1.0.1本条是对制订SLl93—97《小型水电站技术改造规程》(以下简称《规程》)目的和必要性之说明。

我国农村水电资源丰富，可供开发利用的资源为1.42亿kW。新中国成立以来，我国农村水电建设取得了巨大成绩，特别是第一、二批农村初级电气化县的建成，加快了农业经济的发展和农村面貌的改变。到1996年底，全国已建成小型水电站4.5万余座，拥有机组7万余台，总装机容量达2020万kW，占可开发量的14.2。小型水电站已遍布1500个县(市)，供电电源以小水电为主的县有800多个。对农村尤其是边疆少数民族地区国民经济的发展和人民生活水平的提高发挥了巨大作用。

与大型水电站比较，小型水电站有以下特点：

·单机和装机容量小，数量多，地域分布广，安全生产中存在的问题较多，经济效益较差。

·先天不足，水文资料不全，水电站主要设计参数(H、Q)与实际参数有时偏差较大，因而不少水电站出力不足或弃水量大。

·早期建成的小水电站，有机找窝或有窝找机情况比较多，因此，机组技术参数与水电站实际运行参数区配不佳，机组运行往往偏离最优工况区，因而效率低、振动大，多泥沙水电站磨蚀损坏严重，大修间隔时间不到一年。

·机电设备陈旧落后，制造厂家杂，设备不易配套，加工精度不够，质量差，机组运行可靠性低，事故多，设备提前报废率高。

·水工建筑物缺陷比较多。

·受农业灌溉制约较多，年发电利用小时数较少。

·水电站自动化水平低，管理手段落后，新技术应用较少。

·技术改造工程量小，投资少，见效快，经济效益明显，社会效益大。

水利部对小型水电站的技术改造工作非常重视，“九五”期间计划改造700万kW中小水电。为把小型水电站技术改造工作科学化、规范化，特制订本规程。

1.0.2本条是对《规程》适用范围的规定。

本规程主要应用对象是装机容量50000kW及以下、500kW以上小型水电站的技术改造，装机容量小于500kW的水电站的技术改造，可参照执行。

1.0.3对水电站技术改造的要求：

(1)小型水电站技术改造，必须贯彻执行国家和地方制订的技术经济政策，模范执行《中华人民共和国水法》和《中华人民共和国电力法》。根据当地国民经济发展的需要，按照地方水利、电力规划的要求，统筹安排，兼顾各方利益，做到投入少，产出快，效益高。

技术改造必须从实际出发，因地制宜，立足于电站工程原有的基础设施条件，既考虑实际需要，又估计到技术和资金上的可能，做到稳妥、可靠、先进、合理。

(2)要求业主单位认真做好小型水电站技术改造工程的有关立项准备工作，尤其应委托设计或咨询单位编制可行性研究报告，合理确定技术改造方案、提出工程概算和施工进度计划。必要时也可委托有关单位和专家进行专项技术咨询。例如，浙江省东阳市横锦水库一级水电站2×3000kW机组增容至2×4000kW的技术改造，委托中国水利水电建设工程咨询渤海公司承担技术咨询，优选主机设备和优选制造厂家，不仅采用国内最新技术产品，而且为业主节省机组设备投资108.2万元，占合同总价的15.7。

可行性研究报告除包括改造工程技术可行性和经济效益分析的内容外，还应论述下列问题，并应与相关部门(当地电网管理部门、民政部门等)进行联系和协商：

·水电站扩装机组或机组增容较多时对接人系统的影响；

·采取大坝加高或增设橡胶坝等措施对淹没土地和移民的影响；

·跨流域引水、区间引水时对当地农业灌溉和居民饮水的影响；

·水电站技术改造后上网电价的测算及用户的承受能力；

·其他对外界有影响的问题。

由于各个水电站的具体情况如水头、机型、过机含沙量、设备制造质量、运行检修、管理水平和财力等条件差异很大，因此，各个水电站可根据具体条件制订技术改造的预期目标。通常一次改造为实现一个或几个目标，也可制订总目标，分期实施。

技术改造一般有如下目标：

·用先进的设备代替陈旧设备，恢复或增大发电能力；

·用参数合理匹配的设备代替参数偏离的设备，改善机组运行工况，增加年发电量；

·用先进成熟的技术，改造陈旧落后的设备，提高设备性能、可靠性和完好率，并延长使用寿命；

·合理改造水工建筑物，提高水头或多蓄水，提高调蓄能力和增加发电量；

·合理改造厂房或设备，改善运行条件，提高自动化水平；

·合理调整水电站和机组的运行方式，增加年发电量和提高灌溉效益。

(3)随着科学技术的飞速发展，特别是改革开放以来，国内外先进技术和科研成果大量涌现，因此，技术改造时应积极而稳妥地采用新技术、新工艺、新材料和先进设备。例如新型号转轮、新型进水阀、节能变压器、微机调速器、操作器、新型励磁装置、计算机监控系统，弹性金属塑料瓦、新型号断路器等。这些新技术、新工艺、新材料和先进设备的推广应用，必将大大提高小型水电站运行设备的完好率和自动化水平，为水电站增容和安全运行创造条件。

