— привалочную поверхность наружного щита;

— с «обратным уклоном» торцовую поверхность корпуса
уплотнения.

7.11.4 Сопротивление изоляции корпуса уплотнения и
маслоуловителя (сторона контактных колец), измеренное относительно наружного
щита, при полностью собранных маслопроводах и при отсутствии контакта между
вкладышем уплотнения и шейкой вала ротора должно быть не менее 1 МОм в
соответствии с требованиями СО 34.45-51.300-97 [1], утвержденного ОАО РАО «ЕЭС
России».

7.11.5 Нарушение сопрягаемых поверхностей и отклонение
размеров от заводского исполнения стопорной планки и упора, предназначенного
для предотвращения проворачивания вкладыша в тангенциальном направлении, не
допускается. Для устранения износа этих поверхностей рекомендуется модернизация
шпоночного узла с установкой шарикоподшипника.

7.12 Составные части подшипника
опорного, щеточно-контактного аппарата газоохладителей, концевому выводу и
маслоуловителю.

Дефектацию и ремонт составных частей подшипника опорного поз.
6, щеточно-контактного аппарата поз. 7, газоохладителей поз. 8, концевому
выводу поз. 9 и маслоуловителю поз. 10 турбогенератора серии ТГВ (см. рисунок 5.1) необходимо проводить в
соответствии с картами 14 — 20.

Карта дефектации и ремонта 14

Корпус подшипника поз. 1 рисунков 7-6

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Царапины, задиры, забоины

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности.

Линейка поверочная ЩД-1-630

1. Запиловка.

2. Шабрение

1. После шабрения должно быть не менее 10 точек
касания на площади 25×25 мм.

2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм

Б

Риски, царапины задиры на сферической поверхности

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности.

Линейка поверочная ЩД-1-630

Шабрение

1. После шабрения должно быть не менее 10 точек
касания на площади 25×25 мм.

2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм

В, Е

Царапины, задиры, забоины

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности.

Линейка поверочная ЩД-1-630

1. Запиловка.

2. Шабрение

1. После шабрения должно быть не менее 10 точек
касания на площади 25×25 мм.

2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 100 мкм

Г

Нарушение герметичности сварных швов

ВК

Метод керосиновой пробы

Сварка. Электрод марка УОНИИ-13/45, тип Э42А,
9467-75

Отсутствие пятен керосина после 24 часов керосиновой
пробы

Д,

Ж

И

Задиры, забоины

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности.

Линейка поверочная ЩД-1-630

1. Запиловка.

2. Шабрение

1. После шабрения должно быть не менее 10 точек
касания на площади 25×25 мм.

2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 50 мкм

—

Загрязнение внутренних поверхностей маслоподводящих
и сливных труб

ТО

—

1. Очистка.

2. Промывка.

3. Продувка

Загрязнение маслоподводящих и сливных труб не
допускается

Карта
дефектации и ремонта 15

Обойма поз. 2 рисунков 7-6

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Царапины, задиры, риски

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности.

Линейка поверочная ЩД-1-630

1. Запиловка.

2. Шабрение

1. После шабрения должно быть не менее 10 точек
касания на площади 25×25 мм.

2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм

Б

Задиры, забоины

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности.

Линейка поверочная ЩД-1-630

1. Запиловка.

2. Шабрение

1. После шабрения должно быть не менее 10 точек
касания на площади 25×25 мм.

2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм

Карта
дефектации и ремонта 16

Вкладыш подшипника поз. 3 рисунков 7-6

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования после
ремонта

А

Задиры, трещины, раковины

ВК

Образцы шероховатости поверхности.

Штангенциркуль ШЦ-I-125-0,10

1. Запиловка.

2. Калибровка

1. Шероховатость поверхности — Ra ≤ 2,5 мкм

Б

Задиры, трещины, раковины, пористость, отставание

ВК

1. Запиловка, шабровка, ремонт (подпайка) дефектных
участков, замена на новые

1. Рабочая поверхность баббитового слоя вкладыша
должна быть чистой, блестящей, без посторонних включений и следов структурных
изменений.

2. На поверхности баббитового слоя вкладыша не
допускаются газовые раковины, одиночные поры, и выкрашивания диаметром более
2 мм и глубиной 1 мм. Допускаются кольцевые царапины глубиной не более 0,5
мм, шириной до 1,5 мм в количестве не более пяти на вкладыш

7.13 Требования к сборке и
отремонтированному подшипнику

7.13.1 Зазор между подошвой стояка и поверхностью
фундаментной плиты без регулирующей и изолирующих прокладок при свободно
стоящем подшипнике должен быть не более 0,5 мм; при затянутых болтах — 0,15 мм.
В сборе с прокладками и затянутых болтах зазор в зоне расположения болтов,
равный размерам шайб под головками болтов и в середине подшипника на участке
шириной от 200 до 300 мм не допускается, за исключением отдельных участков
общей протяженностью не более 300 мм от суммарной длины вышеуказанных участков,
где допускаются зазоры до 0,1 мм, в остальных местах допускается зазор до 0,3
мм.

