1 总则

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

我国小水电资源丰富，据2006年全国农村水能资源调查，技术可开发量为12.8万MW。新中国成立以来，特别是改革开放30年来，我国小水电建设取得了巨大成绩。通过三批653个农村初级电气化县和409个水电农村电气化县的建设以及小水电代燃料工程建设，大大加快了农业经济的发展和农村面貌的改变。到2008年底，全国已建成小型水电站4.5万余座，总装机容量达5.127万MW，占全国水电装机容量的30%。年发电量1628亿kWh，占全国水电总发电量的1/3。小型水电站已遍布1600多个县(市)，全国1/2地域、1/3的县、1/4的人口主要靠小水电供电，解决了三亿多无电人口的用电问题。对我国农村尤其是老、少、边、穷地区国民经济的发展和人民生活水平的提高，促进各民族和谐共处发挥了巨大作用。

据统计，1995年以前建成的小型水电站有2.6万座，大多需要进行技术改造，为加强和规范小型水电站技术改造工作，促进节能减排，保障安全生产，提高经济效益，推进社会主义新农村建设，使技术改造工作管理规范化，特制定本规范。

1.0.2 本条是对《规范》适用范围的规定。据调查，我国单机容量为0.8MW以下的低压机组的水电站占全国农村水电站总量的80%，而且这些电站大都是上世纪80年代以前建成的，是小型水电站技术改造的主体。所以本条将使用范围定在电站装机容量0.5MW至50MW，单机容量15MW以下，出线电压等级不超过110kV的水电站的技术改造。装机容量小于0.5MW的水电站的技术改造，可参照执行。

1.0.3 本条要求做好技术改造前的准备工作，除基础资料收集、整理与分析外，还应对原有设备和设施进行安全评估和编制技术改造规划与可行性研究报告等。合理提出改造方案、工程预算和施工计划等。

1可行性研究报告除包括改造工程的技术可行性和经济效益分析的内容外，还应论述下列问题，并与相关部门（当地电网管理部门、水行政主管部门、环保部门和民政部门等）进行联系协商。

1)小型水电站改造一定要把安全放在第一位，因此必须对原有的设备或设施进行安全性评估；

2)水电站扩装机组或机组增容较多时，对所接入的电力系统和当地水资源的影响；

3)采取大坝加高等措施对淹没土地、林木和移民的影响；

4)区间引水对河流生态用水和当地农业灌溉及居民生活用水以及对环境的影响；

5)水电站技术改造后上网电价的测算；

6)其它对外界和环境有影响的问题；

对增容改造的项目，应编制水资源论证报告，并（根据需要）办理相关的取水许可申请。

2由于各个水电站的具体情况如水头、机型、过机含沙量、机电设备制造与安装质量、运行、检修及管理水平和财力等条件差异较大，因此，各个水电站可根据具体情况制订技术改造的规划和预期目标。通常一次改造实现一个或几个目标，也可制定总目标，分期实施。

小型水电站的技术改造一般有如下目标：

1)用先进的设备替换陈旧（淘汰或落后）设备，恢复或增大设计发电能力和安全运行可靠性幷延长使用寿命；

2)用参数合理匹配的设备代替参数偏离稳定运行区的设备，改善机组运行工况，增加年发电量；

3)合理改造（加固、加高）水工建筑物，提高水头或多蓄水，增加调蓄能力和水资源利用率；

4)合理改造厂房和设备，提高机组和电站的自动化水平，改善运行条件；

5)地震多发地区应采取必要的防震抗震措施，确保运行安全；

6)优化机组运行方式，增加年发电量，提高发电和灌溉效益。

1.0.4 本条要求技术改造应从水电站的实际出发，充分利用原有设备和设施，积极采用新技术成果，提高改造电站的技术水平和先进性，确保安全运行，满足节能、环保要求和不得使用淘汰产品。这既是我国的基本国策也是以人为本的具体体现。

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、低耗能型变压器、微机高油压调速器（10~16MPa）、新型导叶控制机构、无功补偿屏、DZK系列低压机组自动化设备、微机励磁装置、计算机监控系统、弹性金属塑料瓦、新型号断路器、新型调压阀、重锤式蝶阀、智能数显表、ZDP系列自动盘车装置、微机安全保护装置、新型闭式启闭机、增力式耙斗清污机、回转（或移动）式格栅清污机、加压式清污提栅门机以及金属与非金属抗磨蚀防护层等等。

