发电机检修工艺与质量标准.docx

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发电机检修工艺与质量标准

发电机检修工艺与质量标准

1.1发电机解体前的准备工作

1.1.1发电机电气预防性试验

发电机电气预防性试验项目按部颁《电气预防性试验规程》、本规程第15章电气预防性试验规程补充规定及厂家有关要求进行，以下所列项目仅供参考。

1.1.1.1修前试验项目及标准

1.1.1.1.1测量定子线圈的绝缘电阻和吸收比或极化指数：

用2500伏水内冷专用兆欧表测定子线圈对地及相间绝缘电阻，不得低于200MΩ。

或在相同试验条件下（温度、湿度），绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。

各相或各分支绝缘电阻值（并头拆开时）的差值不应大于最小值的100%；吸收比R60/R15≥1.6；极化指数不应小于2.0。

1.1.1.1.2定子绕组交流耐压试验：

通水情况下，试验电压2Un+1000V。

1.1.1.1.3定子直流耐压和泄漏电流的测量。

电压自0.5Un分段升到2.5Un，每段停留1分钟，应符合下述标准：

泄漏电流不应随时间延长而增加。

泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析。

1.1.1.2修中试验项目及标准

1.1.1.2.1测量定子线圈直流电阻：

测得各相直流电阻在校正了由于引线长度不同而引起的误差后，相互间差别最大值与最小值之差和最小值之比或与初次测量值比较不得超过1.5%

1.1.1.2.2转子清扫前测量转子线圈绝缘电阻：

用1000伏兆欧表测定，不应小于0.5MΩ。

1.1.1.2.3轴瓦安装后测量发电机轴承的绝缘电阻，用1000伏兆欧表测量，不低于0.5MΩ。

1.1.1.2.4测量转子线圈的交流阻抗和功率损耗试验：

测得值与初次数值比较，不应有明显变化，相差10％应引起注意。

1.1.1.2.5测量汽励两端汇流管、引线汇流管的绝缘电阻：

用1000伏兆欧表无水时≥100KΩ，通水时≥30MΩ。

1.1.1.2.6检温计绝缘电阻和温度误差校验。

1.1.1.2.7定子绕组的自振频率及整个线圈的模态频率测振：

绕组端部整体模态频率在94-115Hz范围内，且振型为椭圆，应对绕组端部进行处理。

个别线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94-115范围之内为不合格，应加固处理。

1.1.1.2.8定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量。

1.1.1.2.10发电机局部放电量测量。

1.1.1.3修后试验项目及标准

1.1.1.3.1安装好油管后，测量发电机组轴承座绝缘：

用1000伏兆欧表测量，不低于0.5MΩ。

1.1.1.3.2测量定子线圈的绝缘电阻和吸收比或极化指数。

1.1.1.3.3测量转子线圈直流电阻与初次（交接或大修）测得值比较不大于2%；转子清扫后测量转子线圈绝缘电阻：

用500伏兆欧表测定，不应小于0.5MΩ。

1.1.1.3.4定子直流耐压和泄漏电流的测量：

试验最高电压2.0Un。

1.1.1.3.5测量轴电压：

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，大轴对地电压一般应小于10伏。

1.1.1.3.6发电机转子动态交流阻抗、功率损耗测量。

1.1.1.3.7测量空载特性曲线，在额定转速下，定子最高电压升至额定电压的130%（带变压器时为110%），与制造厂数据比较，应在测量的误差范围内。

1.1.1.3.8测定三相稳定短路特性曲线：