7.13.2 Зазор в разъеме между крышкой и стояком подшипника при
свободно лежащей крышке, должен быть не более 0,1 мм; при затянутых болтах щуп
толщиной 0,05 должен входить в разъем на глубину не более 15 мм.

7.13.3 Вкладыш подшипника при затянутых болтах крышки, должен
проворачиваться на угол от 5 до 10 градусов в любом направлении от приложенного
момента от 60 до 90 кгс∙м.

7.13.4 Сопротивление изоляции термопреобразователя
сопротивления, установленного во вкладыше подшипника, измеренное мегаомметром
500 В, должно быть не менее 0,5 Мом.

7.13.5 Сопротивление изоляции подшипника относительно
фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах и отсутствии контакта
между подшипником и шейкой вала, измеренное мегаомметром 1000 В, должно не
менее 1 Мом.

7.13.6 Затяжка крепежных деталей подшипника должна
производиться усилием руки, при этом повреждение изоляционных деталей
недопустимо.

Карта
дефектации и ремонта 17

Аппарат щеточно-контактный поз. 7 рисунка 5.3

Количество на изделие, шт. — 1

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Неисправность нажимного механизма щеткодержателя
(ослабленное нажатие, трещины и излом пружины, усилие больше допустимого)

ВК,

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Динамометр пружинный указывающий типа ДПУ-0,01-2

1. Замена нажимного механизма

1. Усилие нажатия пружины должно быть 15 ± 1,5 Н
(1,53 ± 0,153) кг

А

Повышенный нагрев ЩКА, ускоренный износ щеточного
механизма (усилие нажимного механизма больше допустимого)

ВК

—

Замена нажимного механизма

—

Б

Нарушение крепления токоведущего провода в теле
щетки, наличие цветов побежалости на проводниках

ВК

—

Замена щетки

—

В

Повреждения корпуса щеткодержателя (деформация,
задиры, забоины на внутренней поверхности, оплавления и т.п.)

ИК

Штангенциркуль ШЦ-III—125-0,1.

Щупы. Набор № 2

1. Правка корпуса щеткодержателя.

2. Опиловка, пригонка и доводка внутренней
поверхности щеткодержателя.

3. Замена щеткодержателя

1. Размеры корпуса должны соответствовать требованию
рабочей документации.

2. Заусенцы, задиры и острые кромки на внутренней
поверхности щеткодержателя не допускаются.

3. Шероховатость внутренней поверхности — Rz ≤ 2,0 мкм.

4. Двусторонний зазор между внутренней поверхностью
щеткодержателя и боковой поверхностью щетки должен быть в пределах 0,1 — 0,4
мм.

5. Перемещение щетки в щеткодержателе должно быть
свободным, без заеданий

ВК

Лупа ЛП-4-10×.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Г

Неравномерный износ, единичные нарушения рабочей
поверхности щетки (риски, царапины, эрозия и т.п.), износ щетки до длины не
менее 25 мм.

Трещины, сколы и выкрашивание более чем 10 % рабочей
поверхности щетки

ВК,

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Штангенциркуль ШЦ-III—125-0,1

1. Притирка рабочей поверхности щетки по рабочей
поверхности контактного кольца.

2. Замена щетки

1. «Зеркальный» натир должен быть не менее чем на 90
% рабочей поверхности щетки.

2. Длина щетки должна быть не менее 25 мм

—

Износ боковой поверхности щетки более чем на 0,1 мм
Трещины, сколы, выкрашивание более чем 20 % боковой поверхности щетки

ВК,

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Щупы. Набор № 2

Замена щетки

Двусторонний зазор «а» между боковой поверхностью
щетки и внутренней поверхностью щеткодержателя должен быть не более 0,4 мм

Д

Трещины, обрывы заклепок крепления лопаток
вентилятора

ВК

Магнитопорошковая дефектоскопия

—

1. Развертка отверстий для замены заклепок.

2. Замена заклепок

Трещины и обрывы заклепок не допускаются

Трещины на лопатках вентилятора в месте клепок.

1. Замена дефектных лопаток.

2. Замена вентилятора.

Трещины на лопатках не допускаются

—

Сопротивление изоляции щеточной траверсы и
щеткодержателя менее 1 МОм

ИК

Мегаомметр 1000 В

1. Очистка.

