水电站机组A级检修报告

1、 电站#1发电机组A级检修报告批准：审定：审核：编写：二一三年 月 日目录一、工程概述1（一）设备参数1（二）检修概况1二、简要文字总结1（一）施工组织及安全管理（修前准备及检修过程、设备定置管理情况说明）1（二）检修质量管理1（三）主要检修项目及缺陷处理1（四）设备的重大改进内容及效果2（五）遗留问题及整改措施2三、检修项目2（一）水轮机部分2（二）发电机部分2（三）调速器部分。3（四）电气一次部分3（五）电气二次部分3四、检修工作评价3第一部分 电气部分3一）、电气一次部分3二）、电气二次部分4第二部分 机械部分9一）、水轮机部分9二）、发电机部分10五、检修材料费用表11六、附件13#1

2、发电机组A级检修总结报告一、工程概述（一）设备参数水电站#1发电机 制造厂 ，型式 ，冷却方式风冷。容量 ，额定电压 。电站 #1水轮机 制造厂 ，型式 ，转数 。调速器：制造厂 ，型式 。 油压装置：制造厂 ，型式 。（二）检修概况1、停用日数：计划： 年 月 日到 年 月 日，共计 d。实际： 年 月 日到 年 月 日，共计 d。2、人工：计划： 人× 天× 小时 工时。实际： 检修： 人× 天× 小时 工时。 民工：共 个工 厂家： 人× 天× 小时+ 人× 天× 小时 工时3、检修费用：计划费用 万元。实际

3、发生 万元。其中人工费 万元，消耗性材料费 万元，备品备件0万元，工器具 万元，试验费用 万元。二、简要文字总结（一）施工组织及安全管理（修前准备及检修过程、设备定置管理情况说明）本次机组A级检修所列项目参照检修导则所规定的机组A级检修标准项目，结合电站设备实际运行情况制定。本次检修分9个分部工程，30个单元工程，共计185项；开工前根据检修项目编制检修工序工艺卡，在开工前由电站对检修工序工艺卡进行审查，并对批准的检修工序工艺卡组织学习。施工过程中按照计划工期进行控制，实行检修现场质量、安全分级负责，在施工过程中严格按照“个人无差错，班组无异常，电站无障碍”目标进行控制，检修工作中严格执行工作

4、票、操作票制度和工序工艺卡，检修过程中未发生不安全事件。 （二）检修质量管理本次检修成立由公司、电站、班组组成的检修组织机构，实施检修文件包，对施工管理、质量控制和监督、安全实行全面管理。机组检修质量管理实行班组一级验收、电站二级验收、公司三级验收和质量评定管理，重大项目及改造项目按照三级验收要求进行，对机组检修质量进行评定，依据水轮发电机组安装技术规范、海甸峡电站检修规程和生产厂家技术说明书要求及相关技术标准；此次检修项目质量验收评定全部为合格。（三）主要检修项目及缺陷处理1、本次检修主要进行了水轮机部分、发电机部分、调速器部分、电气一次部分及电气二次部分的清扫、检查及消缺处理。按照计划项目

5、全面完成，其间共完成计划检修项目185项，消缺项目13项。2、共消除设备缺陷 13 项，其中消除已记录缺陷 1 项，检修中发现的缺陷12项。1）发电机定子检修中发现发电机定子槽楔松动55槽，重新加半导体绝缘垫片并打紧；2）发电机定子检修中发现定子绕组表面对地电位大于10V的点较多，在靠近上下层线圈前槽口的侧面分别加半导体垫片，并加注低阻漆，共109处。3）发电机定子检修中发现线棒34#（A）、线棒78#（B）与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1U1-1（20#87#），V2-1V1-1（24#91#）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，厂家人员对损坏

6、绝缘进行了处理，做绝缘试验合格；4）发电机定子检修中发现定子过桥母线相间有白色粉末，用酒精清洗后涂快速胶及玻璃丝带缠绕，并用环氧固定；5）发电机定子检修中发现定子母线与出口母线连接部分绝缘破损，用云母带包缠14层，并涂环氧刷漆；6）发电机同期回路检查中发现DT-1/200同步检查继电器试验参数不合格，更换继电器恢复正常；7）励磁系统检修中发现励磁调节屏触摸屏通讯时好时坏，且有黑屏现象，拆开触摸屏发现电源模块老化严重，无法修复，更换触摸屏恢复正常；8）测温系统检修中发现下导测温电缆老化严重，绝缘橡胶开裂，且电缆非测温专用电缆，遂将下导测温电缆全部更换为测温专用电缆，并重新进行了端子排配线和航空头

