式中PN——发电机在额定转速、额定电压和额定功率因数下的额定功率，kW；

Hr——水轮机额定水头，m；

Qr——水轮机额定流量，m3/s。

4.1.3.3 机电设备配套合理，不存在卡脖子现象，改造部分的设备完好率应达到100%，设备性能和安装质量应符合GB8564—88《水轮发电机组安装技术规范》和GBJ232—82《电气装置安装工程施工及验收规范》的相应要求。

4.2 引水系统及水工建筑物

4.2.1 为扩大库容，扩机增容或提高水电站年最大负荷利用小时数，或调峰运行，可根据实际情况采取以下技术改造措施：

(1)跨小流域引水或区间引水，采用开渠、修建隧洞等办法将相邻小流域(该流域不适宜于建水电站)或同流域不同区间的水引入水库。

(2)原设计标准偏低，结合防洪或其他综合利用要求，加高加固大坝(大坝只加高或加高也加宽)，相应提高发电水头和调节库容，如参考资料3和4。

(3)在溢洪道上增设翻板闸门或橡胶坝，在不影响汛期泄洪的前提下，结合水情预报，可在汛末下闸蓄水，增加发电量，如参考资料4和5。

(4)引水式或径流式水电站的调节池，有条件者应予改造使其具有一定蓄水量(如几万立方米)，以便实现调峰运行，从而适应峰谷电价制的需要，提高水电站经济效益。

4.2.2 有些小流域陆续修建了梯级水电站，但无水库或库容很小，宜在上游河段的适当地点兴建“龙头水库”，有条件的下游梯级水电站，修建日调节水库，可使各个梯级水电站增加调蓄能力，从而增加发电量，提高保证出力和顶峰能力或扩机增容，如参考资料1。

4.2.3 有些水电站，非汛期弃水较多，应考虑充分利用弃水扩大装机容量，增加年发电量。对于具有一定调节库容的水电站，也可适当扩大装机，增加峰电，提高水电站的容量效益。

4.2.4 不少水电站，引水系统设施不完善，尤其是拦污栅，洪水季节经常被杂草等污物堵塞，加大了水头损失，减少了发电出力。可采取以下技术改造措施：

(1)加装清污设备或在引水渠道出口处增加一道拦污栅，如海南省临高县加来水电站

(装机容量2×800kW)，在前池人口处增加一道拦污栅，用人工简易清污，效果较好，年增加发电量40万kW·h。或适当调整拦污栅栅条间距，改进拦污栅结构和栅条形状，以减少杂草堵塞。

(2)引水渠道增设冲沙或排污闸，减少沙、草淤堵机组进水口，如参考资料19。

(3)有的引水式电站隧洞开挖后未加衬砌，水头损失较大，使机组功率受阻，应加以衬砌。

(4)渠道衬砌损坏，渗水严重者，应予改善。

(5)有的水电站，施工期间尾水渠内遗留的废弃渣石杂物太多，造成尾水位雍高，降低了水电站发电水头，应设法清除，以提高水能利用率。如广西容县容城电站(装机容量3×1250kW)，尾水堆渣达数千立方米，高出尾水面，1992—1993年两次清渣后，尾水位下降0.7m，发电量增加近1倍。参考资料34也是这方面的例证。

(6)有的水电站，进水口和尾水渠布置设计不合理，造成水流流态紊乱，影响机组出力，应予以改善。对引水系统(包括进水口与尾水渠)中不符合水流平滑流动规律的水工建筑物的局部结构，在可能条件下，应使之流线形化。

(7)北方及高海拔地区(如青海、西藏等)的渠道引水式水电站，冬季运行时经常遇到冰害，应增设防冰设施，如拦冰栅、拦冰排等。水工闸门应按SL74—95《水利水电工程钢闸门设计规范》要求采取防冻措施。闸门防冻包括两类：一是使闸门和冰层隔开，以防闸门承受冰压力；二是在冰冻期需要操作的闸门，应使闸门和门槽不致冻结。根据各个水电站的具体情况，可采取不同的措施。通常用压气泡或潜水泵法，当防冻线不长，冻层厚度不大时，亦可用人工定期破冰或定期喷蒸汽，浇热水等方法使闸门与冰层隔开。对闸门和门槽之间结冻问题，如冬季不需启闭的闸门，可任其冻结，如启闭闸门次数不多，可采用定期加热；如启闭频繁，则可采用连续加热(如电热)、流动热介质(如热油)、喷射蒸汽、设置暖棚等方法。