经过技术改造后的小型水电站应当做到适当超前在10~15年内仍有较好的经济效益和较高的安全运行可靠性。

1.0.5 根据水利部农村水电及电气化发展局2003年水电[2003]170号提出的《农村水电技术现代化指导意见》要求，对水电站自动化技术改造提出应达到无人值班、少人值守的要求。

目前，我国新建的农村水电站都能实现这个要求。

 

2 术语与符号

Terminology and Nomenclature

2.0.14空蚀  cavitation erosion

过去称作“气蚀损坏”。

2.0.17空化系数  cavitation coefficient

过去称作“气蚀系数”。

2.0.18装机吸出高度  static suction head

目前国内有关标准中对“装机吸出高度”有两种表述，即“static suction height”或“static suction head”。工程中应用的“HS”是表示水头，故本规范中采用“static suction head”表示。

 

3 现状分析与评价

3.0.1资料收集与整理对水电站技术改造方案的论证十分重要。包括水文泥沙资料，特别是上游来水、来沙变化情况；电站工程设计及施工的竣工资料和历年来设施及设备检修维护资料以及事故记录等。

泥沙资料对于多泥沙水电站的设计和机组安全运行十分重要，一定要引起高度重视，否则，后果严重。例如，修建在陕西省泾阳县泾河上的文泾水电站，装机容量4.8万kW（3X16000），最大水头110m，多年平均含沙量145.9kg/m3，2009年汛期实测最大含沙量达647kg/m3，2009年8月3台机在进行72h试运行期间，水轮机过水部件即遭严重磨损破坏（导水叶、顶盖、座环以及蝶阀、旁通阀、电磁阀和主轴密封等）目前正在进行包括枢纽排沙方案在内的全面改造，经济损失巨大。

3.0.2 水电站运行，安全第一。因此，水电站技术改造前对设施和设备进行安全检测是非常必要的。根据检测结果，从安全角度对水电站的设施和设备作出改造与否的评价。

3.0.3 本条从水能资源利用角度出发对水电站是否进行增容或减容改造提出评价。

3.0.4 本条从环境保护角度（如机电设备漏油、噪声、粉尘、有毒和厂房温、湿度等）出发，对是否需要进行技术改造作出评价。

 

4  性能测试

4.0.1 本条规定单机容量10MW及以上的水轮发电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经济指标的重要依据。

单机容量10MW以下的机组，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器、仪表在改造前后做相对比较测试。

4.0.2 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、压力脉动）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，并出具测试报告。

4.0.3 效率测量的难点是流量测量，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。

流速仪法可在电站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，测流精度为±1.5~±3%（一般均能达到）；

超声波法测流，测量精度高，但对换能器（探头）的安装精度要求也比较高。单机容量较小的水轮机，也可将换能器安装于压力钢管外表面上进行超声波法测流，可不停机测量，其测量精度为±0.5~±1.5%；

蜗壳压力差法比较简单，主要做相对效率试验，为水电站必备测流装置。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，难以采用理论计算的方法确定差压与流量的关系，可采用公认的测量技术对该差压测流系统进行原位标定，计算出差压装置的流量系数，测流精度也能满足工程要求。

经过自动化改造，单机容量10MW以上的机组，宜设置有一定精度的（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）对该装置进行校核标定，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。

4.0.4 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技术改造成效的依据。

 

5  技术改造

5.1 一般规定

5.1.1 小型水电站的技术改造，应积极采用成熟实用新技术成果，加大科技含量，大力推广低成本自动化技术，以最少的资金投入，获得最佳的经济效益和社会效益。最大限度的提高设备的安全可靠性和使用寿命，努力提高设备和水电站的自动化水平。

5.1.3 为节省技术改造投资，对原有机电设备中还可继续利用的部件，应与制造厂家协商，予以充分利用。但必须对部件的强度、刚度和安全系数进行详细的校核计算并做必要的加工处理后采用。例如，浙江省东阳市横锦水库一级电站，2×3600kW机组报废更新为2×4000kW，原机组的大轴，上下机架经校核加工处理后，用在新机上。

5.2引水系统及水工建筑物

5.2.1为扩大库容，扩机增容或提高水电站的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 区间引水，在满足生态流量的前提下，可采用开渠、修建隧洞等办法，将相邻小流域（该流域不适宜于建设电站）或同流域不同区间的水引入水库。例如广东省河源市红星水电站，装机容量3200kW（3×800+2×400），在电站上游兴建了一座36万m3的调节水库，年平均增加发电量775万kWh。又如广东省乐昌县三溪水电站，原装机容量1×500kW，引用流量15m3/s，增开了一条引水隧洞，引用流量30m3/s，电站装机容量增至1210kW，每年发电量净增1倍。