7、接线焊接工作，检查测温系统显示仪表均显示正常；9）导水机构检修中检查导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范围内；10）在机组中心调整过程中，发现4#、5#、6#、7#楔子板厚度不够，同时1#、2#、9#、10#楔子板超厚，采取对4#、5#、6#、7#瓦背面止动快分别加2.20mm、2.55mm、2.55mm、2.55mm的钢垫，对1#、2#、9#、10#瓦背面止动块车削0.9mm、0.6mm、0.4mm、0.6mm后，上导瓦间隙调整到规范范围内；11）检查空气冷却器时发现4#冷却器阀门损坏，更换新阀门；12）导水机构检修中主接力器端部渗油检查发现端部密封破损，更换新密

8、封圈后恢复正常；13）压油装置检修中发现#1压油泵付杆轴套磨损严重，更换新轴套后恢复正常；（四）设备的重大改进内容及效果 此次#1机组A修在发电机定转子检查中，发现定子线棒34#（A）、线棒78#（B）与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1-U1-1（20#-87#），V2-1V1-1（24#-91#）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，联系厂家人员对端箍绝缘进行了重新处理，并做绝缘试验合格，消除了机组的重大隐患，提高了发电机组安全运行的可靠率；（五）遗留问题及整改措施无三、检修项目（一）水轮机部分水轮机部分主要检修了以下项目：1、 水轮机轴承解体、清

9、扫、检修了止水装置与轴承，清扫、检查并修整了轴承瓦面，清扫、测量了轴颈，清扫检查了油盆，无渗漏，测量轴承间隙符合规范要求；2、 导水机构对导水机构润滑部分加注了润滑剂，测量导叶端、立面间隙中发现导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范围内，对导叶汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况。3、 转轮上下止漏环间隙测量，经检查上、下止漏环总间隙符合设计要求，对转轮叶片汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况。4、 水轮机补气装置对真空破坏阀进行了解体、清扫、处理及试验调整，工作正常。5、 蝶阀对止水密封进行了严密性检查，密封良好，分解检查调试油泵、安全阀动作正常，检查、试验电气控制系统及整体系统操

10、作均正常。（二）发电机部分发电机部分主要检修了以下项目：1、 发电机定子检修对线圈端部及支持环绝缘进行了清洁，包扎密实，无过热及损伤现象，对铁芯通风沟进行了全面彻底清扫油垢和积灰，槽楔检查中发现定子槽楔松动55槽，重新加半导体绝缘垫片并打紧。发现发电机定子绕组表面对地电位大于10V的点较多，在靠近上下层线圈前槽口的侧面分别加半导体垫片，并加注低阻漆，共109处。定子线棒检查中发现线棒34#（A）、线棒78#（B）与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1-U1-1（20#-87#），V2-1V1-1（24#-91#）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，厂家

11、人员对损坏绝缘进行了处理，做绝缘试验合格。定子整体吸收比为3.26，试验数据均符合规范要求。2、 发电机转子检修对转子磁极进行了检查清扫，无变形及裂纹焊锡融化现象，接头拉杆螺丝与绝缘板完整紧固，固定螺丝紧固锁片锁紧。检查磁极线圈表面绝缘完好，转子引线绝缘良好无破损，阻尼环连接良好螺丝紧固，对部分未锁死锁片进行了处理，对定转子空气间隙测量检查，上部间隙最小值15.72mm，最大间隙19.22mm，平均间隙17.47mm，下部间隙最小值15.89mm，最大间隙19.42mm，平均间隙17.65mm。测量转子绝缘电阻2G，转子直阻144.9M，试验数据均符合规范要求。3、 滑环及碳刷器具检修对滑环及