2. Замена изоляционных деталей

Сопротивление изоляции щеточной траверсы и
щеткодержателя не должно быть менее 1,0 МОм

Карта
дефектации и ремонта 18

Газоохладители, поз. 8 рисунка 5.3

а) Газоохладитель ТГВ-200, ТГВ-200М (Количество на изделие,
шт. — 2)

б) Газоохладитель ТГВ-300 (Количество на изделие, шт. — 3)

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Наличие отложений на внутренних поверхностях трубок

ВК

ИК

Штангенциркуль ШЦ-1-125-0,10

1. Механическая очистка.

2. Промывка водой.

3. Кислотная промывка

1. Внутренняя поверхность трубок должна быть
очищена.

2. Допустимая толщина отложений на внутренней
поверхности трубок должна быть не более 0,5 мм

Б

Наличие отложений на поверхностях, трубных досок,
крышек, водяных камер, коррозионный износ

ВК

ИК

—

1. Механическая очистка.

2. Промывка водой

1. Внутренние поверхности трубных досок, водяных
камер, крышек должны быть очищены

В

Трещины трубок, нарушение развальцовки трубок в
трубных досках

ВК

КИ

Манометр М 1,0 МПа-1

1. Развальцовка трубок.

2. Глушение трубок (не более 5 % в каждом
газоохладителе).

3. Замена газоохладителя

Не допускается работа с трещинами трубок и нарушение
развальцовки

Г

Повреждение оребрения трубок на общей площади более
5 % площади сечения входа газа

ВК

ИК

Линейка измерительная 1-1000

1. Рихтовка.

2. Замена газоохладителя

Площадь повреждения оребрения не должна превышать
0,75 % погонного метра поверхности оребрения одной трубки газоохладителя

Д

Нарушение проходимости трубок (кроме
воздухоспускной)

ТО

—

1. Механическая очистка.

2. Промывка водой.

3. Замена газоохладителя

При наибольшем давлении воды на входе в трубку 0,44
МПа (4,5 кгс/см2) вода должна проходить через каждую незаглушенную
трубку

—

Нарушение герметичности сварных швов

ВК

Метод керосиновой пробы

—

Сварка. Электрод марка УОНИИ-13/45, тип Э42А,
9467-75

Отсутствие пятен керосина после 24 часов керосиновой
пробы

—

Нарушение наружного покрытия поверхности
газоохладителя

ВК

—

1. Очистка.

2. Покраска одним слоем эмали ГФ-92ХС

Наружное покрытие поверхности газоохладителя должно
быть ровным, без подтеков и отслаиваний

—

Эрозионный износ перегородки водяной камеры более 3
мм

ВК

ИК

Штангенциркуль ШЦ-1-125-0,10

Замена

Толщина перегородки водяной камеры должна быть не
менее 8 мм

—

Нарушение проходимости воздухоспускных трубок

Контроль по струе

—

1. Продувка.

2. Промывка.

3. Замена

При кратковременном открытии спускных пробок после
выхода пузырьков воздуха должна появиться струя воды

—

Нарушение антикоррозионного покрытия водяных камер,
крышек, трубных досок

ВК

—

1. Очистка.

2. Покраска свинцовым суриком.

3. Сушка

Водяные камеры, крышки, трубные доски должны иметь
антикоррозионное покрытие

7.14 Требования к
отремонтированному газоохладителю

7.14.1 На наружных поверхностях трубок, трубных досок и
крышек газоохладителя не должно быть загрязнений, следов влаги и масла.

7.14.2 Внутренние поверхности крышек, соприкасающиеся с
водой, покрыть водостойкой эмалью.

7.14.3 Наружные поверхности корпуса и крышек газоохладителя
покрыть маслостойкой эмалью.

7.14.4 Техническое состояние отремонтированного
газоохладителя должно соответствовать требованиям конструкторской документации
завода-изготовителя.

7.14.5 Затяжка крепежных деталей газоохладителя должна
производиться усилием руки до усадки резины на величину от 15 до 35 процентов.

7.14.6 Испытать газоохладитель гидравлическим давлением 0,785
МПа (8 кгс/см2). При испытании не должно наблюдаться снижение
испытательного давления или течи воды.

Карта
дефектации и ремонта 19

Концевой вывод, поз. 9. рисунков 5.1 — 5.3

Количество на изделие, шт. — 9 — 12

Концевой вывод

а) ТГВ-200

б) ТГВ-300

в) ТГВ-500

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Забоины, подгары, нарушение серебряного покрытия
контактной поверхности вывода

ВК

ИК

Линейка измерительная 1-300.

Штангенциркуль ШЦ-III-630-0,10

1. Зачистка.

2. Опиловка.

3. Серебрение

1. На контактной поверхности концевого вывода
допускаются забоины с одной стороны на площади не более 40 мм2.

2. Шероховатость поверхности — не более Ra = 25 мкм.