4.2.5 对于采取增容改造方式的水电站，尤其是引水式水电站进行改造设计时，除对水能参数和机组参数进行设计计算外，还应对引水系统的设计引用流量、水头损失和结构强度等进行校核计算，以达到增容改造的预期目标。应吸取教训的工程实例，见参考资料38。

4.2.6 为维护大坝安全，应完善水库大坝安全监测系统，有条件时，应提高测报精度和自动化水平。

4.3 水轮机及其附属设备

4.3.1 对水轮机技术改造的要求就是在技术改造工程实施过程中，正确贯彻先进性、合理性、经济性和特殊性的原则。先进性就是要择优选用一个性能先进、技术成熟的好转轮；合理性就是要紧密结合和妥善处理本电站的不可变更或不宜变更的制约条件；经济性就是要增加年发电量，提高水电站效益；特殊性就是针对运行于含沙水流等特殊水质条件下的水轮机，既要改善其运行工况，又应采取抗泥沙磨蚀综合治理措施，延长设备使用寿命，综合考虑才能较好地达到先进性、合理性和经济性。

4.3.2 水轮机技术改造应根据各水电站的具体条件，因地制宜，采取下列不同的改造方式：

(1)对于水头、来水量与原设计变化不大的水电站，应采用该水头段导叶相对高度 0相同或相近的新型转轮。若无适用的新型转轮，则应重新设计转轮，或者改进通流部件型线与结构，其预期目标都在于提高水轮机运行效率，增加年发电量，见参考资料17和18。

(2)对于水头、来水量比原设计减小了的水电站，可根据水电站的实际运行水头和来水量，降低额定水头，减小额定输出功率，选用合适的新型转轮，或者重新设计转轮，将水轮机调整到较优工况区运行，从而提高水轮机运行效率，增加年发电量，见参考资料15、21、22、23。

(3)对于水头、来水量比原设计增大了的水电站，应根据水电站水头、来水量增大的具体条件，提高额定水头，加大额定输出功率，参照附录B、C选用合适的新型转轮，或者重新设计转轮，使水轮机在较高效率区运行，从而既加大单机容量，又提高水轮机运行效率，

能较大幅度地增加年发电量，见参考资料3、4、37等。

(4)对于多泥沙水电站，应根据水电站水轮机的过机含沙量、泥沙中值粒径d50及泥沙

矿物成分等条件，选用单位转速n11相接近、单位流量Q11有减小、模型空化系数σm适当降低、效率较高的新型转轮；并合理加大导叶分布圆直径D0，调整导叶型线，降低和匀化导叶区流速；同时采取其他有效的抗磨蚀措施，延长设备运行寿命，最终达到更新改造或增容改造的目的，见参考资料8和20。

4.3.3 本条是对调速系统改造的规定。

4.3.3.1 当调速系统存在严重缺陷或不能满足自动操作要求时，应予更新改造。可根据水电站的实际情况和电网对机组自动化的要求，采用机械、电液或微机调速器。新型调速器的性能、参数可参阅水利部水电及农村电气化司1995年编印的《中小水电实用新技术汇编》。

4.3.3.2 对并人大电网的小型水电站，单机容量3000kW以下者，可采用结构简单的“操作器”代替调速器，也能满足正常运行和保护动作自动停机的要求。

4.4 发电机及其他电气设备

4.4.1 发电机及其他电气设备的技术改造，特别是增容改造，容量上应与水轮机匹配，任何环节都不能存在卡脖子现象。对于有通过容量的升压变电站，主变和高压设备还要计及通过容量的影响。

4.4.2 发电机的技术改造应采用新型绝缘材料、优质高效硅钢片以及定子和转子的各种新结构和新工艺。其改造方式和改造范围可根据具体情况确定：

(1)改进通风系统：如改进、更换冷却器，调换转子风扇，加强强迫通风等；

(2)如定子、转子绕组绝缘老化，应更换新绕组或同时采用更高一级的绝缘材料，如B级绝缘换成F级绝缘，以提高耐温度性能，如参考资料3和25等。

(3)提高绝缘等级常可使发电机增容，若增容幅度仍不满足要求时，可增加定、转子的铁芯长度，以提高电磁功率，见参考资料28。对于立式发电机若铁芯增长使定子超出主机室地面时，应以不影响转子吊出机坑为限。

