01 发电机绝缘试验文件包.doc

《01 发电机绝缘试验文件包.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《01 发电机绝缘试验文件包.doc（49页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、嘉峪关宏晟电热公司 文件编号：DQSY-01-ZY发电机绝缘试验文件包设备名称： 发电机批准： 审定： 审核： 初审： 编写： 2010年4月20日文 件 包 目 录1. 目录 12. 概述 23. 发电机上次试验数据34. 发电机试验准备44.1 所需备品材料准备情况 44.2工器具准备情况 44.3 图纸、资料准备情况 45. 发电机试验过程隔离措施及风险预控 56. 发电机试验控制实施计划67. 发电机试验工序及质检点 107.1开工前准备工作确认 107.2试验工序 108. 发电机试验数据记录表 169. 质量验收签字确认单2210. 检修报告3811. 发电机试验整体验收3912.

2、 文件包附录目录42概 述为认真贯彻执行宏晟公司设备检修管理办法、电力设备预防性试验规程和“预防为主、计划检修”的方针，进一步加强电力设备预防性试验管理工作，坚持应试验必试验，试验必须符合规程的原则，确保试验质量，实现试验的闭环管理，特制定高压绝缘试验文件包，来指导高压电力设备预防性试验管理工作。1. 编制说明1.1 本文件包包括了“设备修前状态检查与诊断、设备检修准备、设备检修质量控制实施计划、安全措施及危害因素辨识、设备检修工序及质检点以及设备检修数据记录、缺陷报告、不符合项报告”等内容，为设备实现全过程检修、质量监督提供软件支持。1.2本文件包适用于发电机的标准试验。1.3 本文件包的计

3、划消耗材料根据检修定额编制。1.4 本文件包的危险点分析及防范措施根据危险源辨识及风险评价、安全作业标准并结合现场施工情况编制而成。1.5 本文件包的设备检修工序及质检点根据宏晟公司设备检修管理办法及电力设备预防性试验规程编制而成。1.6 本文件包的不符合项管理按照厂颁不符合项管理程序执行。1.7 本文件包需经设备管理部审定，由生产厂长或总工批准后方可使用。2.编制目的：2.1 规范检修行为、程序化管理，实行检修全过程监督。2.2 为检修提供安全、质量、组织、管理程序。2.3 为各级质量验收、管理人员提供参考依据。3.确保目标3.1 确保绝缘试验过程无不安全因素发生。3.2 确保绝缘试验项目的

4、验收率、合格率为100，质量评价为“优秀”。3.3 实现发电机试验后一次性启动成功。4.发电机概述： 发电机有功： 功率因数： 发电机额定电压： 发电机额定电流： 发电机冷却方式： 发电机上次试验数据工作票号： 设备名称： 发电机设备型号： 设备编码： 地理位置： 上次试验报告编号：上次试验状况：1、 发电机上次各项试验结果：2、 发电机运行情况：检查人：检查时间：本次工作批准时间： 年 月 日 时 分- 年 月 日 时 分工作负责人签字：点检员签字：发 电 机 试 验 准 备 工作名称 发电机试验所需备品材料准备情况编号名称单位数量落实情况（）1.9V干电池只42.#1干电池只93.绝缘胶带

5、卷24.检查人日 期所需工器具准备情况工具编号工具名称型号数量落实情况（）1.2500V兆欧表ZC-7/ZC3712交流试验仪（套）TDM轻型变压器/操作箱XCJH3/5/22013直流试验仪（套）TDM轻型变压器调压器TDGC-414数字式万用表VC890D15双臂电桥QJ4416电流互感器HL117多用电源插座（带有漏电保护器）/18电流表D26-mA19电压表T19/1-V110功率表D34/1-W111手套/412其他工具/13检查人日 期图纸、资料准备情况编号名 称图 号份数落实情况（）1发电机技术说明书、图纸12试验规程电力设备预防性试验规程DL/T 596-199613上次试验记

6、录14相关仪器使用说明书15检查人日期系统隔离措施文件编号： DQSY-01-AQ-CS-1序号工作票执行措施执行情况1断开 发电机出口 开关。2断开 发电机出口 开关操作、储能直流电源。3将 发变组电源开关拉至试验位置。4断开 发电机出口 刀闸。危害因素辨识及风险预控措施学习记录开工前教育学习人员确认签名教育实施人教育实施时间危害因素辨识及风险预控措施执行确认记录本次作业活动危险控制措施由 （工作负责人）确认已全部执行。危害因素辨识及风险预控文件编号：DQSY-01-AQ-BS-1本次 发电机预防性试验执行电气试验班危险源辨识与风险评价清单 作业活动危险控制。发 电 机 试 验 控 制 实