与制造厂家数据比较，应在测量误差范围之内。

1.1.1.4特殊试验项目

1.1.1.4.1在拆大护环时，转子绕组交流耐压试验，标准为10Un伏，历时1分钟。

1.1.1.4.2在铁芯受损，局部高温及在检修中怀疑铁芯有短路时，应进行铁芯试验；铁芯齿的最高温升不超过25℃，相互间温差不大于15℃。

1.1.1.4.3怀疑发电机转子磁化或检修时发现转子、轴承、轴瓦有磁化现象，应对其检查退磁处理。

轴瓦、轴径不大于2×14－4T，其他部位小于10×10－4T。

1.1.2发电机定子反冲洗、修前气密试验和滑环的检查

1.1.2.1发电机反冲洗

1.1.2.1.1定子线棒和引线水路的反冲洗，应在发电机停机后水路系统未动时立即进行，否则会使线棒和引线水路中的污垢干涸，影响反冲洗效果。

1.1.2.1.2反冲洗前及反冲洗后，应对定子内冷泵出口滤网、反冲洗滤网进行清洗。

1.1.2.1.3反冲洗前后要做好流量记录，反冲洗每两小时倒换一次，反冲洗时间不得少于48小时，不应间断，反冲洗后的流量应大于或等于反冲洗前的流量，否则应提高压力继续进行冲洗，直至流量合格为止。

1.1.2.1.4发电机长期停用，应在反冲洗结束后将内冷泵停止，用0.3MPa压力的干燥压缩空气将线棒和引线内的积水吹干。

1.1.2.1.5反冲洗工作结束后，将各管内的污物排尽，将各阀门恢复到正常运行状态。

1.1.2.1.6反冲洗工作由运行人员进行操作，并负责记录反冲洗试验结果。

1.1.2.2发电机修前气密试验

发电机修前（可不置换气体）气密试验应在定子绕组通水、油系统正常运行情况下进行。

首先打开发电机出线及中性点封母盖板，通知汽机运行注意监视调整密封油压，然后将压力慢慢升到0.1MPa表压（置换气体）。

检查发电机本体，查找漏气点。

通知汽机检；修、热工检修，查找氢气系统漏点。

将压力升至0.4MPa表压，检查发电机本体，继续查找漏气点。

气密试验做完后，应将各阀门恢复至原位。

发电机进行修前气密试验时应注意仔细检查各密封部位，重点检查发电机端盖密封、人孔密封、套管密封。

记录发电机气密试验数据、各漏气点及部位，分析发电机检修前日漏氢量大小，判断阀门密封及密封瓦密封状况，结合检修进行处理。

1.1.2.3发电机滑环检查

在盘车状态下，测量发电机滑环凹凸不平度和偏心度：

滑环偏心度不超过0.05mm，滑环同环同面两点凹凸不平不超过0.5mm，滑环表面光洁度在

7以上。

6．2发电机解体及抽转子

1.2.1发电机组解体

1.2.1.1以下部分由电气拆除：

1.2.1.1.1拆开发电机主引线软连接部分，将螺栓和螺母及软辫子线装入专用口袋、拆时不得损伤接触面。

1.2.1.1.2拆开滑环刷架引线，在引线两端系记号牌。

1.2.1.1.3在每组电刷上使用记号笔做好位置标记后，用力向内按压电刷手柄并顺时针旋转90度取下电刷组。

1.2.1.1.4使用扳手、螺丝刀将滑环中间风轮罩拆下。

1.2.1.1.5使用扳手分别将东西两侧滑环地脚螺丝拆掉，使用螺丝刀将滑环从南北两侧分开，放置在不影响起吊的位置上。

1.2.1.1.6首先将滑环隔音室北侧照明端子箱的照明电缆拆掉，然后使用吊车将滑环隔音室吊起放置在不影响抽转子的位置上、使用扳手将小轴挡风环拆掉。

1.2.1.1.7使用螺丝刀将滑环台板靠近东侧的挡风板拆掉，将风道内的励磁母线螺丝拆掉。

1.2.1.1.8使用扳手将台板内风道顶部与台板的连接螺栓拆掉。

1.2.1.1.9使用扳手将台板各处做好记号后将地脚螺栓拆掉。

1.2.1.1.10使用扳手将联轴器上靠近滑环一侧上的六个M8的螺丝及盖片、锁片拆掉，将小轴脱架固定在台板螺丝孔上，上方顶住小轴，使用内六角扳手将盖板内的引线连接螺栓拆掉，同取下的绝缘套管一块放置好，使用扳手将联轴器一圈螺丝做好记号后拆掉，取出内部的钢圈一并放好。

