水轮发电机组安装主要包括水轮机、发电机及机组管路等部分。1号水轮发电机组1997年11月1日开始安装，1998年12月28日具备发电条件，但因库水位未达到发电要求，机组无法进行充水动态调试，推迟至1999年5月12日通过72h试运行，5月18日正式并网发电；2号机组1997年11月1日开始安装，1999年5月29日正式并网试运行；3号机组从1998年1月19日开始安装，1999年11月13日正式并网试运行。

（一）水轮机安装

水轮机安装方面的一个主要项目是蜗壳工地焊接。水轮机的蜗壳是按有压容器进行设计的，必须满足在最大水锤条件下的有关要求。为了保证水轮机蜗壳的安装质量，采取了以下措施：蜗壳瓦片运抵工地后，进行全面探伤检查，发现的局部汽孔或夹渣等缺陷均进行了彻底处理；要求安装单位进行水轮机蜗壳焊接的焊工，必须持有权威部门颁发的焊接许可证书，同时，要有大型工程焊接的实际经验；严格按厂家规定的焊接工艺，在厂家驻工地的技术人员的指导下进行蜗壳焊接；聘请了有探伤检查资格的单位，对安装单位焊接的蜗壳焊缝进行了全面的抽检，一次抽检合格率达到80%以上。根据水电三局安装公司报送的蜗壳组焊接检测报告和长江委长科院的探伤复检报告，以及监理工程师的现场跟踪检查，江垭水轮机蜗壳的挂装与焊接质量完全达到了设计和规范要求

在水轮机安装调试过程中，发现顶盖内筋板和分半面处筋板与水导轴承体相碰，1号机导水机构4个导叶端面间隙达不到设计要求，2号机座环与止漏环组合缝处间隙偏小，3号机组在带负荷试验中，工作密封和转环有不同程度的磨损。经处理后，均能满足要求。

（二）发电机安装

发电机定子、转子均是在工地进行铁芯叠片，然后组装成整体的。在定子、转子组装过程中，不仅对安装工艺要求非常严格，而且对工作面的环境要求也较高。由于江垭为地下式厂房，且土建还在施工，发电机安装的工作面的湿度、粉尘均大大超标。为此采取了相应的措施，如增设临时排风机、增设多台除湿机、搭设防雨棚等，使发电机安装工作面的环境达到规范要求。

1号机组转子于1998年11月20日吊入机坑，2号机组转子于1999年3月30日吊入机坑，3号机组转子于1999年8月5日吊入机坑。

发电机安装调试过程中，发现的主要问题及处理结果如下：

1）3台机组都存在由于转动部件长度负偏差和弹性油箱支架高度偏差的累积，造成推力轴承的托瓦与轴承座之间的间隙过小，不满足设计要求。经现场研究，决定在不影响推力托盘强度的情况下，将托盘厚度削减5mm，保证推力托瓦与支架有3mm以上的间隙，满足机组安全运行的要求。同时，由于托盘厚度削减5mm，造成了机组转动部分高程降低5mm，为了满足定子中心安装高程与转子中心安装高程的偏差，定子中心安装高程比设计安装高程降低了5mm。

2）1号机组磁极存在质量缺陷，进行打压时共有11个磁极被击穿，经厂家现场处理并进行烘干后重新进行试验合格。

3）3套俄罗斯制造的氟塑推力瓦验收时发现有9块不合格，返回东方厂进行维修或更换，3号机组的推力瓦采用东方电机厂制造的氟塑推力瓦。

4）1号机组在甩负荷试验时，转子磁极线圈之间的连线被甩变形，经厂家现场用玻璃纤维带固定在增设的支架上，投入运行后正常。

（三）水轮发电机组重大技术问题处理

1.机组叶片缺陷处理

电站1号机组在1999年12月初停机检查时发现：转轮1号叶片出水边掉了1块，约38cm×40cm，5号叶片出水边向根部开裂约20cm，3号叶片有变形。叶片在运行7个月后就出现掉块、开裂、变形等问题属于产品质量问题。东电公司分析可能是叶片在制造过程中工艺上出现了问题，转轮叶片在扭曲成形过程中内部应力未消除，并且可能出现表面微裂纹。机组运行后，这些微裂纹开始发展并逐渐恶化，最终导致叶片出现裂纹和掉块。叶片变形是因为叶片出水边较薄，叶片出水边设计厚度为13mm，实际测量为8mm。东电公司对叶片进行焊补、打磨，对所有叶片进行探伤，至2000年1月，机组恢复正常运行。在2001年度机组检修中又发现1号叶片出水边开裂约15cm，东电公司认为是由于上次1号叶片掉块处理时内部应力未消除所致，由东电公司对裂缝进行焊补并打磨，投入运行至今，1号机组转轮叶片未出现问题。

