10. 吉林省长白县宝泉二级水电站，装机容量4×630kW，水轮机型号为HL110—WJ—60(H＝77m，Q=1.1m3/s)，4台机中，有2台机达不到额定出力，最大只能发560kW，1992年对该2台机转轮重新设计，容量由560kW增加到700kW，仅1993年就多发电100万kW·h，8个月就收回了改造投资。

11. 浙江省建德县大溪边水电站，装有2台HL702—WJ—50型、额定出力500kW、转速1000r/min的机组，由于实际运行水头略低于额定水头及加工质量差等原因，2台机组只能发440kW和460kW；经更换2台新设计的转轮后，出力均达到530kW，提高15%—20%，且经现场测试，在400～460kW负荷时，新转轮效率比原转轮提高1%～5%。该电站技术改造后每年可增发电量40余万kW·h。

12. 湖北省宣恩县龙头沟水电站，装有1台HLT02—WJ—50型、额定出力800kW的

机组，因运行偏离最优工况，转轮加工质量差，设备陈旧等原因，只能发680kW。更换新设计的转轮和对原导叶打磨修型后，出力可达830kW，提高22%。

13. 河南省沁阳市后寨水电站，装有2台HL300—LJ—120型、额定出力1600kW的机组，因电站额定水头提高17%，而来水流量减少50%等原因，机组每年约80%的时间出力在50%以下，运行效率只有60%左右。在保持其他通流部件不变前提下，重新设计了小流量高效率转轮，经改造后，出力提高250kW以上，效率提高25%。

14. 湖北省兴山县猴子包水电站，装有2台HL110—WJ—60型、额定出力1600kW机组，因运行水头偏低，实际出力只有1350kW和1450kW。经更换转轮和增加导叶数等改造后，2台机均可满发1750kW，电站年增加发电量300万kW·h。

15. 北京京密引水工程5座梯级水电站，均装有3台ZD760—LH—200型机组，总共15台。其中#1、#3水电站单机容量为1250kW，#2、#4、#5水电站的单机容量为800kW，由于设计选型不当和运行条件改变，机组不能正常运行，特别在渠道小流量输水时，只好停机弃水，能源浪费严重。决定减容改造，换用优化设计的JP4501转轮后，不仅保证了冬季小流量输水时也能正常发电，还大幅度提高了运行效率，年发电量较改造前增加25%以上。

16. 广西青狮滩庙岭水电站，装有4台ZD661—WM—80型机组，单机额定出力200kW，实发150kW，齿轮箱增速。齿轮箱不仅噪声大，而且经常发生事故，每2年就得更换。换用优化设计的JP4501转轮后，取消了增速箱，改善了运行环境，而且单机出力提高到180kW。

17. 北京西郊门头沟军庄水电站，装有6台ZD760一LM一100型机组，单机额定出力125kW，实发100kW，采用优化设计的三叶片转轮后，单机出力提高到180kW，比原设计提高44%，已运行2年。

18. 黑龙江省逊克县白石水电站，装有3台HL310—LJ—140机组，额定水头16m， 1995年对其#2机进行增容改造，在其他通流部件不变情况下，仅仅更换一个高效新转轮，机组出力由原来的1250kW提高到1650kW，增容32%。

19. 广东省四会市威井水电站，装机容量2×6000kW，1974年投产，原设计水轮机型号为HLA73—WJ—85，配TSW—173/108—6发电机。

机组运行中存在问题：①汛期平均过机含沙量1.74kg/m3，泥沙粒径粗，d50=0.3mm，水轮机通流部件磨蚀严重；②推力轴承经常烧瓦。

技术改造措施：①将水轮机型号换成HLA253—WJ—92(改型)，水轮机额定出力增至7000kW，最大出力可达7200kW，增容17%，水轮机效率提高2%～3%；②坝前筑拦沙槛，在渠道进口侧增设冲沙闸，定期排放，并在14km长的渠道上增设2个沉沙池，以减少泥沙过机；③水轮机加装引水板式减压装置和水力平衡装置，以减少水推力，消除推力轴承烧瓦，提高了安全运行可靠性。