1.2.1.1.11使用行车将台板伙同小轴一并吊至合适的位置。

1.2.1.1.12拆开发电机冷却器冷却水法兰、排气管法兰。

拆前应先与相关专业联系，证明确已停水后方可进行。

拆除后的法兰应使用记号笔做好记号并用塑料布包好。

1.2.1.1.13将励端端盖上的励端轴承绝缘测量线拆掉，防止影响端盖的拆装。

1.2.1.2由汽机或热工检修专业拆除以下部分：

1.2.1.2.1拆开发电机转子两端联轴器的法兰。

1.2.1.2.2拆除#7、#8、#9轴瓦油管、测温元件、漏氢监测装置氢管路及其它管道。

1.2.1.2.3电气专业配合拆除照明电缆，拆除发电机化妆板。

1.2.1.2.4将其吊至指定位置。

1.2.1.3再由电气拆除以下部分

1.2.1.3.1盘车电机电缆及其接地线。

1.2.1.3.2拆除转子大轴接地碳刷及其接线。

1.2.2发电机本体解体准备

1.2.2.1解体前必须先将发电机转子大齿转至垂直位置，只要滑环引线螺钉在垂直位置，即是转子大齿在垂直位置。

如不在垂直位置时，应要求汽机调整。

1.2.2.2将励端基础平台平面用钢板下垫枕木的方法延伸到足够长度。

1.2.2.3在发电机抽装转子的专用工具滑板上面涂一定量的石腊。

1.2.2.4在发电机平台上励端东侧打一个地锚，挂一个手拉葫芦。

1.2.3发电机本体解体

1.2.3.1解体前应将发电机转子盘至大齿在上下垂直位置，引线螺钉在垂直位置。

1.2.3.2通知汽机拆除汽、励两端油封及上部轴承及密封瓦。

1.2.3.3取出发电机汽、励侧外端盖水平定位销，拆除汽励两端上半外端盖螺栓，将汽励侧外上半端盖吊至指定位置，做好位置标记，放置位置应不影响发电机抽转子，拆除端盖内侧的保护罩。