12、刷架进行了清扫检查，滑环表面光滑，无麻点、刷印及凹凸，刷架、刷握螺丝固定牢靠，刷架上绝缘管无损伤，对磨损严重的碳刷进行了更换，共10个。（三）调速器部分。调速系统主要检修了以下项目：1、 调速柜机械部分检修对引导阀、主配压阀进行了分解清扫检查，阀体表面光洁无毛刺锈蚀，各遮程部件棱角保持完整，回装后用手上下提动动作灵活。对滤油器进行了分解清扫，对滤芯进行清洗，滤芯无明显变形。2、 调速柜电气部分检修对柜内电气元器件进行了清扫检查，对端子排全部进行了紧固检查，中间继电器进行了效验全部合格，手自动切换转换开关检查时发现切自动有时切不过去，更换转换开关后恢复正常。进行了外部输入开关量模拟实验，调速器触

13、摸屏显示正确。进行了电源切换实验，在单路直流或交流情况下调速器工作正常。故障模拟实验结果均正常。紧急停机电磁阀检查线圈直阻和原记录一直，回路绝缘试验合格。3、 接力器检修主接力器端部渗油检查发现端部密封破损，更换新密封圈后恢复正常。对分段关闭拐点位置进行复查，拐点位置60%，快关时间2.4s，慢关时间13.8s，符合设计要求； 4、 压油装置检修油压装置主要对对组合阀进行了解体检查，对组合阀充压后进行参数调整，安全阀动作值#1油泵4.18MPa，#2油泵4.1MPa，符合定值要求。对压油泵主副螺杆进行分解检查，轴套轴套合格 ，回装后运行平稳。对集油槽管路及阀门进行整体检查，各阀门无渗漏；对集油

14、槽油进行更换、过滤； 对安全阀进行了效验，动作定值符合规定值，动作正确。低油压试验，动作压力2.89MPa，符合定值要求。（四）电气一次部分电气一次部分主要对#1机组出口断路器及开关柜、1PT、2PT、3PT、10.5KV出口母线进行清扫检查，并进行预试，均符合规定。对#1机组励磁变进行清扫检查，螺丝端子紧固，并进行预试，均符合规定。（五）电气二次部分电气二次部分主要检修了以下项目：1、发电机保护主要对发电机主保护及后备保护动作逻辑进行了校验，保护定值进行核对及校验，各保护动作正确无误；并对继电器进行校验，均动作正确。2、机组LCU柜对机组LCU A1进行清扫检查，对数据库进行备份，对LCU屏

15、柜48个继电器进行校验，部分继电器返回系数不合格，其余均动作正确；对804电源插箱进行检查各插件正常。对LCU A2 屏进行清扫检查，各装置、继电器均动作正常。3、机组测温制动屏对测温制动屏进行清扫检查，测温表计均校验合格。水导#1瓦温断线故障，检查发现水车室端子箱端子接触不可靠，重新接线后正常。下导测温电缆老化严重，有开裂现象，将下导测温电缆进行更换，并重新进行端子配线及航空头接头焊接；4、励磁系统对励磁调节屏、灭磁屏、整流屏进行清扫检查，对调节器参数进行核对检查，中间继电器进行校验，发现两个继电器返回系数不合格，更换备件后恢复正常。做小电流试验波形正确，各可控硅触均可靠触发。5、同期装置对

16、同期装置进行清扫检查，电源插件检查正常，交流采样插件校验采样准确，手准同步检查继电器校验不合格，更换DT-1/200同步检查继电器动作正常；6、自动化元器件自动化元件检查中，对剪断销信号器、冷却水四通换向阀控制回路、冷却水电磁总阀控制回路，主令开关、冷却水示流信号器等装置进行检查校验，均满足规范要求，对继电器进行校验，均动作正常。.（六）启动试验项目1、充水前试验 充水前完成了以下项目：1、调速器静特性试验；2、接力器压紧行程测定；3、开关机时间及拐点测定；4、低油压动作试验；5、调速器电气机械开度对应核对；6、失磁保护动作联动试验；7、差动保护动作联动试验；8、励磁静特性试验；9、模拟机组开