7、施 计 划工作名称试验性质检修负责人质量控制点技术监督三级验收验收单编号监督单编号名称检修项目质量技术要求说明零星分段厂部1定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数1)若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因 2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；水内冷定子绕组自行规定 1)额定电压为1000V以上者，采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000M 2)水内冷定子绕组用专用兆欧表 3)

8、200MW及以上机组推荐测量极化指数2定子绕组的直流电阻 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%。超出要求者，应查明原因 1)在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于3 2)汽轮发电机相间(或分支间)差别及其历年的相对变化大于1%时，应引起注意W-1DQSY-01- ZL- W-13定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1）大修前试验电压为2.5Un 小修时及大修后为2.0Un2）在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20以下者，相间差值与历

9、次试验结果比较，不应有显著的变化3）泄漏电流不随时间的延长而增大 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验 2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min 3)不符合2)、3)要求之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 4)泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析 5)试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无

10、机械混杂物，导电率在水温20时要求：对于开启式水系统不大于5.0102S/m；对于独立的密闭循环水系统为1.5102S/mH-1DQSY-01- ZL- H-1DQSY-01-JD-14定子绕组交流耐压试验大修前试验电压为1.5Un1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1) 2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5) 3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍H-2DQSY-01- ZL- H-2DQSY-01- JD-25转子绕组

11、的绝缘电阻 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5M2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5k 1)采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表 2)对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75时不小于2k，或在20时不小于20k，允许投入运行 3)对于300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在1030时不小于0.5M 6转子绕组的直流电阻 与初次(交接或大修)所测结果比较，其差别一般不超过2%1)在冷态下进行测量 2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量7转子绕组的交流阻抗和功率损耗阻

12、抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化1)隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。显极式转子对每一个转子绕组测量 2)每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定) 3)本试验可用动态匝间短路监测法代替W-2DQSY-01- ZL- W-28轴电压 1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 测量时采用高内阻(不小于100k/V)的交流电压表9空载特性曲线1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围以内 2)在额定转速下的定子电

13、压最高值：汽轮发电机为1.3 Un(带变压器时为1.1Un) 3)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3 Un空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验H3DQSY-01-ZL- H3DQSY-01-JD-310三相稳定短路特性曲线与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围以内新机交接未进行本项试验时应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验H4DQSY-01-ZL- H4DQSY-01-JD-411发电机试验整体验收发电机各项试验数据均符合规程要求。/DQSY-01-YS发 电 机 试 验 工

14、序 及 质 检 点工作名称 发电机绝缘试验目录1.开工前准备工作确认及注意事项2.检修工序1.开工前准备工作确认：1.1工作票办理完毕，发电机已经停电，接地刀已投入、地线已装设。1.2所有的安全、技术措施已全部执行完毕。工作负责人签字2. 试验工序及关键点 应在试验开始之前详细记录试品的铭牌参数。检查、了解试品的状态及其历史运行有无异常情况，并进行记录。 应根据交接试验或预防性试验等不同的情况依据相关规程规定，从设备检修质量及控制实施计划项目中确定本次试验所需进行的试验项目和程序。 一般情况下，应按先低电压后高电压试验、先直流后交流的顺序进行试验。应在绝缘电阻测量无异常后再进行耐压试验。交流耐

15、压试验后还应重复测量绝缘电阻，以判断耐压试验前后试品的绝缘有无变化。 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 测试方法 如果各绕组的首末端单独引出，则应分别测量各绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻，这时所有其它绕组应同机壳做电气连接。当中性点不易分开时，则测量所有连接在一起的绕组对机壳的绝缘电阻。 试验步骤a) 测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次熔断器。b) 测量并记录环境温度和湿度，如果绕组温度于环境温度相差较大，应测量定子膛内平均温度作为绕组温度。c) 将所有绕组充分放电。d) 被测如果是水内冷发电机，将汇水管用导线引至试验场地。把汇水管所用引下线拧在一起，用万用表测

16、量汇水管对地电阻，通常应达到30K以上方可以进行步骤e）。将汇水管引线接至专用兆欧表的屏蔽端子上。e) 分相或分支测量时，每相或每个分支的绕组必须头尾短接，并将非被试绕组、转子绕组连接至机壳，而测量绕组整体的绝缘电阻（如起机时不能分相测量）一般在发电机中性点接地变压器或电抗器隔离开关上口进行。f) 将地线端子有接地线和发电机的外壳连接好，用绝缘把手将相线接触到被测量绕组的引出端头上，开始测量，记录15、60、600s的绝缘电阻值。g) 将被测绕组回路对地的机壳作电气连接5min以上使其充分放电。h) 测量其它绕组。定子绕组的直流电阻 (质量控制点 W-1)测试方法a) 冷态测量，绕组表面温度于