1.2.3.4测量风扇与风扇罩之间的间隙，拆前检查间隙尺寸，同上次安装做比较。

1.2.3.5拆除汽励侧内上半端盖，做好位置记录，吊至指定位置。

1.2.3.6汽机配合拆除发电机汽端、励端风扇叶，注意位置标记，风扇叶、锁片、螺母应整套放置。

1.2.4解体中注意事项：

1.2.4.1所拆螺母、螺丝、销钉、锁片以及其他零部件，要清点数量、不得遗失。

分别装上专用口袋和专用箱内，专用口袋上写明名称。

1.2.4.2各部件在拆除中不得损伤，对原始安装位置，所测数据均要做好记录。

1.2.4.3解体中工作间断时，应用专用蓬布将机体盖严。

1.2.4.4拆除密封瓦后将手伸入端盖背后，将端盖内侧螺栓拆掉，然后将上端盖吊下，使用平头螺丝刀、锤子将导风板的锁片打开，使用扳手将导风板的固定螺丝拆掉。

1.2.5发电机抽装转子

1.2.5.1抽装转子应具备的条件

1.2.5.1.1抽装转子宜在汽机低缸转子拆除后进行，也可在低压转子未拆除时进行。

1.2.5.1.2抽装转子所要求的现场条件、人员组织、专用工具全部就绪后方可开始。

1.2.5.1.3抽装转子时公司有关领导应在场监护。

1.2.5.1.4抽装转子前应认真学习安规及本规程，并完成抽转子所需组织措施和技术措施。

明确人员分工和岗位责任，人员组织分工如下：

开行车1－2人，指挥1人，看间隙4人，拉手动葫芦8人，联系1人，临时工作1人。

1.2.5.1.5励端基础平台平面用钢板下垫枕木的方法延伸到足够长度。

1.2.5.2抽转子的步骤：

1.2.5.2.1抽转子的步骤，发电机转子在定子膛内位置如图1所示。

图1发电机转子在定子膛内位置图

1.2.5.2.2从励端转子与铁芯之间用一根尾端带有索眼的钢丝绳，在励端将3根￠8的尼龙绳系在钢丝绳尾端的索眼上，每根尼龙绳要比定子铁芯长出700mm，从汽端拽出钢丝绳，使尼龙绳穿过铁芯，在励端将3根尼龙绳分别系在铁芯保护工具的挂钩上，从汽端通过拽尼龙绳使定子保护工具从励端进入铁芯膛内就位，保证其橡胶面向下、编织面向上，并要确保其两端带金属部分不与铁芯接触，将表面涂有石腊的滑板插入铁芯膛内，置于铁芯保护工具之上，使用干净布罩于保护工具端头和定子绕组端部之上。

图2励端吊转子示意图

1.2.5.2.3使用行车悬挂钢丝绳将励端轻微吊起，吊绳与联轴器间垫入保护铜带，注意严禁压碰气隙隔板，汽机专业调节支架上的顶丝，将励端转子与下半部轴承出现间隙，并将下半部密封瓦、轴承取出，将励端转子支架装在励端联轴器上，调整励端转子支架下方的调节垫块高度，使得转子高于励端铁芯5mm，落下转子能够使其励端转子全部由支架上的顶丝支撑，顶丝与轴的接触面须垫入轴颈保护铜带，如上图2所示。

1.2.5.2.4将转子支架安装在汽端下半端盖上，调节支架上的顶丝使其汽端转子由支架上的顶丝支撑，顶丝与轴的接触面须垫入轴颈保护铜带，用装轴瓦工具将下半轴瓦沿轴颈翻出并取下放好（注意轴承上绝缘止动销），如下图3所示。

图3汽端吊转子示意图

1.2.5.2.5使用行车悬挂钢丝绳将汽端轻微吊起15mm，吊绳与联轴器间垫入保护铜带，将转子支架顶丝拧松，并将其调整到向上的位置固定好，将抽装转子用的滑块放置在汽端护环内侧，下落转子使得汽励两端水平。

1.2.5.2.6将励端东侧地锚上所挂手拉葫芦的挂钩挂在励端转子脱架上，多人配合拉动手拉葫芦，一名起重专业人员在汽端指挥行车和葫芦行进的配合，同时一人观察转子与铁芯之间的间隙，如下图4所示。

1.2.5.2.7当行车所挂钢丝绳接近汽端端盖的时候，转子停止前进，将汽端转子支架拧松后旋转向下，落在铁芯的保护工具上涂有石腊的滑板上。

1.2.5.2.8调节转子支架的顶丝并落下行车的钢丝绳使转子支架承受转子重量，通过手拉葫芦使得转子向励端缓慢前进，滑块位置校正的不合适或转子拉力方向与铁芯中心线不在一条直线上，其中任何一种情况都能引起转子从滑块中滚落，并砸伤铁芯。

图4转子滑块及抽转子示意图

1.2.5.2.9当转子汽端护环将要到达励端铁芯边段的时候，取出滑块，初步确定铁芯重心后，橡胶板包在转子重心两侧适当的等距离位置上，将吊绳双跨于转子重心两侧，每侧在橡胶板上缠绕一圈，调整吊绳位置起吊转子，使转子处于水平状态，缓慢移动行车将转子吊出，如下图5所示。