注意有功功率增容时，无功功率也要跟上。否则，功率因数太高，不能满足电网的要求。参考资料26和27提到了增大无功率的方法。

(4)重新设计新发电机时应充分利用原设备的基础及埋件。其他部件如大轴、上机架、下机架，凡经加工仍可使用者均应利用，如参考资料37。

4.4.3 可控硅励磁装置的类型与功能，可参考水利部水电及农村电气化司1995年编印的《中小水电实用新技术汇编》。

4.4.4 本条是对推力轴承技术改造的规定。

(1)当机组运行中推力轴承瓦温过高，经常发生烧瓦事故者，可区别不同情况，改进轴瓦支撑方式，加强冷却或采用弹性金属塑料推力瓦。

弹性金属塑料推力瓦，摩阻小，不用刮瓦，运行事故少，宜予推广。如山东省苍山县会宝岭水电站#2机(ZD661一LH一120，H=12m，Q＝9.4m3/s，PN＝800kW)，自1990年6月以来，弹性金属塑料推力瓦已安全运行5年多；又如浙江省黄岩市长潭水电站，在单机容量4160kW机组上亦已成功地应用2年多。

(2)当机组最大轴向推力超过推力轴承设计允许的承载能力时，需改进轴承结构或更换推力轴承。

4.4.5 若结合增容改造更换变压器，则应选用节能变压器。高能耗的变压器如SL、SL1、SFL1、SLZ、SFLZ和SZ等系列产品已被淘汰。推荐采用的节能变压器产品为S7、SL7、SF7、SZ7、SZL7以及S9、S6等系列产品。如需要干式变压器，可选用SCL、SCLl、SG3、SCB8等系列产品。

机械工业部从1982年起推广SL7系列节能变压器。这种变压器采用新材料、新结构和新工艺制造，与老型号变压器相比，10kV级空载损耗可降低41.5%左右，短路损耗降低14.5%左右；35kV级空载损耗降低38%左右，短路损耗降低16%左右。后来又设计出S9系列变压器，功率损耗较之S7和SL7又有所降低。此外，S6系列产品，其性能指标与S9系列相当。

如原有变压器容量足够，结合技术改造，也可将旧变压器改造为节能变压器。提倡不降容改造为节能变压器的方法。

4.4.6 “五防”指开关柜具备防止误操作的闭锁装置，能做到：防止误合、误分断路器；防止带负荷分、合隔离开关；防止带电挂设地线；防止带地线合闸和防止操作人员误人带电间隔。国家电业部门已通令禁止不满足“五防”要求的开关柜的生产和销售。

4.4.8 蓄电池组应按规程定期进行充、放电，并经常以浮充电方式运行。当蓄电池寿命完结而需更换时，宜优先选用免维护铅酸蓄电池。

4.4.9 事故照明电源可取自水电站直流系统，也可局部采用内附蓄电池的“应急灯”。

4.4.10 关于水电站自动化的技术改造：

对额定电压400V、单机容量800kW以下的水电站，一般由人工操作开机和正常停机，应能自动进行事故停机，发电机电压、频率由自动装置进行调整，运行工况用仪表监视，并装有必要的灯光、音响信号装置。

有条件的水电站，可采用微机型小水电自动控制系统，实现半自动开机、自动调节频率、半自动准同期并网、自动停机及按前池水位自动调节机组功率等操作，并装有必要的保护和报警信号装置，做到少人值班和远方监控。

对单机容量800～25000kW、额定电压6.3kV及以上的水轮发电机组，且在电网中起重要作用的水电站应满足：

·中央集中控制，能以一个指令完成机组的起动、并网或停机；

·相应的自动装置能自动调频、调压、调整机组的有功和无功；

·运行工况集中监视，一些重要运行参数可进行巡回检测；

·有比较完善的中央保护及信号系统；

·附属设备和公用设备能自动化操作；

·装设必要的安全自动装置，如自动准同期、线路自动重合闸、厂用备用电源自动投入以及开关站事故录波器等。

对有条件的地区或一些重要的水电站或偏远而不适宜安排运行人员的水电站，可采用微机监控系统，并逐步实现遥测、遥信、遥调、遥控，以提高运行管理水平，减轻值班人员劳动强度，保证设备及人身安全。

4.5 改善运行条件和消防措施

4.5.1 恶劣的运行条件是影响机组发电可靠性的重要因素，应尽可能地加以改善。南方一些水电站，由于厂房通风设计不完善，造成厂房内温度过高，湿度偏大，对运行人员的健康和设备的安全都很不利，应积极采取措施加以改善。