17、周围空气温度之差不应大于2。b) 如果各分支的首末端单独引出，则应分别测量各分支的直流电阻。试验步骤a) 在定子膛内放置35支温度计15min以上，记录并计算平均值作为绕组平均温度，如果温度大于2，应找出原因并排除。b) 其他非被测的绕组短路接地，测量各相或分支的直流电阻值，每一电阻应测3次，每次应在电桥平衡破坏后重新进行测量，每次读数于3次读数平均值之差在0.5以内时，取平均值作为测量值。定子绕组泄漏电流和直流耐压 （质量控制点H1） 测试方法a) 根据相关规程和发电机的额定电压确定试验电压，并根据试验电压和发电机容量选择合适电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。b) 尽量在停机后清除污垢

18、前热态下进行，交接或处于备用时可在冷态下进行。c) 对水内冷发电机汇水管直接接地者，应在不通水和饮水管吹净条件下进行试验，试验方法（包括设备、接线图、步骤等）与空冷和氢冷发电机相同。d) 对水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线。 试验步骤a) 转子绕组在滑环处接地，发电机出口电流互感器二次绕组短路接地，埋置检温元件在接线端子处电气连接后接地，对绕组进行充放电。b) 按接线图准备试验，保证所用试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确。c) 记录绕组温度、环境温度和湿度。d) 如低压屏蔽法测量水冷绕组的泄漏电流，在空载条件下，按试验电压的1.051.1倍调整保护铜球间隙。e) 确认一切正常

19、后开始试验，先空载分段加压至试验电压已检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确。f) 将直流电源输出加在被试相或分支绕组上，从零开始升压，试验电压按0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min，并记录每阶段电压开始和1min时微安表的电流值。g) 该相或分支试验完毕，将电压降为零，切断电源，必须等到10kv以下充分放电后再进行改变接线对另一绕组进行试验或进行其它操作（特别是非水内冷发电机）。定子绕组的交流耐压 (质量控制点 H2） 测量方法a) 根据相关规程或制造厂家的规定值确定试验电压，并根据试验电压和发电机容量选择适合电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。推荐采用串联谐振或并联谐振以降低试验电

20、源的容量，试验前应根据相关数据计算电抗器、变压器的参数，以保证谐振回路能够匹配谐振以达到所需的试验电压和电流。b) 尽量在停机后清除污垢前的热态下进行，交接或处于备用时可在冷态下进行。c) 水内冷发电机应在绕组通水的情况下进行，水质要求同4.3.5第a）条，在试验变压器容量不够时可在不通水的情况下进行，但必须将绝缘引水管中的水吹干。氢冷发电机的试验条件同4.3.5b）条。d) 试验前先进型绝缘电阻和吸收比、直流泄漏等试验，各项试验合格后再进行本项试验。试验后再进行一次绝缘电阻和吸收比测量，比较试验前后的变化。e) 如果试验设备容量允许，可以同时对各项或各分支同时试验。 试验步骤a) 转子绕组在

21、滑环处接地。发电机出口电流互感器二次绕组短路接地。埋置检温元件在接线端子处电气连接后接地。水内冷发电机汇水管接地。检查试验电源、调压器和试验变压器正常。按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪器仪表接线正确、指示正确。b) 一切设备仪表连接好后，在空载条件下调整保护间隙，其放电电压为试验电压的110120范围内（如采用串联谐振需要另外的变压器调整保护间隙）。并调整试验电压在高于试验电压5下维持2min后将电压降至零，拉开电源。c) 经过限流电阻R在高压侧短路，调整过流保护跳闸的可靠性。d) 非被试绕组电气连接后接地。被试绕组首尾连接后引出。e) 记录绕组温度，环境温度和湿度。f) 电压和电流保护

22、调试检查无误，各种仪表接线正确后，即可将高压引线接到被试绕组上进行试验。g) 升压必须从零开始，升压速度在40试验电压以内可不受限制，其后应均匀升压，速度约每秒3的试验电压。升至试验电压后维持1min。h) 将电压降至零，拉开电源，该试验绕组试验结束。i) 对其他相或分支绕组进行试验。转子绕组的绝缘电阻 测试方法分静态和动态空转两种情况。兆欧表的火线接于转子滑环上、接地接与转子轴上。 试验步骤a) 静态测量前将滑环接地放电，提起炭刷测量。b) 动态空转测量时，断开灭磁开关到炭碳刷架的励磁母线或电缆，将碳炭刷提起，测量不同转速下的绝缘电阻。该项目试验结束后发电机加励磁前恢复接线。转子绕组的直流电