20. 云南省元江县小河底一级水电站，装机容量4×1000kW，1980年投产，水轮机型号为HL220—WJ—50(H＝60m，Q＝2.23m3/s)，河流多年平均含沙量18kg/m3，1994年实测最大过机含沙量174kg/m3，泥沙粒径粗，d50＝0.45mm，颗粒硬，水轮机通流部件磨蚀十分严重，大修周期不到1年，出力不足。

技术改造措施：①设计制造了HL220改进型的2个转轮，分别用于枯水期和浑水期；②改进水轮机结构，采取了一系列抗磨措施；③采用优质材料；④开发了尾水能量回收装置，回收利用了约2m尾水跌水落差。该站#1机改造后，单机出力由不足1000kW上升到1150kW(最大可达1200kW)，大修间隔时间延长到3年，其发电量比全站平均发电量多8.6%(1994年多发电177万kW·h)，经济效益显著。

21. 河北省唐县西大洋水电站，装机容量12200kW(3×3000+1×3200)，#3水轮机型号为HL263—LJ—134(LJ=35.5m，Q＝11.5m3/s)，实际上电站经常运行水头仅为30m，出力减少20%～30%，发电效益差。

技术改造措施：①将水轮机转轮叶片数由15片减为13片；②上冠抬高30mm；③叶片出水边厚度由10mm减薄至6mm；④转轮由整体铸造改为铸焊结构，并提高叶片表面光洁度。改造后，机组出力提高4%，每年可多发电34万kW·h，2年即可回收技术改造投资。22.吉林省长白县十三道沟三级水电站，装机容量1750kW(1×1250+1×500)，其中1台1250kW机组，额定水头75m，Q＝2m3/s，而实际运行水头仅55m，明显不配套，该机最大出力仅840kW。技术改造后，水轮机按H=55m，Q=3m3/s设计，最大出力可达1150kW，增幅36%。

23. 山西省灵邱县北泉水电站，装机容量2×1250kW，1972年投产。水轮机型号为HL702—WJ—71(H＝42m，Q＝3.62m3/s)，电站枯水期(10月至次年5月)水量少，平均流量仅2.3m3/s，1台机也只能带400～600kW，运行工况差，而汛期因水中泥沙多(多年平均含沙量6.8kg/m3，瞬时最大含沙量达504kg/m3)，水轮机通流部件磨蚀严重。为了提高水电站枯水期的发电效益，根据实际流量，确定减容改造，配制了一个不锈钢新转轮，专用于枯水期运行，额定出力降为800kW，运行后出力反而比改造前增加200kW，经3个枯水期累计16000h运行，多发电340万kW·h，效益明显。

24. 福建省永定县芦下坝水电站，装机容量2×6500kW，水轮机型号为HL702—LJ—140(H＝68m，Q＝23m3/s)，发电机型号为TSL330/61—16，1973年投产。

1987～1988年，机组第一次技术改造，将发电机由6500kW增容到8750kW，电站总装机容量增加4500kW，增容34%，年增加发电量1430万kW·h；1995年进行第二次技术改造，水轮机改用HLD87新型转轮，平均效率提高4%，增容22%，电站总出力又增加1020kW，年增加发电量250万kW·h，3年即可收回技术改造投资。

25. 湖南省衡东县甘溪水轮泵水电站，装机容量13000kW(10×1250+2×250)，水轮机型号为DJ510—LH—180，设计水头H＝10.5m，电站保证出力4400kW。

技术改造措施：①水轮机转轮更换成DZ560A型，单机出力由1250kW增加到1600kW；②更新发电机绕组，由B级绝缘改为F级绝缘；③增加防晕结构。该站#5机改造后，年增加发电量126万kW·h，增加无功200kvar，3年即可收回全部技改投资。

26. 广东省西山陂坝后水电站，装机容量2×1250kW，电站因无功不足，每年欠发无功损失10万多元。

技术改造措施：①将发电设备进行挖潜，在保证设备安全运行的情况下，做到满发有功，多发无功；②增设电容无功补偿装置。两项措施共增加无功电量450万kvar·h，不仅解决了电站无功不足问题，还向电网多送无功电量100多万kvar·h，取得了明显的经济效益。