经过技术改造后的水电站，应当做到10年左右时间内，在同类水电站中仍具有先进的技术水平和较高的运行可靠性。

(4)小型水电站技术改造的特点是“短、平、快”，其增容改造投资本息的偿还期不宜超过5年。减容改造，由于发电效益一般比增容改造稍差，其投资本息的偿还期可适当延长。

1.0.4水电站的技术改造，除符合本规程的规定外，其中挡水、引水、厂房等水工建筑物，水力机械，金属结构和电气设备的设计、施工、安装、验收等，还应符合国家和水利水电行业现行的有关标准、规程、规范及其他有关规定。

2基础工作

2.0.1基本水文资料对水电站技术改造方案的论证十分重要。根据水电站投运以来站址或附近的水文资料，分析水电站上下游水位、水头、流量(包括引用水量及弃水量)的变化规律，并与原设计时选定的机组参数(H、Q)进行比较，论证水电站水能利用率和增容改造的可能性、必要性及经济性。有条件时可绘制日平均流量历时曲线，作为增容改造的依据。

对于多泥沙水电站，应统计水电站投产发电以来的泥沙资料，包括水库或渠道的泥沙淤积情况，历年平均输沙量，汛期水电站及过机的最大、最小、平均含沙量和水轮机磨损情况，必要时应做泥沙的颗粒级配和矿物成分及其含量分析。

总结水电站取水防沙的布置设计与运用情况。

洪水记录和洪灾情况是特殊的水文资料，应予总结研究。

2.0.2由于增容改造将加大机组流量，故需查清和校核引水系统的允许最大过水能力及水头损失、压力管道的允许最大水压力等，是否满足水电站增容和安全经济运行的要求。必要时，提出需要调整和改进的具体要求及措施。

对于坝前淤积与坝后淘刷情况，以及水工建筑物的沉陷、裂缝、破损、冲刷损坏都要核查清楚。

2.0.4查清电站投入运行以来历年各台机组的发电量(有功、无功)、汛期发电量和实际运行小时数，设备和设施的事故及原因，以及检修情况、设备完好率、电站平均效率和农田灌溉等综合利用效益。对于梯级水电站，还应分析计算改造后整个梯级增加的发电量，灌溉面积以及可获得的最大综合利用效益。

对绝缘老化严重、事故率高的电气设备和性能变化超出允许范围的电气设备或部件，应列为改造项目。

电气设备历年运行温升与规定值相比偏差较大者，说明容量有裕度或者经常超负荷运行。

核定水电站各项机电设备选择与配置是否合理、先进、运行状况的优劣程度，并提出水电站改造时需要调整、充实和改造的具体计划和要求。

分析水电站监控系统的设计水平、配置状况及运行情况，是否满足安全生产和经济运行的要求。根据水电站在电网中的重要性，研究决定水电站自动化的要求。有条件的水电站，技术改造时要为实现自动化、远动化运行创造条件。

2.0.5竣工图纸与设备尺寸有可能不一致，故需进行现场测定，作为制造新设备的依据。

水轮机蜗壳、座环、尾水管锥管等水下埋设件一般不作技术改造，但与机组改造部件相关的尺寸亦需实地测量查清。

3性能测试

3.0.1本条规定单机容量为3000kW及以上的机组应做现场性能测试。

技术改造前后主要机电设备的性能测试工作是水电站技术改造的重要环节，测试数据是考核水电站技术改造成效和技术经济指标的主要依据。

到1993年底，全国水利系统单机容量3000kW及以上的机组有730余台，做好这些水电站机组的性能测试工作，对推动全国小型水电站的技术改造工作具有重要意义。

单机容量3000～1000kW的机组，有条件时也应做设备的性能测试工作。

考虑到测试条件对测试准确性的影响，推荐用同一方法和同一套仪表在改造前后做相对比较测试。

3.0.2水电站主机设备的性能测试主要指机组出力、效率及影响安全运行的机组稳定性(振动、摆度)和电气设备绝缘性能等，应委托水利水电系统计量认证合格、具有质检资格的单位进行测试，并提出测试报告。

3.0.3我国尚无水电站机组现场流量测试标准，国际电工委员会(IEC)的规定是国际上公认的中等水平的测试标准。IEC规定的标准中水轮机流量测量的方法很多，如流速仪法、超声波法、压力差法等，各个水电站可根据机型和水轮机引水系统布置形式等不同特点，分别选用。

流速仪法可在进口闸门槽或引水钢管内布设一定数量的流速仪进行测量，其精度较高；

换能器安装于引水钢管外表面的超声波法测流，可在不停机条件下进行，测量精度高；

压力差法比较简单，精度能满足要求，常为水电站采用。其关键是差压装置流量系数的标定，由于水流流态复杂，且产生压差的部件制作工艺及安装条件的差异，难于采用理论计算的方法确定差压与流量的关系。但装置选定后，可采用公认的测量技术对该差压测流系统进行原位标定，计算出差压装置流量系数，可保证流量测量结果的精确度。