厂房内运行人员工作场所的夏季空气温度不宜高于30℃，当夏季室内温度达到30℃以上时，应采取降温措施。可加装排风机、遮阳层或隔热层。有条件的水电站，也可用水库水或地下水淋洒厂房屋面降温。如湖北省西斋水电站，从压力钢管引水淋洒厂房屋面后，主机室温度降低2～3℃。

厂房内冬季温度，机组正常运行时不宜低于10℃，机组停运或检修时不应低于5℃。当低于5℃时，应增设采暖设施。控制室及其他运行人员工作场所，可采用无明火的电热器或其他临时采暖措施，但不得采用火炉或自制土电炉采暖。

4.5.2 不少小型水电站，噪音过大，有损运行人员身心健康，应积极采取吸音、隔音等减噪措施。如福建省清流县鱼龙岗水电站，装机容量3×2000kW，水轮机型号HL200—WJ—71，将蜗壳、尾水管用密封罩盖住，噪音由95dB(A)下降到80dB(A)，促进了文明生产。

卧式机组也可采用隔音效果良好的箱型电机。

4.5.3 主厂房内可设置带有密封门的运行值班小亭。这种小亭四周为玻璃窗，可直接观察机组运行，也可将机组的一些重要参数和故障信号引入小亭，便于监视。小亭除能隔离噪音外，冬季可增设局部采暖装置，在气候炎热地区还可装设空调。

4.5.4 中小型水电站一般不配备消防车，如远离城镇或其他大型企业，无法利用社会上的消防设备时，自备消防给水设施是必不可少的。

消防给水设施可与发电引水或生活供水系统结合，也可设置专用的消防水泵或消防水池，按照可靠、经济原则选定。对消防给水设施的要求参见SDJ278—90《水利水电工程设计防火规范》的规定。

4.5.5 充油设备是火灾的潜在灾源，各种消防措施都在于火灾发生后尽量限制其蔓延，因此，要采取措施防止燃烧的油流向他处。

4.5.6 室内配电装置的门应为向外开启的防火门。

4.5.7 近年来，我国水、火电站由于电缆引起或扩大的火灾事故时有发生，因此，必须落实电缆的防火措施。

5 工程验收

5.0.1 本条明确规定工程验收是小型水电站技术改造的重要程序，业主单位和主管部门应予重视。为生产运行创造条件，早日发挥投资效益，改造工程完成后应及时组织工程验收，使技术改造工作管理标准化。

结合水电站施工安装和技术改造的特点，工程验收划分为机组起动验收和竣工验收两个阶段。

为纠正目前有些业主单位和主管部门不重视竣工验收工作，明确规定未经竣工验收的改造工程实行四个“不得”，以强调竣工验收的必要性。

5.0.2 本条规定机组起动验收是水电站改造工程必须的验收程序。机组起动验收是对改造工程设计、设备制造、施工安装、调整试验质量的总体检验。通过检查试验发现改造工程各个环节存在的缺陷和问题，以便采取有效措施及时进行处理。因此，水电站技术改造不论机组容量大小，均必须进行机组起动验收，确认合格后，方可进入试生产运行。

5.0.3 本条规定水电站改造工程的试生产运行期限为6个月至1年，主要是对改造工程设施和机组设备的安全运行继续进行考验。因为考虑到我国有些地区河流存在泥沙问题和冰冻问题，这些地区水电站的改造工程设施和机组设备，除应经受汛期泥沙磨蚀的考验外，还需经受冬季冰冻的考验。所以，需将试生产运行期限增至1年。对于无泥沙和无冰冻问题的水电站，其改造工程的试生产运行期限为6个月。

本条规定的6个月至1年的试生产运行期限，并不排拆机电设备制造厂对其出厂产品规定的质量保证期，制造厂不得因本条的规定而缩短其质量保证期。

5.0.5 本条规定竣工验收可分初验和竣工验收两步进行。初验不作为验收阶段，是为竣工验收做好准备工作。两者要互相衔接，不宜重复。

5.0.6 本条规定提交竣工验收申请报告为验收程序，并明确由业主单位向项目主管部门提交书面申请。

本条还为竣工验收应提供的技术文件和图纸资料列出目录。这是考虑到目前有些业主单位和主管部门不太熟悉竣工验收准备工作的实际情况而增设的。对于单机容量1000kW及以下的水电站，其竣工验收备查资料，可以适当精简。

