（一）试运行情况

1.3台机组试运行

1997年9月1日开始埋件安装，主要机电设备安装于1999年12月结束。其中，1号机组主要设备于1997年11月1日开始安装，1998年底结束，机组具备发电条件。但因1998年秋冬季异常干旱，来水量远低于多年平均值，水库水位未达到发电要求，机组无法进行充水动态调试，被迫推迟至1999年5月17日正式并网发电。2号机组埋入部分于1997年12月开始，其主要设备于1998年12月1日开始安装，1999年4月底结束，5月初开始调试，6月7日机组正式并网发电。3号机组埋入部分于1997年底开始，1999年9月结束，9月上旬开始调试，11月13日机组正式并网发电。

3台机组的相继投入运行，标志着江垭电站的机电设备安装工作结束，电站全面投入生产。3台机组及其变电系统投入运行后，运行基本稳定、情况基本正常，但也出现过一些制造或安装质量方面的问题。

2.机组运行的异常情况及处理

（1）转轮裂纹

1号机组投运后运行至1999年底，发现机组运行中振动增大、声音异常、稳定性变差，停机检查发现电站编号为1号、5号叶片有裂纹，其中1号叶片有一掉块。2002年11月1号机组小修时，发现原经过裂纹处理的1号叶片再次出现2条穿透性裂纹。2号机组2002年10月小修时，发现电站编号为6号叶片有一条裂纹。3号机组2001年2月大修时，制造商编号的3号叶片有一条裂纹。3台机组出现的叶片裂纹，都发生在叶片的低应力部位，发现起始点均有微小砂眼等铸造缺陷，且叶片厚薄不均（设计值为13mm，有的部位实际只有8mm），1号机组1号叶片掉块金相分析未发现疲劳断口特征。

江垭水轮机转轮是东方电机有限公司引进加拿大GE公司转轮模型第一次在国内制造的“X”形叶片转轮。由于叶片断面后半段很长范围内都很薄，制造商在叶片铸造、转轮焊接和热处理过程中变形控制方面经验不足。一是，叶片采用普通电炉、水玻璃造型浇铸、加工裕量留得过大，从而使靠近出水边区域铸造缺陷较多，厚度不均；二是，为了保证整体转轮叶片的开口，叶片出水边局部进行了火焰强制校型，造成校型区的冷作硬化。分析认为江垭转轮叶片裂纹主要原因属制造质量问题。另外，与机组长期处于低负荷的不利运行区运行也有一定关系。

（2）转轮空化

转轮上冠材料为20SIMn，表面没有堆焊不锈钢，抗空蚀性能差。加上机组长期在低负荷运行造成上冠大面积空蚀。1号机组运行到2001年11月大修时，机组仅运行两年半时间，累计运行不到6000h，就出现空蚀面积达约2.7m2，最大深度超过15mm；2号机组2001年9月大修时，累计运行约5400h，出现空蚀面积达约3m2，最大深度超过20mm；3号机组2002年9月大修时，出现空蚀面积达约5m2，最大深度超过15mm。3台机组大修都进行了空蚀处理，堆焊了空蚀性能较好的不锈钢。2号机组2004年结合扩大性大修将转轮上冠表面全部进行了堆焊不锈钢处理。

（3）3号机组振动、摆度超标

3号机组1999年11月投运，至2000年2月底就出现机组振动、摆度严重超标的问题，下导的最大摆度达到2800μm，严重影响到机组的安全运行。3月6～31日，对机组进行了检修，发现上机架弹性支柱调整楔形板轴向窜动较大（最大窜动量约150mm），Y方向一个弹性支柱基础板连接螺栓被拉断；转子上、下端的空气间隙基本均匀；上导轴承调瓦间隙用的楔形板轴向窜动，锁定螺母松动，导瓦双边间隙变大。根据以上情况，对弹性支柱调整楔形板进行了加垫、拉断螺杆焊接加长加垫、锁定螺母处理，下导瓦抗重块采取了防滑动锁定措施等处理。经处理后，机组动静态参数均基本满足运行要求，但机组运行几个月后，摆度又增大。2000年9月，湖南省电力中心试验研究所对机组作了动平衡试验，发现机组机械和电磁均存在不平衡因素，对机械不平衡进行了加配重块处理，电磁方面的问题暂未作处理，机组摆度有所好转，但并未彻底解决。2001年2月机组进行大修，检查转子绕组电阻基本平衡，绕组完好；转子圆度基本满足规范要求。经全面综合分析，认为电磁不平衡引起机组摆度增大的主要原因还在于转子的圆度问题。对偏离标准大一点的几个磁极进行了加垫调圆，经处理后运行中的摆度明显降低，运行到现在机组基本稳定。