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），在尽量不影响或少影响淹没的前提下，相应提高发电水头和调节库容。例如浙江省诸暨市石壁水库电站，装机容量1460kW（2×630+1×200），结合保坝工程（土坝加高7.5m，增设溢洪道），提高了机组运行水头，故将水轮机增容改造，630kW机增容到800kW，200kW机增容到360kW，相应发电机定、转子提高绝缘等级。电站总装机容量由1460kW提高到1920kW，增幅达31%。

3 在溢洪道上增设控制闸门或橡胶坝，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。例如广东省怀集县水下电站，装机容量4×3000kW，在坝段修建了高8m宽6m的重力翻版闸门，增加了日调节库容，每年可增发电量300多万kWh。

4 引水式水电站的引水隧洞及调节池，有条件者应予改造成具有一定蓄水量（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，以提高水电站的经济效益。例如，云南省元江县小河底一级渠道引水式水电站，2008年技术改造时，将前池容积扩大2倍，以利调峰运行，提高了水电站的经济效益。

5.2.2 有些小型水电站，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。对于具有较大调节库容的水电站，也可适当扩大装机，增加峰电，提高水电站的容量效益。例如，江西省吉安市螺滩水电站（日调节径流引水式中型水电工程），装机容量4×1600kW，由于装机容量偏小，每年汛期要大量弃水，1994年扩机2台（2×2500kW，新建厂房），同时大坝加高2.5m，引水渠相应加高，总引用流量由原44m3/s增至80m3/s。2003年~2006年结合机组大修对4台1600kW机组实施增容，将水轮机转轮更换成新型高效大流量转轮，同时，发电机、励磁、调速器等也相应改造。改造后每台机每年可增发电量152万kWh，每kWh可节约用水1.44m3。

5.2.3 不少小型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，有的则使拦污栅栅条和主梁失稳破坏，可采取以下技术改造措施：

1 在进水闸前根据建筑物布置增设浮筒式拦污排，可在拦污排前进行清污。加装清污设备（如回转式拦污栅、增力式耙斗清污机、加压式清污提栅门机等）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），在前池入口处增加了一道拦污栅，汛期用人工简易清污，效果较好，年增发电量40万kWh。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。按环保要求，不得将清出的污物倒入下游。

2 当拦污栅前后水位差超过设定值时，即时发出警报信号，以便采取措施，避免压垮拦污栅。

3 引水渠道增设冲沙闸（孔）或排污闸，减少沙、草淤堵机组进水口。

4 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。

5 渠道衬砌损坏，渗水严重，应予修复改善。

6 有的水电站，施工期间尾水渠内遗留的废弃碴石杂物太多，造成尾水位雍高，降低了发电水头，应设法清除，以提高水能利用率。例如，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，经两次清渣后，尾水位下降0.7m，发电水头得以提高，发电量也有所增加。

7 小型水电站设计，应按GB/T50071《小型水力发电站设计规范》执行。但有的小型水电站，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）中不符合水流平顺流动规律的水工建筑物的局部结构，应尽可能使之流线形化。

8 北方及高海拔地区（如青海、新疆、西藏等）的渠道引水式水电站，冬季运行经常遇到冰害，应增设防冰、排冰设施，如拦冰栅、拦冰排等。水工闸门应按SL74《水利水电工程钢闸门设计规范》要求采取防冰措施。闸门防冰包括两类，一是使闸门与冰层隔开，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。根据各水电站的具体情况，可采取不同的措施。通常用压气吹气泡或潜水泵法，当防冰线不长、冰层厚度不大时，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冰问题，如冬季不需启闭的闸门，可任其冻结，若启闭闸门次数不多，可采用定期加热，若启闭频繁，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。

5.2.4 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、结构强度等进行校核计算，尤其对一管多机的引水式压力输水系统的水力和调节保证参数进行核算，以达到增容改造的预期目标。例如，广东省台山大隆洞水电站，原装1台2000kW轴流转浆式水轮发电机。为利用洪水期弃水量，在原压力引水管上接分岔管，扩装2台800kW轴流转浆式水轮发电机。改造后发电试验表明，单机运行时均可达到额定功率，3台机同时运行，导叶开度100%时，2000kW机只能发1150kW，2台800kW机只能发550kW和600kW，远远达不到增容1600kW的目标，显然是受压力引水管过流量和水头损失的限制，这是改造失误的实例。