17、停机、及事故流程执行试验；10、保护电源80%下开出试验； 2、充水试验：检查各部分管路无渗漏。3、模拟转速160%试验：模拟160%转速后，检查事故配压阀及蝶阀关闭正确动作。4、空转试验：检查调速器手自动开、停机正常，手动、自动切换正常。监测各部瓦温无异常，机组机械部分无异响，机组各部运行正常。停机后检查了各部位螺丝、销钉、锁片均无松动或断裂，转动部分检查焊缝、挡风板均正常。5、空载试验：自动开机正常后，检查机组监控系统、调速系统、励磁系统工作均正常。做调速器 “机频消失”试验正常；做机组空载频率给定试验，操作调速器机柜面板增、减按钮，改变频给值，观察频率变化方向均正确，速度适当；做调速器空

18、载扰动试验，空载扰动试验结果符合要求；做调速器“机手动”“电手动”“自动”方式切换试验，调速器电源切换、消失试验，接力器均无明显抽动；进行手动逆变灭磁，能可靠逆变，没有颠覆现象；机组定子电压保持100%Ue, 进行A/B套跟踪及切换试验正常； 6、 机组负载试验：在上位机分别设定机组的有功负荷和无功负荷，检查调速器和励磁调节器的响应速度和响应时间以及执行结果均正常；检查机组各部轴承温度及定子冷风温度变化均正常；负载扰动试验调速器动作正常；机组保护装置检查差动保护差流正常，各模拟量通道输入信号的相序、极性正确，负序、零序量正常；进行了三次甩负荷试验，机组振摆度、水压上升率、转速上升率等均符合规定

19、；7、 机组带负荷连续运行24小时试验：机组经过24小时连续运行试验，经验证合格后办理了交接验收，归调运行。四、检修工作评价本次检修全面推行项目管理，严格按“质量、安全、进度、投资”控制检修工程，计划检修项目全部完成，未发生安全、质量等事故，分部质量验收合格，整体项目评定为良好，机组可以正常投入运行。第一部分 电气部分一）、电气一次部分（一）励磁变压器检修项目序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1变压器进行了清扫、擦拭合格无 2变压器本体进行检查合格无3变压器高压侧电流互感器进行检查。二次接线进行紧固合格无4变压器低压侧电流互感器进行检查。二次接线进行检查紧固；合格无5

20、变压器温度巡测仪进行清灰检查，紧固二次接线合格无6绝缘试验合格无6.1高压侧对地合格无6.2低压侧对地合格无6.3高压侧对低压侧合格无6.4铁芯对地合格无6.5高压侧电缆合格无（二）#1发电机检修项目及检修情况1、#1发电机出口母线检查序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1母线进行清扫，擦拭；合格无 2所有母线绝缘子进行清灰检查合格无3对所有母线连接部分及绝缘子螺栓进行检查紧固合格部分绝缘损坏，已处理合格；4母线上电流互感器进行检查清扫，二次接线进行紧固合格无5101甲刀闸检查检修合格无6101甲刀闸进行清扫合格无7对落地流互进行清扫，绝缘检查良好并紧固二次接线合格无2

21、、发电机1YH，2YH，3YH检查序号检修（试验）项目检修结果发现和处理的问题检修人员1分别对1YH，2YH，3YH进行清扫卫生合格无 2检查核对三个电压互感器的二次接线，并紧固二次接线及柜内端子排接线合格无3对三个电压互感器各小车进行了检查合格无（三）检修结论1、检修结果：对所有检修、试验设备均进行了检修检查及卫生清扫。所检修设备符合检修工艺、规程要求，电气预防性试验达到国家规范标准，具备正常投运条件。详细试验数据见报告附件。2、遗留问题和防范措施：无遗留问题。3、结论意见：具备正常投运条件，可以正常投运。4、验收人员： 二）、电气二次部分（一）水轮发电机组自动化元件序号检修（试验）项目检修