5.0.8 本条考虑到小型水电站改造工程的特点和目前工程质量管理体制等实际情况，竣工验收鉴定书除经竣工验收委员会(小组)成员签字外，还应由主持验收单位加盖公章方为有效。

参考资料

小型水电站技术改造工程实例

近几年来，我国各省区对存在问题较多或运行状况较差的部分小型水电站已经进行了必要的技术改造，各地均不乏改造成功、效益显著的实例。此处收集了一些，但很不全面。

仅供从事小型水电站技术改造的同行参考。还希各地区进一步总结经验，提供典型改造事例，进行交流。

1. 广东省河源市红星水电站，装机容量3200kW(3×800+2×400)，设计年发电量1387万kW·h。

在水电站上游兴建了一座36万m3调节水库，每年平均增加电量775万kW·h，占设计年发电量的55%，效益显著。

2. 广东省乐昌县三溪水电站，装机容量1×500kW(H＝5.5m，Q=15m3/s)。

增开了一条引水隧洞，引用流量30m3/s，扩大装机至1210kW，增容710kW，为原水电站装机容量的1.4倍，年发电量从226万kW·h增加至450万kW·h，净增1倍。

3. 浙江省诸暨市石壁水库水电站，装机容量1460kW(2×630+1×200)，1966年投产发电，该站结合保坝工程(土坝加高7.5m，增设溢洪道)，提高了运行水头，故将原HLl23—WJ—71水轮机改造为HLl23—WJ—4，单机容量由630kW增加到800kW，原HLl23—50水轮机亦由200kW增加到320kW，并对水轮机尾水管及后盖板进行了处理。还更换了发电机定子与转子绕组，并提高绝缘等级，改造工期仅为1个枯水期。改造后，水电站装机容量由1460kW提高到1920kW，增幅达31.0%；水电站综合效率达到80%以上；设备完好率达到100%；实现了优化调度，可使90%的发电量转为调峰电量，经济效益明显提高。

4. 广东省乐昌市张滩水电站，装机容量6010kW(3×1670+8×25)，年发电量2500万kW·h。

1986年大坝加高0.5m，1992年大坝又加高1.7m，采用了水力自控翻板闸门提高运行水头，建成日调节库容141万m3从而增加了调峰电量，年增加发电量286万kW·h，增加电费收益200万元以上，一年即可收回技改投资。

5. 广东省怀集县水下水电站，装机容量4×3000kW，在长57m坝段修建了高8m、宽6m的重力翻板闸门，增加日调节库容23万m3每年可增加发电量78万kW·h，增加峰电250万kW·h，经济效益显著。该水电站还对冷却水系统进行了技术改造：①利用水轮机转轮迷宫环漏水引作机组冷却用水，减少了冷却水耗水量，每年可增加发电量30万kW，h，并提高了安全运行可靠性，也减少了集水井积水，节约了集水井抽水的耗电量5.6万kW·h；②改造了回油箱电路，节省了油耗，也保证了安全运行。

6. 江西省新余市江口电站，原设计水轮机型号为ZD587—LH—330（=19.5m，Q=54.7m3/s，P=8800kW），电站实际运行水头仅17m，机组只能发7800kW。水轮机型号改用ZDl05—LH—330后，单机出力提高到9000kW，增容15%。

7. 四川省核山庙水电站，原设计水轮机型号为HLl23—LJ—140 （H=30m，Q＝12.5m3/s，P＝3200kW），电站实际运行水头为43m，而流量仅7m3/s。更换转轮后，机组出力增加12%，效率提高10%，年发电量增加145万kW·h，效益显著。

8. 新疆喀什三级水电站，装机容量2×3000kW，水轮机型号为HL263—LJ—134，过；机水流年平均含沙量10.3kg/m3，最大含沙量174kg/m3。改用DT20—LJ—140型转轮和改型导水叶后，机组出力可达4000kW，增容33%。

9. 广西靖西县坡州一级水电站，装机容量2×500kW，原设计水轮机型号为HL300—WJ—50(H＝35m，Q＝4m3/s)，该型号水轮机的最高使用水头为35m，而电站实际运行水头达40m，故将水轮机更换成HL240—WJ—50，每台机出力提高90kW，2台机共增容180kW，占电站装机容量的18%，每年可多发电72万kW·h，增容收益为更换转轮费的2.8倍。