5.2.7 为维护大坝安全，确保下游人民群众生命财产安全，应完善水库大坝安全监测系统，并提高测量精度和自动化水平。

5.2.8 对陈旧、运行不灵活、腐蚀严重、漏水量大影响安全的闸门，拦污设备，应加强防腐保护或更换零部件或整体改造。

5.2.9 机组尾水闸门的平压，宜利用机组排水系统从下游冲水。

5.2.10 本条是为了确保启闭机能可靠运行，主要是从安全角度考虑，我国近几年曾发生过备用电源不可靠而造成重大事故的案例。可靠的备用电源可以是外接的，也可以是柴油发电机。外接的备用电源应该是专用的。

5.3水轮机及其附属设备

5.3.1 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、经济性和特殊性的四性原则。先进性就是要择优选用性能先进、技术成熟的好转轮，选型设计时应向研制单位和制造厂尽可能多收集各种型号转轮（一般不少于3个）进行比较优选；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；经济性就是要尽力增加年发电量，提高水电站的经济效益；特殊性就是针对运行于多泥沙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的综合治理措施，延长其大修周期和使用寿命，只有综合考虑才能较好的达到先进性、合理性和经济性。

5.3.2 水轮机技术改造应根据各个水电站的具体条件，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ba相同或相近的新型转轮。若无适用的新型转轮，则应设计改型新转轮，提高水轮机运行效率，增加年发电量。例如，北京西郊门头沟军庄水电站，装有6台ZD760-LM-100型机组，单机额定功率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%。

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，减少额定输出功率，选用合适的新型转轮，或设计改型新转轮，将水轮机调整到较优工况区运行，从而提高水轮机的运行效率，增加年发电量。例如，山西省灵邱县北泉水电站，装机容量2×1250kW，水轮机设计水头42m，额定流量3.62m3/s，电站枯水期（10月至次年5月）来水量少，平均流量仅2.3m3/s，一台机也只能带400~600kW。根据实际流量决定减容改造，专门为枯水期配置了一个不锈钢转轮，额定出力800kW，电站装机容量由2500kW降为2050kW，运行后电站年发电量比减容前平均多发340万kWh，效益明显。

3 对于水头、来水量比原设计增大了的水电站，应根据水头、来水量增大的具体条件，提高额定水头，加大额定输出功率，选用合适的新型转轮，或设计改型新转轮，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。例如，广东省乐昌市张滩水电站，装机容量6010kW（3×1670+8×125），大坝先后加高2.2m，采用水力自控翻版闸门提高运行水头，建成日调节库容141万m3，增加了调峰电量，年增加发电量286万kWh。

4 对于多泥沙水电站，应根据水电站水轮机过机含沙量，泥沙中值粒径d50及泥沙矿物成份和颗粒形状等条件，选用单位转速n11相接近、单位流量Q11略减小，模型空化系数δm适当降低，效率较高的转轮；并合理加大导叶分布圆直径Do，调整导叶型线，降低和匀化导叶区流速；同时采取其他抗磨蚀措施，延长大修周期和设备运行寿命，最终达到更新改造或增容改造的目的。例如，新疆喀什三级水电站，装机容量2×3000kW，水轮机型号HL263-LJ-134，过机年平均含沙量10.3kg/m3，最大含沙量174 kg/m3。采用DT20-LJ-140型转轮和改型导水叶后，单机容量可达4000kW，增容33%。

5.4辅助设备

5.4.3 单机容量1MW以下，转轮直径0.6m以下（混流式）的低压机组水电站，若起重设备能满足最重件吊重时，不宜增、改厂内桥机。

5.5发电机及其他电气设备

5.5.1 发电机及其他电气设备的技术改造，特别是增容改造，容量上应与水轮机相匹配，任何环节都不能存在卡脖子现象。对于有穿越功率的升压变电站，主变和高压设备还要计及穿越功率的影响。

5.5.2 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、更换冷却系统，调换转子风扇，加强强迫通风等；

2 若定子、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，以提高耐温性能。发电机改造应根据设备实际情况与制造厂研究协商，选定合理的改造方式和范围是十分必要的，盲目的改造只会造成不必要的经济损失和改造周期的延长。据调查，不是所有的发电机增容改造都需要同时更换定子绕组和转子磁极线圈的。也不是所有的发电机绝缘都需要选择F级及以上的。

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。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。提高发电机的功率因数是目前的一种趋势，首先可以减少很多投资，在0.85左右是可以接受的。