3. Подгары и отслаивания покрытия контактной
поверхности допускаются на площади не более 2550 мм2.

4. Толщина серебряного покрытия должна быть 6 — 9
мкм.

Б

Г

Нарушение газоплотности концевого вывода

ВК

КИ

Манометр М 1,0 МПа-I

1. Замена прокладок.

2. Шлифовка торцов изолятора.

3. Замена изолятора

См. п. 7.15.2

В

Сколы, трещины, повреждения глазури

ВК

—

Замена изолятора

—

Д

Нарушение электрической прочности изоляции концевого
вывода

ВК

КИ

Стенд испытательный СИВ-700/60-55.

Мегаомметр 2500 В

1. Восстановление изоляции.

2. Замена уплотнительных шайб, колец, фарфорового
изолятора

Изоляция концевого вывода должна выдержать
электрические испытания согласно п. 7.15.3

Е

Ослабление крепления гайки уплотнительного

кольца

ВК

—

Затяжка гайки

Гайка уплотнительного кольца должна быть застопорена

Е

Задиры, деформация колец

ВК

—

1. Рихтовка колец.

2. Замена колец

Задиры и деформация колец не допустимы

Е

Нарушение герметичности стержня вывода

ВК

ИК

Манометр М 4,00 МПа-1

—

См. п. 7.15.1

7.15 Требования к сборке и
отремонтированному концевому выводу.

7.15.1 Стержень концевого вывода должен
выдержать испытания на прочность и герметичность водой при давлении 2450 кПа в
течение 1 ч. Течи не допускаются.

7.15.2 Собранный концевой вывод должен
выдержать испытания на газоплотность избыточным давлением воздуха 0,5 МПа.
Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа
падение давления не превышает 0,5 мм рт. ст./ч.

7.15.3 Изоляция концевого вывода должна
выдержать электрические испытания напряжением промышленной частоты U = 70
кВ в течение 1 мин.

7.15.4 Смещение оси стержня линейного вывода относительно оси
изолятора не должно быть более 2 мм.

Карта дефектации и ремонта 20

Маслоуловитель поз. 10 рисунков 5.1 — 5.3

Количество на изделие, шт. — 2

а) ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-300

б) ТГВ-500

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Риски, забоины, отклонение от плоскостности

ТО.

ИК

Визуальный контроль.

Контроль на краску по поверочной плите.

Плита 1-1000×630

Шабрение

1. Шероховатость — Rа ≤ 2,5 мкм.

2. Допустимое количество точек контакта при проверке
на краску по поверочной плите — не менее 10 на площади 25×25 мм

Б

Риски, забоины

ТО

ВК

Визуальный контроль

Шабрение

Шероховатость — Rz ≤ 20 мкм

В

Износ

ТО

ИК

Визуальный контроль.

Измерение.

Нутрометр НМ75-600

1. Проточка.

2. Замена

1. Шероховатость — Rz ≤ 40 мкм

7.16 Требования к сборке и
отремонтированному маслоуловителю.

7.16.1 Технические требования на смещения между сопрягаемыми
поверхностями составных частей уплотнения водорода и маслозащитных устройств, а
также прилегание между ними должны соответствовать требованиям конструкторской
документации.

7.16.2 Сопротивление изоляции маслоуловителя, измеренное
мегаомметром 1000 В, должно быть не менее 1,0 Мом.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору

Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору
должны применяться в соответствии с требованиями раздела 8 СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

Установочные размеры при сборке турбогенераторов приведены на
рисунках 8.1 — 8.2 и в таблицах 8.1 — 8.2.

Рисунок
8.1

Таблица 8.1
— Установочные размеры при сборке турбогенератора

размеры в миллиметрах

Место замера

ТГВ-200

ТГВ-200М

ТГВ-220П

ТГВ-300

ТГВ-500-2

Воздушный зазор

100 ± 3

100 ± 3

90 ± 5

100 ± 5

Разница вылетов от торцов бандажных колец до стали
статора со стороны к/колец и турбин: L2 — L1

6

6

10

41

Рисунок 8.2. — Зазор между вентилятором и обтекателем

Таблица 8.2 — Зазоры между вентилятором и обтекателем

Место замера

ТГВ-200, ТГВ-200М

ТГВ-220П

ТГВ-500

Радиальные зазоры — «а»

2,2 — 2,5

2,2 — 2,5

—

Осевой зазор — «б»
ст. турбины

20,6 ± 61

5,0 — 6,0

9 — 11

Осевой зазор — «б» ст. возбуд.