图5转子拆滑块及吊转子示意图

图6转子各部允许的支撑点示意图

1.2.5.2.10将转子平稳地放在准备好专用支架上，使轴瓦处的轴径与支架垫木相接触，松下大钩、拆除钢丝绳、垫条排。

用专用蓬布将转子盖严，转子各部抽装时允许支撑点如上图6所示。

1.2.5.3回装转子的步骤

1.2.5.3.1在定子膛内插入保护工具（工具号T6），其橡胶面向下，纺织面向上。

注意定子保护工具两端带金属的部分不得与定子绕组相接触。

1.2.5.3.2将滑板的上表面涂石蜡，清除石蜡碎屑后置放于膛内保护工具上面，注意不要碰撞气隙隔板。

用布罩在定子保护工具两端和定子绕组端部之上，以便收集剩余石腊，保持定子绕组端部清洁。

1.2.5.3.3将滑块预先放置在机座励端内定子绕组端部与下半端盖之间，置放前须用2根尼龙绳将滑块系牢，且每根尼龙绳要留出具有足够长度的前后2个头。

将前端的2个绳头穿过膛内放在机座汽端外，便于使滑块前进，后端的2个绳头要留在机座励端外，用于下一步从励端拽出滑块。

1.2.5.3.4将励端转子托架装配就位。

将汽端轴颈支块固定在汽端轴颈上。

应检查其高度是否小于本体滑块处的高度3-5mm。

1.2.5.3.5初步确定转子重心后,将橡胶板包在转子重心两侧适当的等距离位置上，将吊绳双跨于转子重心两侧，每侧在橡胶板上缠绕一圈，调整吊绳起吊转子，使转子处于水平状态。