23、阻 测试方法冷态测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于2。 试验步骤a) 测量绕组表面温度（困难时可用转子表面温度代替），测点不少于3点，取平均值作为绕组的冷态温度。对水内冷绕组在通水情况下，可在绕组进出口水温差不超过1K，铁心温度与环境温度温差不超过2K时，取进出口水温的平均值作为绕组的冷态温度。b) 将测量设备或仪表接到滑环上进行测量。转子滑环光滑不易接线，应注意把测量线接牢，否则读数不稳定。c) 当采用电桥测量时，每一电阻应测量3次，每次应在电桥平衡被破坏后重新进行测量。每次读数与3次读数平均值之差在0.5%以内时，取平均值作为测量值。转子绕组的交流阻抗和功率损耗 (质量控制点 W

24、-2) 测试方法a) 隐极式转子在膛内或膛外以及不同转速下测量，显极式转子对每个磁极转子绕组测量。b) 每次试验应在相同条件和相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压（显极式转子自行规定）。c) 交接时超速试验前后进行测量；d) 对于转子绕组有一点接地，或对水内冷转子绕组测量时，必须用隔离变压器加压，并在转子轴上加装接地线。 试验步骤a) 接好试验接线，励磁侧回路断开，电压表要用最短的粗导线直接接与滑环1、2上。b) 用调压器TR分级升压，测量并记录电压U、电流I和功率P。轴电压测试方法被试发电机在额定电压、额定转速下空载和带不同负载运行时，测量发电机大轴间的交流电压；对于端盖式轴承可仅

25、测汽侧轴对地电压。对静态励磁的发电机，建议同时用示波器或录波仪测量轴电压波形。 试验步骤a) 检查轴承座的绝缘电阻。b) 将轴上原有的接地保护电刷抬起。c) 对于座式轴承，将两侧轴与轴承用铜刷接地，测量轴电压。空载特性曲线 (质量控制点 H3）测试方法发电机在保持在额定转速下，投入励磁系统，由零开始升电压，直至额定电压的1.3倍（如果带变压器升电压，可升至额定电压的1.1倍），然后降电压至零。记录升压及降压过程中的励磁电流和机端电压值（取810点）。 试验步骤a)在集控室（电子间）相关屏柜接励磁电流二次线至直流电压表，机端电压至电压表。b)在发电机升电压和降电压过程中，同时记录励磁电流及机端电

26、压值。升压至最高点时，保持5分钟。同时检查发电机电压二次回路是否正常。c)将记录的数据绘制成发电机空载试验特性曲线，与上次试验结果进行比较，判断结果是否合格。三相稳定短路特性曲线 (质量控制点 H4）测试方法发电机在保持在额定转速下，投入励磁系统，由零开始升电流，直至额定电流，然后降电流至零。记录升电流及降电流过程中的励磁电流和发电机电流值（取810点）。 试验步骤a)在集控室（电子间）相关屏柜接励磁电流二次线至直流电压表，发电机电流接电流表。b)在发电机升电流和降电流过程中，同时记录励磁电流及发电机电流值。升电流至0.2倍额定电流时，检查发电机所有电流二次回路是否正常。c)将记录的数据绘制成

27、发电机短路试验特性曲线，与上次试验结果进行比较，判断结果是否合格。设 备 检 修 数 据 记 录标识与编号试验日期单位安装地点运行编号试验负责人试验参加人审核人记录人铭牌型号额定功率额定电压额定电流励磁电压励磁电流额定转速功率因数接线方式冷却方式定子绕组绝缘转子绕组绝缘制造厂出厂号出厂日期备注1.定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数环境温度环境湿度是否带母线是否通水水质水电导率测量方式R（15秒）R（60秒）R（10秒）吸收比极化指数A - B.C地B - A.C地C - B.A 地使用仪器备注2.定子绕组直流电阻测量环境温度绕组平均温度测量方式实测值换算至 度基值 度相间互差%与基值差%AB