27. 河北省迁西县大黑汀渠首水电站，库容3.37亿m3，有效库容2.24亿m3，装机容量4X3200kW，1987年投产，水轮机型号为ZZ560—LH—250(水头最大18m，设计11m，最小6m，Q＝37m3/s)。实际运行水头最大18m，最小13m，电站常年在额定水头以上运行，而且水库有多余水量增容，发电机型号为TS425/32—32。

技术改造措施：①加大水轮机叶片转角；②增加发电机转子磁极绕组匝数；③改变发电机定子绕组端部连接方式；④更换励磁装置；⑤处理水封漏水。#3机改造后，当功率因数为0.8时，机组出力为3500kW；当功率因数为0.9时，机组出力达3900kW，一台机年增加发电量80万kW·h，6年即可回收技术改造投资。

28. 天津市蓟县于桥水电站，装机容量4×1250kW，水轮机为轴伸贯流式，型号为GD006—WZ—180，额定水头9.4m，实际运行年平均水头都在10m以上，故水轮机有增容条件。结合水量分析，认为可对2台SFWl250—20/2150型发电机进行增容改造，在发电机功率因数不变，安装尺寸不变的前提下，将#1、#3发电机由1250kW提高到1650kW。

技术改造措施：①定子铁芯增长50mm并重新压装，定子绕组增加导线截面并重新绕制；②转子磁极铁芯加长50mm并重新压装，磁极绕组重新绕制。2台发电机改造后，水电站总装机容量增加16%，机组平均效率提高3%～5%，2台机年增加发电量336万kW·h，多创收84万元，一年半即可回收增容改造的全部投资。

29. 浙江省庆元县马蹄岙水电站，水库库容130万m3，有效库容53万m3，装机容量4×1250kW，1972年投产，原设计水轮机型号为HL702—WJ—71(H=57/50m，Q=3.9m3/s，Pr＝1336kW，实际水轮机最大出力可达2000kW)。

技术改造措施：①将原TSW—143/61—10型发电机改为SFW—K1700—8/1730，使水电站装机容量由4×1250kW增加到4×1700kW，相应地水轮机的额定出力增加到1790kW，水轮机流量由3.9m3/s增加到4.07m3/s；②更换主变压器；③采用可控硅励磁装置；④改建中控室，增设水机值班室；⑤改进主厂房通风系统；⑥改建二次系统。技术改造后，水电站年增加发电量500万kW·h，8年即可回收全部技术改造投资。

30. 广西容县容城水电站，装机容量3×1250kW，额定水头4.7m，1990年投产。洪水期杂物经常堵塞机组进水口，造成水头损失，需停机打捞，损失电量100万kW·h。

技术改造措施：将原来的竹排油桶排污改为用直径16mm和直径12mm圆钢组焊成的钢拦污网(高4m)，杂物在闸坝前堆积较多后启闸排污，避免了进水口的淤堵，减少了水头损失约0.3m(约占水轮机工作水头的6%)，取得了明显的经济效益。

31. 湖南省艳洲水电站，装机容量10×2500kW，水轮机型号为ZZ600—LH—330，原设计顶盖排水为2台2BA—6型水泵(P＝4kW)，互为备用。由于漏水量大，水泵启动频繁(2～3min一次)，可靠性差。

技术改造措施：采取从水导轴承支架和底环上钻孔，用直径50mm不锈钢管连接，再从底环下用排水管排至集水廊道的自流排水方式，既节省了水泵，又安全可靠，投资低廉。

32. 陕西省横山县响水电站，年平均含沙量53.38kg/m3，装机容量3600kW(1×1600+1×2000)，水轮机型号为HLl23—LJ—115。原设计主轴密封为清水顶压端面密封，使用寿命仅1个月。

技术改造措施：把抗磨环和耐磨橡胶圈的接触面改为曲折变化的多间隙结构，有效地防止含沙水进入组合面。抗磨环采用铸钢加工，成形后再热处理提高其硬度。主轴密封改造后，使用寿命超过一个大修周期，机组安全运行的可靠性大大提高。