1.2.5.3.6起吊并移动转子，使其汽端对准励端中心。

调整好高度之后向前平稳移动转子，缓缓将其汽端插入至下图所示的位置，使轴颈支块越过励端下半端盖。

继续向前移动转子进入膛内，直到吊绳将要碰到机座端板为止。

1.2.5.3.7下降转子直到由轴颈支块和励端转子托架支撑转子重量为止。

用垫块来调整转子的位置，并使转子励端要高于中心5mm，将励端转子托架底脚与其下面的垫块固定紧。

拆除吊绳和橡胶板。

1.2.5.3.8将吊绳移到励端轴颈处，吊绳与轴接触处须采取保护措施。

起吊转子励端，使励端转子托架处与地面虚接触。

通过拉钢丝绳牵引转子沿膛内前进到转子护环进入一段距离，能放入滑块为止。

1.2.5.3.9将转子励端吊起约15mm，注意不要碰伤气隙隔环。

将滑块塞垫于护环内侧本体处，将其前端的2个绳头系于联轴器上用以带动滑块前进，其后端的2个绳头仍要留在励端机座外，用于以后从励端拽出滑块。

1.2.5.3.10在励端定子吊攀及转子励端托架处用手拉葫芦连接起来，同时拉动两台手拉葫芦，推动转子前进。

注意保护转子联轴器端面。

拉动手拉葫芦时要保持两侧速度相等，确保转子沿铁心中心匀速前进。

如果转子中心偏离定子铁心中心，可通过拉动单侧手拉葫芦进行调整。

1.2.5.3.11当转子滑动到汽端联轴器露出机座端面约210mm，能挂吊绳起吊时停止拉动。

用另一台吊车吊起转子汽端，将轴颈滑块翻转到上方，使其能通过汽端下半端盖。

然后从汽端联轴器上解下本体滑块的前端牵引绳，用其后端牵引绳从励端将其抽出。

1.2.5.3.12用两台行车抬着转子同时向汽端缓缓移动，直到转子到达最终位置。

拆下转子牵引工具和轴颈支块。

1.2.5.3.13将转子支架安装在汽端下半端盖上，落下转子使其汽端轴支架上的顶丝支撑，顶丝与轴的接触面须垫入轴颈保护铜带。

1.2.5.3.14取下吊绳，在汽端安装带绝缘的轴承座，保护好轴承上已安装好的绝缘止动销，用装轴瓦工具将下半轴瓦放到轴颈上并滚入就位。

1.2.5.3.15调节支架上的顶丝将转子汽端降落在轴承上，拆下支架。

1.2.5.3.16将吊绳挂在励端联轴器法兰上，吊绳与联轴器间垫入保护铜带。

将转子励端吊起，注意严禁压碰气隙隔板，将励端转子托架拆下，将滑板和定子保护工具从内拆除，注意仔细检查定子保护工具，确认其没有被撕下碎片脱开。

1.2.5.3.17将支架安装在励端下半端盖上，落下转子使其励端由支架上的顶丝支撑，顶丝与轴的接触面须垫入轴颈保护铜带。

1.2.5.3.18取下吊绳，在励端安装带绝缘的轴承座，保护好轴承上已安装好的绝缘止动销，用装轴瓦工具将下半轴瓦放到轴颈上并滚入就位。

调节支架上的顶丝，将转子励端落在轴承上，拆下支架进行检查清理工作。

1.2.5.4抽装转子过程中的注意事项：

1.2.5.4.1抽装转子前要把行车全面检查一遍，抱闸松紧调好，开关动作应正常，大钩动作应灵活可靠。

1.2.5.4.2在整个抽装转子过程中，必须始终保持大齿处于垂直位置

1.2.5.4.3施工中进入定子的施工人员必须穿无扣连体工作服，软底工作鞋。

1.2.5.4.4检修人员应服从统一指挥，坚守岗位，不得擅离职守，不得擅自指挥行车。

1.2.5.4.5如发现问题，应立即报告指挥人停止抽装，待问题解决后再继续工作。

1.2.5.4.6不得碰伤铁芯、风区隔板、风扇及线棒绝缘。

1.2.5.4.7穿转子时必须注意严禁以护环、集电环、风扇座环、槽楔等要害部位作为受力点。

1.2.5.4.8无关人员不得靠近抽装现场，转子起吊中不得在下边停留和行走。

1.2.5.4.9施工中带入定子的工具必须系安全绳，并如实进行登记，待施工结束后，认真核对所有带入的工具，确保全部带出定子。

1.2.5.4.10加强施工过程中的质量监督，施工前进行技术交底。

1.2.5.4.11在施工全过程采取护、包、盖、封等措施，加强对成品的保护。

1.3发电机定子部分的检修与试验

发电机定子绕组在检修中，如内冷水系统停运，需将发电机定子存水全部放掉并吹净；在发电机检修场地，如环境温度低于5℃，应对发电机定子采取保温或加热措施；25℃时空气的相对湿度不超过80%。

在更低的温度下应无结露，在更高的温度下相对湿度应更低一些。

1.3.1铁芯的检查

1.3.1.1仔细检查铁芯各部位，有无由于振动产生的铁锈和腐蚀粉末、锈斑、局部过热痕迹、碰伤现象。

检查通风槽中小工字钢紧固程度，有无倒斜变形。

检查两端梯形铁芯，有无松动过热、折断和变形。

1.3.1.2检查两端铁芯压圈、压指和铜屏蔽环是否有过热、变形及松动现象。

1.3.1.3检查定子铁芯压紧情况以及压指有无压偏情况。

特别是两端齿部，如有松弛现象，必须处理后方可投运。

对铁芯绝缘有怀疑时，应进行铁损试验。

1.3.1.4检查各部通风孔是否堵塞，各通风孔应干净畅通。

1.3.1.5检修中应采取有效措施保护铁芯不受碰撞损伤。

膛内应保持清洁，特别应防止将焊渣、工具及其他金属物遗留在发电机内。

1.3.2铁芯的修理

1.3.2.1如果铁芯内径齿部有锈斑和丹粉现象，可用毛刷先清理干净，再刷上几遍绝缘漆即可。

1.3.2.2若铁芯片间损坏较严重，可用改锥轻轻撬开矽钢片，注意不得碰伤线圈，用干燥清洁的压缩空气彻底吹扫，再用四氯化碳进行清洗，然后灌入绝缘清漆或环氧胶，将两矽钢片间塞入5－8丝的天然云母薄片，塞入深度越深越好，待完全自然固化或加热固化后，除去多余部分并整形。