2.机组下导轴承座强度问题处理(www.daowen.com)

3台机组运行中多次出现类似的下导摆度增大和下导轴承抗重块支撑座撞坏问题，针对3台机组下导出现的共性问题，电站对机组下导的结构强度进行了研究，认为机组下导轴承座和下导轴承抗重块结构太单薄，强度不够。2003年首先在3号机组对下导油槽内加焊筋板和将轴承抗重块加厚及采用35 Cr Mn材料处理，增加下导轴承座的强度，改造以后，下导摆度运行基本稳定。1号、2号机组按照相同的方法进行了处理，运行情况良好。

3.机组缺陷处理

电站3号机组试运行阶段振动、摆度值均在规范范围之内。运行一段时间后，其振动及摆度明显增大。2000年3月水电三局安装公司对3号机组进行了检查和检修，并于2000年4月提交的报告中指出：

1）机组外部检查时，发现上机架弹性支柱调整楔形板发生较大的轴向窜动，一个弹性支柱基础板连接螺栓被拉断。定、转子空气间隙基本均匀。对弹性支柱调整楔形板进行加垫，拉断螺杆焊接加长，在其螺母后加垫圈，并锁上各螺母锁片的方法处理使其牢固。

2）检查导瓦间隙时，发现上导轴承瓦间隙用楔形板发生轴向窜动，其锁定螺母有不同程度的松动，双边间隙变大。原因主要是瓦的抗重螺栓套筒与下导轴承座圈间有间隙，并且抗振螺栓的背母有松动。水导瓦总间隙未发生变化。安装公司按东电公司传真，将下机架装配中的圆柱端紧定螺钉取消，将套筒紧贴下导轴承座圈，然后将套筒焊在下导轴承座圈上，最后调整下导间隙。

3）检查推力轴承弹性油箱受力情况后，经过检修，托瓦与推力轴承座圈之间的间隙符合规范，弹性油箱的压缩值为0.28～0.36mm，平均值为0.31mm。

4）通过机械盘车检查轴线并调整导轴承瓦间隙。

5）检修后手动开机，未发现有异常响声和噪音，机组振动和摆度明显减小，轴瓦温度稳定。经过检修，机组静动态参数均基本达到规范要求，经过试运行后，于2000年3月31日正式移交电站运行。但机组运行几个月后，其摆度又在逐渐增大。为了进一步查找原因，彻底处理，电站于2000年9月22～27日，请湖南电力试验研究所对3号机组进行了动平衡试验。通过8次试验，在上、下导轴承处、水导轴承处等装设传感器，进行了变转速、变励磁、变负荷试验。试验表明：从变转速试验可以看出，随着转速增高，振动摆度加大，且基本上与转速平方成正比，而且振动频率与转速频率一致，则判定机组转动部分存在动不平衡力；从变励磁试验可以看出，振动摆度随励磁增大而增大，则判定机组存在较大的不平衡磁拉力；机组振动摆度随负荷变化不大；同时，下导摆度远大于上导、水导摆度，轴线在运行中表现为折线。

4.机械不平衡问题的处理

处理方法是在转子支臂上加配重块，加配重后机组上机架振动、上导摆度、水导摆度得到了较大改善，上机架振动可达到GB8564—88《水轮发电机组安装技术规范》要求，但下导摆度改变不大。下导摆度的问题，在3号机组大修中进行了如下处理：

1）对转子中心体上、下法兰止口的实际尺寸及其同心度，转子上、下法兰面的平面度，以及发电机轴上、下法兰面的平面度等进行了实测。

2）测量了转子圆度，对圆度偏差稍偏离规范的磁极进行加垫处理，即在磁极与磁轭之间加镀锌铁片，共处理了13个磁极，重新调整了转子圆度。

3）对上端轴与转子中心体连接法兰面进行加垫处理，重新调整轴线，盘车检查轴线，轴线基本无问题。

大修后对机组振动摆度进行复测，从空载无励磁试验可以看出，机组机架振动和上导、水导摆度都较理想；从变励磁试验结果看，上导摆度、下导摆度、上机架振动随励磁电压的升高，其幅值变化不大，说明电气不平衡问题已在大修中得到了较好的解决。