—

—

—

Осевой зазор — «в»
ст. турбины

5 ± 6

—

—

Радиальные зазоры — «г»

1,5 — 2,2

1,5 — 2,2

—

Установка щитов генератора (для т/г ТГВ-500)

Рисунок
8.3 — Зазоры между вентилятором, диффузором и щитами

Рисунок
8.4 — Схема замера зазоров

Таблица 8.3

Обозначение зазора

I

II

III

IV

а

0,48 — 0,6

0,34 — 0,4

0,2

0,34 — 0,4

б

21,5

21,5

21,5

21,5

в

36

36

36

36

г

0,9 — 1,3

0,9 — 1,3

0,9 — 1,3

0,9 — 1,3

д

6,5+1

6,5+1

6,5+1

6,5+1

е

1,0 — 1,34

1,0 — 1,17

0,8 — 1,0

1,0 — 1,17

ж

6

+9,0

6

+9,0

6

+9,0

6

+9,0

-6,3

-6,3

-6,3

-6,3

з

5,5

+8,2

5,5

+8,2

5,5

+8,2

5,5

+8,2

-5,1

-5,1

-5,1

-5,1

и

5

+2,4

5

+2,4

5

+2,4

5

+2,4

-3,1

-3,1

-3,1

-3,1

8.1 Сборка турбогенератора должна производиться по
конструкторской документации на турбогенератор и формулярам зазоров для каждой
сборочной единицы.

8.2 К сборке допускаются составные части, удовлетворяющие
требованиям Стандарта и НТД на конкретный турбогенератор.

8.3 Трубки, гибкие шланги и каналы перед сборкой
турбогенератора должны быть продуты сжатым воздухом.

8.4 При соединении составных частей турбогенератора через
изолирующие детали сопротивление изоляции должно при необходимости
контролироваться периодически в процессе сборки.

8.5 Контактные поверхности токоведущих частей должны быть
очищены и обезжирены.

8.6 Перед установкой ротора, газоохладителей, щитов и других
составных частей, перед закрытием смотровых люков необходимо дополнительно
проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов на собранных и
собираемых составных частях.

8.7 При вращении ротора валоповоротным устройством и турбиной
не должны прослушиваться звуки, свидетельствующие об ударах, заеданиях и
касаниях в турбогенераторе.

8.8 На собранном турбогенераторе не допускаются:

— ослабленное крепление статора к фундаменту;

— ослабленное крепление опорных подшипников к фундаменту;

— ослабленное крепление фундаментных плит;

— ослабленное крепление и обрыв заземлителя корпуса статора;

— ослабленное крепление трубопроводов, кожухов и других
деталей, закрепленных на наружной поверхности корпуса статора;

— течи воды и масла из соединений.

8.9 Выполнение пусковых операций на турбогенераторе при
снятых и незакрепленных деталях не допускается, за исключением, пусков для
балансирования ротора и проведения специальных испытаний; в последнем случае
должны быть приняты меры против попадания в турбогенератор посторонних
предметов и масла, а также приняты меры по закреплению временно установленных
составных частей и приспособлений.

8.10 Параметры отремонтированных масляных уплотнений роторов
турбогенераторов должны соответствовать требованиям конструкторской и (или)
ремонтной документации на ремонт конкретных турбогенераторов.

8.11 Допускается изменение параметров турбогенератора в
сторону повышения эффективности использования на основании конструкторской
документации и результата испытаний.

8.12 Вибрационное состояние турбогенератора и его составных
частей, проверенное по параметрам, приведенным в СТО
70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 8, таблица 2), должно соответствовать
требованиям СО 34.45-51.300-97 [1].

Для оценки технического состояния вала ротора и бандажных
узлов после ремонта турбогенератора в процессе пуска и проведения испытаний
автомата безопасности турбины снять амплитудно-фазочастотную вибрационную
характеристику турбогенератора. Запись характеристики рекомендуется вести по
приведенной ниже форме (таблица 8.4).

Таблица 8.4

Место замера и параметры
вибрации

Частота вращения ротора,
об/мин

Единицы измерения

***200

***400

600

800

1000

1-ая критическая

1200

1400

**300

**3150

**3400

1. Опорный подшипник (вал
ротора) ст. турбины

вертикальная

Фаза*

град.

вибросмещ.

мкм

поперечная

фаза

град.

вибросмещ.

мкм

2. Опорный подшипник (вал
ротора) ст. контактных колец

вертикальная

фаза

град.

вибросмещ.

мкм

поперечная

фаза

град.

вибросмещ.

мкм

Примечания:

Первая критическая частота
вращения должна быть зафиксирована и занесена в графу «частота вращения». В
таблице столбец параметров первой критической скорости приведен произвольно.