（4）水压脉动

2000年11月25日至12月6日，三峡工程建设开发总公司、三峡VGS联营体、加拿大GE公司、澧水公司、东方电机有限公司在江垭电站联合进行了水轮机稳定性试验。试验由加方技术人员完成，中国水轮机标委会专家组对试验全过程见证。试验在2号机组上进行，测量了尾水管进人门、蜗壳进人门和导叶后、转轮前3处的压力脉动值，97%置信率下的压力脉动时域峰峰值、FFT后的频域峰峰值，见表8-54。试验时平均毛水头为106m，平均尾水位为126.6m。

表8-54　各部位最大压力脉动相对峰峰值（H=106m）(www.daowen.com)

① 模型试验的测点布置在转轮下方0.35Dth处的尾水锥管上、下游侧，真机虽有相类似的两个测点，但被引到远离尾水管壁的尾水廊道而不宜用于压力脉动测量。表中数据来自尾水管进人门下方测水管处装设的压力传感器，位置高程为116.26m，较0.35Dth稍低。

（5）机组稳定运行区的测定

水轮机转轮公称直径D1=3.9m，机组经历了毛水头64～109m水头范围内的0～100%负荷运行。水头在80～85m，运行负荷在0～60MW 的工况下，蜗壳、导叶区、尾水管水压脉动较其他负荷工况稍偏大；水头在90m以上，运行负荷在20～50MW 的工况下，尾水管水压脉动幅值升高比较明显，在30MW负荷工况时达到10%。

（6）其他异常情况及处理

2号机组监控系统在试运行期间，曾出现过监控开出模块故障、误合发电机出口地刀和无故分高厂变低压350开关的问题。联系南瑞自控公司进行了防误改造，运行至今未发生类似问题。

2号高厂变FUR装置出现过因环境湿度过大绝缘板受潮对地放电故障，更换绝缘板后，未发生类似问题。

1号机组投运时顶盖自流排水不畅，机组投运后曾多次出现水轮机油槽险些被淹问题。主要原因是主轴密封水压力不稳定，致使主轴密封水漏水增大，加上离心泵排水能力不足，采取主轴密封水二级减压和将离心泵换成潜水泵后，自流排水情况大大改善。2号机组2004年扩大性大修时，发现顶盖制造商所开的排水孔与安装预埋的自流排水管错位90°，经重开排水孔后，自流排水情况明显改善。

1号、2号机组充水调试时，发现原铁岭阀门厂的蝶阀止水效果不好，后来3号机组采用长沙阀门厂产品，运行情况基本良好，但φ500mm的蜗壳放空阀并不理想。运行单位将全部蝶阀更换为天津瓦特斯双偏心蝶阀，将蜗壳放空阀更换为上海阀门厂的闸阀后，运行至今情况良好。

（二）验收及交接

根据水利部的有关规定，成立了由运行安装、设计、监理、质量监督等单位组成“交接验收工作领导小组”，由运行单位担任组长。下设金结组、水轮发电机组、电气一次组、电气二次组、综合组5个专业组，划分了小组验收范围，规定进度和时间要求。

1号机组：1998年12月，由验收工作领导小组组织启动前验收；1999年5月组织专家组进行机组启动前验收，通过水利部、湖南省政府组织的启动验收；6月底组织交接验收，并正式办理移交运行单位试生产的移交手续。

2号机组：1999年4月底，由验收工作领导小组组织启动前验收；1999年6月组织专家组进行机组启动前验收，通过水利部、湖南省政府组织的启动验收；7月中旬组织交接验收，并正式办理移交运行单位试生产的移交手续。

3号机组：1999年10月中旬，由验收工作领导小组组织启动前验收；1999年12月组织专家组进行机组启动前验收，通过水利部、湖南省政府组织的启动验收；2000年2月底正式组织交接验收，3月初正式办理移交运行单位试生产的移交手续。