33. 广西恭城县兰洞水电站，装机容量3×3200kW，1974年投产，水轮机型号为QJ26—W—125/1×12.1。

机组存在问题：运行可靠性差，出力不足，每台机少发700kW，约占22%。

技术改造措施：①将原来的弹簧缓冲装置改为液压缓冲装置，较好地解决了调速器与喷针协调问题；②喷针结构作较大的改进，保证了可靠关闭；③球阀改为直缸式接力器和两端止水式球阀，保证动水关闭。技术改造后每年可多发电1200万kW·h，经济效益显著。

34. 贵州省修文县修文水电站，装机容量2×10000kW，1961年投产。设计多年平均发电量9810万kW·h，实际多年平均发电量仅为6460万kW·h，减少34%。主要原因是尾水位雍高了1m，影响机组出力。1989年对尾水河道进行彻底清理，清除块石、砾石1630m3，使尾水位下降0.2m，年平均发电量增加74.3万kW·h，当年就收回了清障投资。

35. 湖南省娄底市红卫坝水电站，装机容量2×650kW，由于尾水开挖深度不够，影响水轮机的工作水头，机组出力仅570kW，减少12%。尾水开挖后，机组出力增加到620kW，接近额定出力。

36. 甘肃省河西水电站，装机容量3×800kW，水轮机型号为ZD560—LH—100(H=16m，Q=19.56m3/s)，多年平均发电量1136万kW·h，年利用小时数4731h。电站施工时由于地质原因，将发电机层抬高了2.5m，因而发电水头也减少了2.5m，导致水轮机效率下降，出力仅为额定值的75%。每年减少发电量269万kW·h。

技术改造措施：①在尾水坑出口处设置一个简易节制闸，以调节尾水位；②适当加高上游引水渠堤，雍高上游水位，以增加水头。通过以上两项技改措施，增加了水轮机工作水头2.12m，使水头损失由原来的15.6%下降到2.4%，因而电站每年可增加发电量228万kW·h，经济效益显著。

37. 浙江省东阳市横锦水库一级电站，装机容量2×3000kW，1961年投产发电，年利用小时3360h。经30多年运行，机组已严重老化，属报废更新对象。原设计水轮机型号为HL263—LJ—134(H=32.5m，Q=11.5m3/s)，发电机型号为TS325/44—22(PN=3000kW，nr＝273r/min)。

1984年为提高防洪标准，大坝加高4.5m，相应发电水头可增至36m。经研究确定，在水轮机蜗壳、座环、尾水管保留，引水管路系统不变，发电机混凝土风罩内径不变及定子机座基础螺栓保留使用条件下，机组按最新技术重新设计制造，单机容量由3000kW增至4000kW。技术改造项目采用：①HLA551—LJ—132型水轮机(Hr=36m，Qr=13.17m3/s，P=4190kW)；②SF4000—16/3250型发电机(PN=4000kW，nr＝375r/min)；③可控硅励磁装置；④弹性金属塑料推力瓦；⑤电液调速器；⑥双偏心自关闭平板蝶阀；⑦增设微机监控系统；⑧原机组的大轴和上、下机架经加工处理，仍用在新机组上。

2台机共增容2000kW，为水电站装机容量的33%，年发电量增加672万kW·h，经济效益显著。

38. 广东台山大隆洞水电站，水头8～25m，原装有1台2000kW轴流转桨式水轮发电机组，系由德国进口，水轮机型号为MK141/2，发电机型号为SM14/220—32，水轮机额定水头20m，额定流量12m3/s。为利用洪水期的弃水量增加年发电量，于1980年在原压力引水总管上引接分岔管，并在原厂房左岸扩建2台800kW轴流定桨式水轮发电机组，水轮机型号为ZD661—LH—120，额定水头12.9m，额定流量8m3/s。改造后曾多次在洪水期作过发电试验，在额定水头下，单机运行时均可达到额定出力；3台机组同时运行，导叶开度100%，原2000kW机组出力减少到1150kW，新装#1机组由800kW降至600kW，新装#2机组由800kW降至550kW，3台机组总输出功率为2300kW，比原装的1台机组额定功率只多300kW，比扩建机组的增容功率少1300kW。显然，3台机组同时运行时，由于水电站原引水系统最大过流能力(Qmax)和水头损失(Ahmax)的限制，使得3台机组的运行水头及过机流量均小于其额定值，因而造成洪水期水电站出力受阻。