经过技术改造，单机容量3000kW以上的机组，在可能条件下，宜设置有一定精度(误差小于等于3)的流量、效率在线监测装置，并定期(如一年一次)对该装置进行校验标定，逐步过渡到以效率下降或相对效率下降值决定水轮机大修间隔时间，以提高大修决策水平。

3.0.4电气设备性能测试的内容、方法与标准，参考有关预防性试验的规定执行。改造前可利用最近的预防性试验结果，改造后应按新设备交接试验标准进行试验和验收。

全部性能测试结果，应由项目主管部门审定或由主管部门邀请专家审定，作为确定水电站技术改造的必要性、改造规模与时机以及考核改造成效的依据。

4技术改造

4.1一般规定

4.1.1小型水电站的技术改造应积极采用实用新技术，加大科技含量，以最少的投入，获得最佳的经济效益和社会效益，最大限度地提高设备的可靠性，并在可能条件下提高水电站的自动化水平。

4.1.2本条提出水电站需进行技术改造的各种情况。

4.1.2.1机电设备方面：

(1)设计时机型选择不当或因当时、当地客观条件限制(如有机找窝或有窝找机等)，主机设备特性与工程设计参数匹配差，例如参考资料6、7、9、15和29等。机组效率低，综合效率低于水利部农电司电站(89)26号文规定的指标(见4.1.3.2条说明)，安全运行可靠性差，年发电量损失大。

(2)电气设备与水轮机不配套，即发电机、主变压器、断路器或引线容量限制了水电站的设计出力，参考资料27、28、29是这方面的例子。

(3)机电设备制造质量差，技术老化，性能落后，如1964年水轮机型谱中的PO211、PO82及ZD661等仍在服役，这些转轮相当于国外20世纪30—40年代的技术水平；设备能耗高，如高能耗变压器仍在服役；不少小型水轮发电机组综合效率只有40～60。

(4)多泥沙河流上运行的水电站，水轮机通流部件磨蚀损坏十分严重。据调查，在水利系统小型水电站中，约有1/3的水轮机有空蚀与磨损问题，有些机组大修间隔时间不到一年，导水机构、闸门或阀门严重漏水，不能正常开、停机。如云南省元江县小河底一级水电站，泥沙磨损使机组难以正常开、停机、需要停某台机时，上游渠道必须停水，影响水电站另外3台机和下游二级水电站的正常发电。另外，有的水轮机叶片发生严重裂纹或断裂，不能保证安全运行。

(5)设备或设施已达到或接近一般规定的使用年限，或虽未达到使用年限但已严重老化，运行事故率高。一般运行20年以上的电站，需要考虑技术改造。设备状况良好的电站，也可适当延长。情况特殊的，如多泥沙水电站，其技术改造时间可根据实际情况确定。

(6)机组长期带病运行，水轮机存在严重的机械缺陷或发电机整体绝缘水平严重下降，调速系统或励磁系统以及挡水、引水和水工建筑物、金属结构诸方面存在着重大缺陷。

4.1.2.2水库与引水系统方面：

(1)引水工程不配套或施工质量差，机组实际引用水量、水库蓄水位和水轮机运行水头达不到设计值，以致机组长期出力不足或远离最优工况区运行：效率低，空蚀及振动严重，年利用小时数远少于设计年利用小时数，如参考资料6和22。

(2)水库或河流的天然来水量增加(减少)或灌溉引用水量增加(减少)较多，枯水期水量严重不足，汛期大量弃水，具备增容(减容)改造条件，如参考资料15。

(3)水库大坝加高，或溢流坝增设翻板门或橡胶坝，使水库畜水量加大，机组工作水头提高，或弃水较多，具备增容改造条件，如参考资料3和4。

(4)例如栅条过密或栅条截面不呈流线形等，均宜进行改造，以减小水头损失。

(5)例如隧洞、渠道的渗漏水量过大，宜采用新材料、新工艺进行堵漏防渗改造处理。

4.1.2.3运行方式与运行环境方面：

(1)视库容大小，调峰水电站可适当增加装机容量。

(2)主机噪音超标过多，距发电机或励磁机1m远和距地面1m高处的噪音高于95dB

(A)或者通风不良，广房内温度过高，运行条件差。

4.1.3本条规定水电站经技术改造后的主要技术经济指标。

4.1.3.2额定工况下，机组段的综合效率不应低于农电司电站(89)26号文规定的指标：

(1)单机容量小于500kW的机组，其综合效率应不小于70；水头低于8m的轴流定

桨式机组，其综合效率也应不小于70。

(2)单机容量500—3000kW的机组，其综合效率应不低于75。

(3)单机容量3000kW以上的机组，其综合效率应不低于80。

机组段的综合效率吁计算公式为：

η＝PN/9.81HrQr

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。

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。