* При замере фазы вибрации
должно быть отмечено в примечании положение нулевой точки отсчета фазы
относительно оси полюсов ротора генератора;

** Измерения вибрации опорных
подшипников турбогенератора фиксируется в колонках, отмеченных (**),
в процессе проведения испытаний автомата безопасности турбины для оценки
состояния посадочных натягов бандажных колец на бочку ротора

*** Факт наличия развитой
трещины вала ротора обнаруживается в процессе останова или пуска генератора
по всплеску вибрации (поперечное и вертикальное направления) опорных
подшипников, при частоте вращения ротора от 200 до 400 об/мин.

9 Испытания и показатели качества отремонтированных
турбогенераторов серии ТГВ

Объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества
отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями
определяются и производятся в соответствии с требованиями раздела 9 СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

10 Требования к обеспечению безопасности

Требования к обеспечению безопасности определяются в
соответствии с требованиями раздела 10 СТО
70238424.29.160.20.009-2009.

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия соблюдения технических требований,
объема и методов дефектации, способов ремонта, методов контроля и испытаний к
составным частям и турбогенератора в целом нормам и требованиям настоящего
Стандарта осуществляется в форме контроля в процессе ремонта и при приемке в
эксплуатацию.

11.2 В процессе ремонта производится контроль за выполнением
требований настоящего Стандарта к составным частям и турбогенератора в целом
при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и
поузловых испытаний.

При приемке в эксплуатацию отремонтированного турбогенератора
следует производить контроль результатов приемо-сдаточных испытаний, работы в
период подконтрольной эксплуатации, показателей качества, установленных оценок
качества отремонтированного турбогенератора и выполненных ремонтных работ.

11.3 Результаты оценки соответствия характеризуются оценками
качества отремонтированного турбогенератора и выполненных ремонтных работ.

11.4 Контроль соблюдения норм и требований настоящего
Стандарта осуществляют органы (департаменты, подразделения, службы),
определяемые генерирующей компанией.

11.5 Контроль соблюдения норм и требований настоящего
Стандарта осуществляется по правилам и в порядке, установленном генерирующей
компанией.

Приложение А

(Рекомендуемое)

Перечень средств измерений

Таблица А.1

Наименование средств
измерения

Условное обозначение
средств измерения

Индикаторы многооборотные

Индикатор ИЧ 0,5 Кл.0 ГОСТ
9696

Линейки измерительные

1-300

1-1000

ГОСТ 427

Линейки поверочные

Линейка ШД-1-630

ГОСТ 8026

Лупа

ЛП4-10×

ЛАЗ-10×

ЛАЗ-20×

ГОСТ 25706

Микрометры

Микрометр МК 500-1

ГОСТ 6507

Набор щупов

Набор щупов № 2. Кл. 1

№ 3. Кл. 1

№ 4 Кл. 1

ТУ2-034-225-87

Нутромеры микрометрические

Нутромер НМ 150-1250

ГОСТ 10

Образцы шероховатости

Образец шероховатости

ГОСТ
9378

Плиты поверочные

Плита 1-0-630×400

1-0-1000×630

1-1000×1000

ГОСТ 10905

Штангенциркули

Штангенциркуль

ШЦ-I—125-0,1

ШЦ-III—125-0,1

ШЦ-III-250-0,1

ШЦ-III-630-0,1

ШЦ-III—1000-0,1

ГОСТ 166

Библиография

[1]. СО 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования

[2] СО 153-34.45.513-07 Руководство по
повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

Ключевые слова:
турбогенераторы, качество ремонта, технические условия

Руководитель организации-разработчика

ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»

Генеральный директор

А.В. Гондарь

Руководитель разработки

Заместитель
генерального директора

Ю.В. Трофимов

Исполнители

Гл.
конструктор проекта отдела электрических машин

Л.А.
Дугинов
 
Источник

Инструкция по эксплуатации и испытаниям турбогенераторов ТГВ-200 [Текст]

Карточка



Инструкция по эксплуатации и испытаниям турбогенераторов ТГВ-200 [Текст] / Министерство энергетики и электрификации СССР, Главное техническое управление по экслпуатации энергосистем. — Москва : Специализир. центр науч.-техн. информ., 1969. — 23 с.; 20 см.

влажность водорода

газоохладитель

статор

ротор

Шифр хранения:

SVT Инст Ц332/712

Описание

Заглавие Инструкция по эксплуатации и испытаниям турбогенераторов ТГВ-200 [Текст]
Коллекции ЕЭК РГБ Каталог документов с 1831 по настоящее время
Дата поступления в ЭК 22.06.2018
Каталоги Стандарты
Сведения об ответственности Министерство энергетики и электрификации СССР, Главное техническое управление по экслпуатации энергосистем
Выходные данные Москва : Специализир. центр науч.-техн. информ., 1969
Физическое описание 23 с.; 20 см
Тема влажность водорода
газоохладитель
статор
ротор
Язык Русский
Места хранения SVT Инст Ц332/712
Источник
Значения уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении давления водорода

Турбогенератор Мощность турбогенератора, % номинальной (при значении cos  не ниже номинального), при избыточном давлении водорода, МПа (кгс/см2)
0,4

(4,0)

 0,3

(3,0)

 0,25

(2,5)

 0,2

(2,0)

 0,15

(1,5)
ТГВ-200

ТГВ-300

 105

103,3

 100

100

 85

85

 75

72

 60

60

2.19. При одновременных отклонениях напряжения на выводах генераторов до 5% и частоты до 2,5% номинальных значений номинальная и максимальная длительная (для турбогенераторов 32 МВт и более) мощности сохраняются при условии, что в режиме работы с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %.