28、C使用仪器备注3.定子绕组直流耐压试验及泄漏电流测量环境温度环境湿度绕组温度是否通水水质水电导率外加电压ABC使用仪器备注4定子绕组的交流耐压试验环境温度环境湿度绕组温度是否通水水质水电导率测量方式耐压前绝缘电阻耐压后绝缘电阻A - B.C地B - A.C地C - B.A 地使用仪器备注相别电压时间结论ABC使用仪器备注5.转子绕组绝缘电阻测量环境温度环境湿度试验条件（静态/动态）R（15秒）R（60秒）转子绕组绝缘电阻试验仪器备注6.转子绕组直流电阻环境温度绕组平均温度实测值换算至 度出厂值 度实测值与出厂值互差%试验仪器备注7.转子绕组交流阻抗环境温度电缆互感器变比转速电压电流功率损耗阻抗

29、读表格实际值读表格实际值基值（膛内/膛外）使用仪器备注8.轴电压环境温度发电机负载轴电压励侧轴承座对地使用仪器备注9.发电机空载试验升电压降电压励磁电流机端电压励磁电流机端电压发电机空载特性曲线：10发电机短路特性试验升电流降电流励磁电流发电机电流励磁电流发电机电流发电机短路特性曲线：试验结论： 嘉峪关宏晟电热公司检修质量检查验收通知单（存根）被通知单位： ； 通知单编号：DQSY-01- ZL- W-1；根据检修质量监督计划，需对 项目进行质量检查验收。该项目现经班组及检修作业区自检，认为达到质量标准，特提请被通知单位有关人员于 年 月 日 时 分到达 进行检查。被通知人员（签字）： 年 月

30、 日自检人员（签字）：工作负责人： 班长（技术员） 检修作业长： 年 月 日嘉峪关宏晟电热公司检修质量检查验收通知单被通知单位： ； 通知单编号：DQSY-01- ZL- W-1；根据检修质量监督计划，需对 项目进行质量检查验收。该项目现经班组及检修作业区自检，认为达到质量标准，特提请被通知单位有关人员于 年 月 日 时 分到达 进行检查。被通知人员（签字）： 年 月 日自检人员（签字）：工作负责人： 班长（技术员） 检修作业长： 年 月 日宏晟电热公司W、H点检修质量检验卡控制点编号：W1 质量检验卡编号：DQSY-01- ZL- W-1设 备名 称质检点名 称定子绕组的直流电阻1、检 修

31、情 况2、技术记录数据 工作负责人 日期： 3、点检员意见： 签 字： 日期： 4、区域专工意见： 签 字： 日期： 5、设备部专工意见： 签 字： 日期： 6、生技部监督意见： 签 字： 日期： 7、总工意见： 签 字： 日期： 1此卡由工作负责人填写。2检修情况由工作负责人填写，所需资料由工作负责人负责收集。3点检员、区域、设备部专工、技术监督验收，有不同意见时由总工裁决并签署意见。嘉峪关宏晟电热公司检修质量检查验收通知单（存根）被通知单位： ； 通知单编号：DQSY-01- ZL- W-2；根据检修质量监督计划，需对 项目进行质量检查验收。该项目现经班组及检修作业区自检，认为达到质量标准

32、，特提请被通知单位有关人员于 年 月 日 时 分到达 进行检查。被通知人员（签字）： 年 月 日自检人员（签字）：工作负责人： 班长（技术员） 检修作业长： 年 月 日嘉峪关宏晟电热公司检修质量检查验收通知单被通知单位： ； 通知单编号：DQSY-01- ZL- W-2；根据检修质量监督计划，需对 项目进行质量检查验收。该项目现经班组及检修作业区自检，认为达到质量标准，特提请被通知单位有关人员于 年 月 日 时 分到达 进行检查。被通知人员（签字）： 年 月 日自检人员（签字）：工作负责人： 班长（技术员） 检修作业长： 年 月 日宏晟电热公司W、H点检修质量检验卡控制点编号：W2 质量检验卡编号：DQSY-01- ZL- W-2设 备名 称质检点名 称转子绕组的交流阻抗和功率损耗1、检 修 情 况2、技术记录数据 工作负责人 日期： 3、点检员意见： 签 字： 日期： 4、区域专工意见： 签 字： 日期： 5、设备部专工意见： 签 字： 日期： 6、生技部监督意见： 签 字： 日期： 7、总工意见： 签 字： 日期： 1此卡由工作负责人填写。2检修情况由工作负责人填写，所需资料由工作负责人负责收集。3点检员、区域、设备部专工、技术监督验收，有不同意见时由总工裁决并签署意见。嘉峪关宏晟电热公司检修质量检查验收通知单（存根）被通知单位： ； 通知单编号：DQSY-01-