22、（试验）结果发现和处理的问题检修人员1 机组测温 1.1仪表LCU到测温端子盒检查测温线绝缘良好（阻值500M），线路通断良好，仪表显示正常。无1.2端子盒带测温电阻检查测温线绝缘良好（阻值500M），线路通断良好，测温电阻阻值在正常范围内无1.3风洞内测温电阻检查均正常无1.4测温制动屏温度仪仪表显示正确#1水导瓦温断线故障，检查处理后恢复正常2 机组轴电流2.1轴电流互感器清扫擦拭及二次回路检查合格。无3碳刷及刷窝，集电环，励磁引线检查3.1碳刷检查碳刷磨损严重更换磨损严重的炭刷10个3.2刷窝检查检查正常无3.3集电环检查完好无3.5励磁引线检查正常无4导叶剪断销信号4.1各连

23、线检查已进行核对检查无4.2信号检查正确无5机组制动5.1风闸信号回路的检查并测绝缘回路信号正常，绝缘良好无5.2风闸行程开关的检查位置信号检查正常无5.3风闸制动自动化系统风闸现地远方操作正常无6自动化及二次部分接线的校对6.1测温探头至LCUA2柜及测温制动屏信号点正确无6.2信号电源的检查装置电源正常，无误接现象。无7机组冷却水 7.1冷却水电磁阀正常无7.2示流信号计完好，正常无7.3冷却水电磁阀现地、远方试验正常无8端子排检查8.1测温制动屏全面清扫干净无8.2上机架端子盒正常进行清扫，端子紧固，接线核对8.3风洞端子盒正常进行清扫，端子紧固，接线核对8.4水轮机层端子盒正常进行清扫

24、，端子紧固，接线核对9油位检测元件9.1上导，下导，水导油位计检查定位，接线及信号正确无10转速装置10.1齿盘测速装置定位及接线正确无10.2信号回路检查回路正确无10.3机械测速装置定位及接线正确无11接力器锁定自动化系统11.1接力器位置信号检查正确11.2接力器锁定自动化检查远方，现地操作正确无12机组自动化系统动态试验12.1机组自动化元件开停机试验开停机工作正常无12.2机组自动化开停机流程试验开停机流程正确无12.3机组测温元件及仪表显示正确无1、检修结果：对所有检修自动化设备均进行了卫生清扫，试验合格，达到国家规范标准，具备正常投运条件。2、遗留问题和防范措施：无3、结论意见：

25、具备正常投运条件，可以正常投运。4、验收人员： （二）励磁系统序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1励磁调节柜1.1励磁调节柜清扫清扫柜体顶部及柜门空气过滤器的灰尘，清除装置内各元器件1.2检查励磁调节柜接线各接线端子接线正确，牢固无 1.3检查各插拔元件各元器件无松动，变色，紧固完好触摸屏黑屏故障，经更换后恢复正常1.4检查柜内各元器件元件本体无变色，接线无松动，紧固完好发现两个中间继电器返回系数不合格，更换备件后恢复正常2励磁功率柜2.1励磁功率柜清扫清扫柜体顶部风机及柜门通风口的灰尘，擦拭柜内设备灰尘无2.2励磁功率柜接线接线无松动，对端子接线紧固检查，接线正确端

26、子紧固2.3检查柜内各元器件元件本体无变色，接线无松动，紧固良好无2.4检查功率柜交直流刀闸动静触头接触良好无3灭磁开关柜3.1灭磁开关柜清扫清扫柜顶柜体及柜门通风口，擦拭柜内设备灰尘无3.2检查灭磁开关灭磁开关动作可靠正确.无3.3检查分合闸继电器正常无3.4检查直流接触器检查动合动断接点，手动分合操作，触点接触良好无3.5检查柜内其它各元器件元件本体无变色，接线无松动，紧固良好无3.6检查灭磁柜接线各接线端子接线正确，牢固端子紧固， 1、检修结果：对柜体及柜内各元器件均进行清扫检查及端子紧固，具备正常投运条件。2、遗留问题和防范措施：无3、结论意见：具备正常投运条件，可以正常投运。4、验收

27、人员： （三）调速器及油压装置序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1调速器 1.1调速器电气柜的清扫调速器内的I/O模块及其它各元器件和主令开关的清扫，已清洁。无1.2检查继电器无松动，能可靠动作无1.3检查驱动器无松动，接线正确完好对驱动器接线进行检查和紧固1.4检查I/O模块无松动，接线正确对I/O模块接线进行检查和紧固1.5检查电机反馈接线正确，电压正常对小反馈接线进行检查和紧固1.6导叶反馈检查调整反馈电压正常无1.7检查锁定接线正确，能可靠动作对锁定接线进行检查和紧固1.8检查调速器接线无松动，对端子排接线进行二次回路检查，接线正确对端子紧固处理，2油压装置2