2.20. При работе генератора в режимах перевозбуждения с коэффициентом мощности, меньшим номинального, нагрузка генератора регулируется так, чтобы токи статора и ротора не превышали допустимых значений при данных температуре и давлении охлаждающей среды и напряжении на выводах.
Специальные режимы
2.21. При увеличении коэффициента мощности (cos ) от номинального значения до единицы активная нагрузка генератора может быть повышена по сравнению с номинальной.

Генераторы с косвенным охлаждением могут при этом работать с сохранением номинального значения полной мощности. При работе таких генераторов в режиме недовозбуждения (емкостный квадрант) с потреблением реактивной мощности их допустимая нагрузка, как правило, определяется условиями обеспечения устойчивости.

У некоторых турбогенераторов старых выпусков, у которых элементы крепления лобовых частей и выводных дуг обмотки статора выполнены из магнитных материалов, допустимые нагрузки в режимах недовозбуждения могут ограничиваться, кроме того, нагревом этих элементов, что устанавливается испытаниями.

Для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток допустимые нагрузки при работе с коэффициентом мощности, близким к единице, и в режиме недовозбуждения ограничиваются по условиям устойчивости и нагреву крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон генераторов.

Допустимые нагрузки генераторов в режимах недовозбуждения (по условиям сохранения устойчивости машин и электропередачи) должна оцениваться с учетом конкретных условий работы генераторов в системе с помощью общих методов анализа устойчивости энергосистем (см. «Методические указания по определению устойчивости энергосистем» – (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

При этом в зависимости от значимости генераторов и электропередачи в энергосистеме и последствий возможного нарушения устойчивости допустимо снижение запасав статической устойчивости до 10%.

Допустимые нагрузки по условиям нагрева должны определяться по диаграммам мощности, представляемым заводами-изготовителями, а при их отсутствии — на основании специальных испытаний, программу и результаты которых необходимо согласовать с заводом-изготовителем и Главтехуправлением.

Допустимые нагрузки некоторых типов турбогенераторов с непосредственным охлаждением, полученные по результатам специальных испытаний на нагревание, приведены в табл. 5.

Работа генераторов с коэффициентом мощности, равным единице, и в режимах недовозбуждения должна происходить при включенном АРВ. Исключение составляют генераторы с системами простого компаундирования, у которых при включенном компаундировании не удается снизить возбуждение до нужных значений реактивной нагрузки даже при полностью введенном шунтовом реостате и минимальном токе корректора. У таких генераторов устройство компаундирования следует отключать, оставляя в работе лишь корректор и релейную форсировку.

Для предупреждения нарушений устойчивости при случайных повышениях напряжения в сети необходимо, чтобы АРВ генераторов имели устройства ограничения минимального тока возбуждения.
Таблица 5
Допустимые значения реактивной мощности, потребляемой генераторами, при работе их в режимах недовозбуждения (при номинальном давлении водорода)

Турбогенератор Допустимое значение потребляемой реактивной мощности, Мвар, при активной мощности, % Рном
100 95 90 80 60 40
ТВФ-60-2

(Uном = 6,3 кВ)

 13 16 18 23 31 37
ТВФ-60-2

(Uном = 10,5 кВ)

 16 20 22 28 37 42
ТВФ-63-2 10 13 16 20 28 34
ТВФ-100-2 16 20 22 28 37 42
ТВФ-120-2 30 33 36 40 47 51
ТВВ-165-2

(Рном = 150 МВт)

 27 32 35 41 50 54
ТВВ-165-2

(Рном = 160 МВт)

 20 27 31 40 50 56
ТВВ-200-2 22 34 39 47 62 74
ТВВ-200-2А 22 34 39 47 62 74
ТВВ-220-2А 15 20 27 36 55 70
ТВВ-320-2 80 88 95 108 125 135
ТВВ-500-2 65 80 90 115 150 175
ТВВ-800-2 0 25 50 80 130 165
ТГВ-200 до модернизации системы охлаждения сердечника статора при МПа (3,0 кгс/см2) 50* 20* 8* 17 35 50
ТГВ-200 до модернизации системы охлаждения статора при