1.3.2.3若铁芯表面有局部短路现象，在其周围用医用棉或腻子将缝塞严。

用30%－35%浓度的硝酸溶液，反复用毛刷刷洗。

当溶液出现铁红色，说明铁元素和硝酸发生了化学反应，生成了硝酸铁和硝酸亚铁悬浮溶液中。

然后再用同样的溶液同样的办法刷洗，重复上述过程，直至铁芯试验合格为止。

由于矽钢片绝缘和线棒绝缘材料是黄色绝缘呈酸性，所以稀硝酸不会和它们发生化学反应，虽然如此，但也不准将硝酸液滴漏到线棒和其它铁芯上。

1.3.2.4若矽钢片齿根部出现金属疲劳，应设法将其除掉，以免运行中脱落引起后患。

如矽钢片倒伏，但无金属疲劳时无需扶直，因矽钢硬度大，扶直处理后可能会使其根部断裂。

1.3.3槽楔的检查和修理

1.3.3.1检查槽楔附近是否有黄粉出现。

如有黄粉说明槽楔松动后振动磨损造成，用小锤敲击槽楔，当三分之二发声清脆则认为紧固。

如一个槽内连续有二块松动则应进行处理，封口槽楔的绑线不应有松股现象。

1.3.3.2各封口槽楔应与铁芯通风孔对齐，无突出铁芯、破裂、变形、老化现象。

1.3.3.3槽楔若需处理时，应用木锤和环氧布板敲打，不得使用金属工具。

在封口槽处理时，应垫上绝缘纸板，以免损坏线圈端部绝缘。

1.3.3.4中间段槽楔松动，可能是楔下波纹板热变形受压时间长失去弹性，应打出主槽楔及斜槽楔，取出波纹板和其上下两面的环氧玻璃丝布板，更换新波纹板，在波纹板上下两面垫上环氧玻璃丝布板。

再打上主槽楔和斜槽楔，使槽楔沿轴向首尾相接，以防其松动。

1.3.3.5封口槽楔下既无斜槽楔又无波纹板，其下只放环氧玻璃丝布板作为楔下垫条，封口槽楔打紧后用涤玻璃绳与上下层线棒绑扎紧固，并刷绝缘漆或环氧胶，加热固化或自然固化。

1.3.3.6若在处理槽楔时，发现铁芯扩槽段线棒的侧面斜楔松动应将侧面斜楔取出，填塞半导体环氧玻璃布板，再将侧面槽楔打紧。

1.3.4定子绕组的检查和修理

1.3.4.1检查端部绕组及支承绑扎部件是否有油垢，如有油垢，是由于密封瓦漏油而造成的，应用竹签清除油垢，不得损伤外包绝缘，并以干净的白布浸四氯化碳擦净即可，使用四氯化碳要注意防毒。

1.3.4.2检查绝缘盒及附近的绝缘是否有膨胀现象。

1.3.4.3按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。

绝缘引水接头处的绝缘包扎必须严密、扎实，不得有间隙。

1.3.4.4检查极相组连线、并联引线、主引线的绝缘是否有损伤，起皱、膨胀和过热现象，它们的绝缘具有主绝缘的电气水平，不得忽视，包扎新绝缘要与原绝缘搭接严密。

1.3.4.5检查极相组连线、并联引线、主引线的接头处是否漏水，绝缘是否有膨胀过热现象。

1.3.4.6定子端部绕组渐伸线部分，在额定运行中要受到比槽内部分大得多的交变电磁应力，当外部短路时，所产生的交变电磁应力，比额定时大近百倍，因此绕组端部的支架、绑环、防震环、斜形垫条、间隔块、槽口垫块、适形材料和绑线绳都要认真检查，不得忽视遗漏，对于上下层间看不到的位置，可用内窥镜或制作专用反光镜检查。

1.3.4.7检查绕组端部的支架、绑环、斜形垫条、间隔垫块、适形材料及绑线有无松动断股现象，如有松动和绑线断股，必须割除重新绑扎，加垫浸环氧胶的适形材料、绑扎浸环氧胶的涤玻绳。

端部如有绝缘磨