28、.1油压装置柜的清扫油压装置柜体及柜内各元器件已清扫干净无2.2检查油压装置接线无松动，对端子排接线进行二次回路检查，接线正确对端子紧固处理2.3油压装置二次回路检查控制正常，接线无松动无24各压力开关及油压表定值校核正确，停泵4.0MPa，启主泵为3.5MPa,由停泵返回值控制，启备泵3.2MPa,事故低油压2.9 MPa无2.5检查PLC无松动，PLC电源及各I/O模块接线正确无2.6检查继电器无松动，接触良好无2.7检查各信号灯显示正确无2.8检查漏油箱漏油泵现地及油压控制柜能自动启停，运行及停止信号灯指示正常无1、检修结果：所有设备均进行卫生清扫，静态试验合格，达到国家标准，具备正常投

29、运条件。2、遗留问题和防范措施：无。3、结论意见：具备正常投运条件，可以正常投运。4、验收人员： （四）监控系统序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现的问题检修人员1LCUA1柜检修 1.1柜内端子排的清扫，检查清扫干净，端子紧固无1.2柜外部接线与柜内配线检查清扫清扫干净无1.3更换柜内线号套，对照图纸编号更换完毕无1.4主控及I/O模件的清扫和检查清扫干净，装置良好无1.5GER-500微机自动准同期装置清扫和检查清扫干净，装置良好更换继电器后恢复正常1.6触摸屏的清扫和检查重新下载程序恢复正常1.7804电源插箱清扫和检查清扫干净，装置良好无1.8DEP-765N通讯管理装置清扫检查清

30、扫干净，装置良好无1.9开出继电器检查清扫干净，装置良好无2LCUA2柜检修2.1柜内端子排的清扫，检查清扫干净，端子紧固无2.2柜外部接线与柜内配线检查清扫清扫干净无2.3更换柜内线号套，对照图纸编号更换完毕无2.4GER-600温度巡检装置清扫和检查清扫干净无1、检修结果：所有设备均进行卫生清扫，电气试验合格，达到国家标准，具备正常投运条件。2、遗留问题和防范措施：无。3、结论意见：具备正常投运条件，可以正常投运。4、验收人员： 第二部分 机械部分一）、水轮机部分（一）水导轴承检查序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1振摆仪测头调整与主轴间距为22.5mm数据不可靠

31、，装置功能性故障，无法修复； 2间隙测量单边间隙为0.140.34mm无3水导取油样化验油质符合GA11120-1989无4水导轴承加油正常无5测温电阻检查正常无6测温回路检查接线正确无（二）导水机构检查序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1顶盖清扫无积水、泥污无 2调速环清扫调速环压板无磨损，连接紧固；清洁；无3拐臂检查拐臂无裂纹、变形，导叶挡块齐全；无4接力器检查无渗漏主接力器端盖渗油，更换端盖密封后恢复正常；（三）转轮室检查序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1蜗壳清扫清洁无 2转轮汽蚀检查无明显汽蚀无3转轮上、下止漏环间隙测量下止漏环单边

32、间隙在1.31.7mm之间，上止漏环间隙在1.51.8mm无4导叶间隙测量端面间隙为总间隙的50%,立面间隙用0.05塞尺检查不能通过，间隙的长度不超过导叶总长的25%； 导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范围内5导叶汽蚀检查无明显汽蚀无（四）检修结论1、检修结果：对所有检修、试验设备均进行了检修检查及卫生清扫。所检修设备符合检修工艺、规程要求，具备正常投运条件。2、遗留问题和防范措施：无遗留问题。3、结论意见：具备正常投运条件，可以正常投运。4、验收人员： 二）、发电机部分（一）定转子检查序号检修（试验）项目检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1定转子风洞检查清洁无 2定转子、机架及螺栓焊缝检查结构焊接与螺母点焊无开缝无3定子线棒端部绑