МПа

(4,0 кгс/см2)

 12* 3 12 27 44 55
ТГВ-200 после модернизации системы охлаждения сердечника статора** при МПа

(3,0 кгс/см2)

 0 15 25 40 53 60
ТГВ-200 после модернизации системы охлаждения сердечника статорах при МПа (4,0 кгс/см2) 16 30 40 50 65 75
ТГВ-200М

Рном = 200 МВт

МПа

(3,0 кгс/см2)

 25 35 40 50 65 75
ТГВ-200-2М

Рном = 220 МВт

МПа

(2,0 кгс/см2)

 72 75 81 87 96 102
ТГВ-300

МПа

(3,0 кгс/см2)

 46 92 96 102 108 112
ТГВ-300 при

МПа

(4,0 кгс/см2)

 95 102 108 115 123 126
ТГВ-500 155 180 200 225 250 275
ТВМ-500 200 215 225 250 275 300

* Для режима выдачи реактивной мощности.

** Модернизация турбогенератора предусматривает установку разработанного ЦКБ Союзэнергоремонта направляющего аппарата к осевому вентилятору (или замену лопаток самого вентилятора лопатками другого профиля заводского изготовления) с одновременным выполнением дополнительных вентиляционных каналов в раме корпуса статора по технологии, разработанной заводом «Электротяжмаш».
2.22. Разрешается (при необходимости) длительная работа генераторов в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (приложение 4). Допустимая нагрузка в этом режиме устанавливается заводом-изготовителем или определяется из условия, чтобы ток возбуждения не превышал наибольшего допустимого значения по п. 2.5.

Нагрузка генератора с косвенным охлаждением, работающего в режиме недовозбужденного синхронного компенсатора, как правило, определяется значением минимального устойчивого возбуждения.

Для генераторов с косвенным охлаждением, у которых конструктивные элементы в торцевых зонах выполнены из магнитных материалов, допустимая нагрузка устанавливается на основании специальных испытаний и согласовывается с заводом-изготовителем.

Для генераторов с непосредственным охлаждением допустимое значение потребляемой реактивной мощности в режиме недовозбужденного синхронного компенсатора определяется на основании испытаний или по диаграммам мощности, представляемым заводами-изготовителями. При отсутствии таких данных для некоторых турбогенераторов реактивная мощность, потребляемая в режиме синхронного компенсатора, не должна превышать указанную в табл. 5 для 40%-ной активной нагрузки.

При длительной работе турбогенератора в режиме синхронного компенсатора его рекомендуется отделять от турбины. Пуск турбогенератора для работы в режиме синхронного компенсатора может быть осуществлен частотным методом, а для турбогенераторов с отставленными бандажами — также и методом асинхронного пуска (см. приложение 4).

2.23. Перевод гидрогенераторов в режим работы синхронного компенсатора осуществляется закрытием направляющего аппарата со срывом вакуума и последующим отжатием воды из камеры рабочего колеса, если она затоплена (см. приложение 4). Процесс перевода гидрогенератора в режим работы синхронного компенсатора должен быть автоматизирован в тех случаях, когда гидрогенератор систематически работает в режиме синхронного компенсатора.

2.24. Длительная работа генераторов при номинальной мощности в симметричном режиме на сеть, имеющую крупные преобразователи переменного тока в постоянный (для приводов прокатных станов и т.д.), допускается при условии, что значения высших гармонических составляющих токов 5-го и 7-го порядков не превосходят соответственно 4 и 3% значения номинального тока для турбогенераторов и 7 и 6% значения номинального тока для гидрогенераторов.

2.25. Длительная перегрузка генераторов по току сверх допустимого значения при данных температуре и давлении охлаждающей среды не разрешается.

В аварийных условиях разрешаются кратковременные перегрузки генераторов по токам статора и ротора согласно инструкциям заводов-изготовителей, ГОСТ и ТУ.

Если такие данные отсутствуют, то при авариях в энергосистеме допускаются кратковременные перегрузки по токам статора и ротора в соответствии с табл. 6 и 7, в которых кратности перегрузок отнесены к номинальным значениям токов статора и ротора.
Таблица 6

Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:

Новое и полезное:

  • Творопыш инструкция по применению смесь
  • Твно 2б техническое описание и инструкция по эксплуатации
  • Твистер игра инструкция по применению
  • Твиста инструкция по применению цена отзывы аналоги таблетки цена
  • Твиста инструкция по применению цена отзывы аналоги таблетки цена

    • 0 0 голоса
    Рейтинг статьи
    Подписаться
    Уведомить о
    guest

    0 комментариев
    Старые
    Новые Популярные
    Межтекстовые Отзывы
    Посмотреть все комментарии