4 重新设计新发电机时，应充分利用原设备的基础及埋件。其它部件如大轴、上机架、下机架，凡经加工仍可使用者均应利用，以节省改造费用。

5.5.4 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，应予推广。

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。

5.5.5 如结合机组增容改造需更换主变压器，则选用低耗能变压器。高耗能变压器都应更换成低耗型变压器。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低耗能变压器。属淘汰序列的变压器一定要更换掉。在低压机组水电站很多变压器是选用降压型的，宜改为升压型的，相关厂家应生产升压型变压器。

, 5.5.6其他高压电气设备

3老的高压开关柜很多并不具备“五防”功能，低压开关柜也没有达到3C认证要求，应该在改造时同时进行更换。农村水电站选择开关设备一定要考虑电站运行人员的技术水平，宜选择价廉、简单、易维护的设备。

5电缆对环境的污染和电站排水对河道的污染一直没有引起人们的重视，借鉴国外的设计，将电缆升高布置还可解决老鼠对电缆的破坏。

5.5.7过去为了减少投资，农村水电站对操作电源的选择一般都是尽量简化，如今要实现无人值班、少人值守，必须要有可靠的操作电源。但在操作电源的选择上一定要以减少污染为前提。

5.5.8事故照明的选择可以采用独立的专业事故照明灯具，这样就能够解决没有直流系统的电站的事故照明问题。

5.6自动化

5.6.4 无人值班的首要条件就是能在无人干预的情况下实现自动关机。实现无人值班的前提就是必须要有完善、可靠的自动化元件。

5.6.5 在我国低压机组水电站没有自动刹车装置是很普遍的现象，对设备和运行人员都不安全，一定要彻底的改变。这也是实现无人值班的基本要求。

5.6.6 数字控制技术是当今的主流，应该大力推广。ON—CALL功能已经十分成熟，可保证业主对电站的运行情况的了解。

5.6.7 我国的励磁、调速等设备是单独研发的，在国家技术管理体制改革的大环境下，目前还没有好的办法来进行统一协调，造成自动控制设备在功能上重复设置的现象经常发生。多装置采集、多点操作使得设备和技术上的资源浪费成为一家无法解决的问题，多装置的不合理操作可能使事故的追查十分困难，简化现地操作变得十分必要。

5.6.8 电缆对环境的污染应该开始引起重视，如：阻燃电缆就有一定的毒害。除了在电缆敷设上做工作，无毒、无害的产品也应该成为首选。

5.6.9 据调查，我国农村水电站的闸门监控大都只是现地操作，没能实现真正的远方操作。室外恶劣天气下进行现地操作难度大、危险性大。在汛期远方操作比现地操作显得尤为必要。对小型水电站，我国的大坝监测一直没能得到足够的重视，早期已建电站基本没有，新建电站对监测设备的埋设管理很不到位，大坝监测形同虚设，这也是溃坝事故频发的原因所在。

5.6.10 强调通信设备的配备主要是针对低压机组水电站，这些电站以前基本没有完善的通信设备。

5.6.11 视频监视设备可使无人值班电站的管理更为可靠，可靠的记录设备有助于事故的追忆和分析。

5.6.12 低压机组电站占全国水电站总量的80%以上。上世纪建设的低压机组水电站都存在不同程度的安全隐患，受投资额的限制，设备和运行的安全隐患一直都存在。数字式一体化控制、保护、励磁屏是按安全要求研发的产品，基本解决了价格与安全的矛盾，是低压机组控制设备的换代产品，国内、外都已大量使用，值得推广。例如，湖北省水利厅所属王英水库电站，装有４×２５０ＫＷ低压卧式机组和２×２５０ＫＷ低压立式机组,改造内容为低压控制屏、微机励磁系统、微机高油压调速器、视频监控、高压出线柜、微机监控系统。采用低压机组数字一体化控制屏和低压机组微机高油压调速器，技术上达到无人值班目标，性能指标均满足改造设计要求，投资还不到原计划的1/3。又如，安徽潜山大关一级水电站，原装机2×５０0ＫＷ，增容改造为2×8０0ＫＷ，改造前要求发电机采用无刷励磁方式，大大简化了励磁设备，实现了一台机一面一体化控制屏，一台微机调速器的标准配置，减少了投资，实现了现场免维护的目标。

5.6.13 防盗报警是一种实用的安全手段，在无人值班水电站装设是十分必要的，特别在低压机组水电站。

5.6.14 我国小型水电站使用的低压控制屏柜大都达不到IP40的防护标准和3C认证标准要求，很多电站夏天都将屏柜打开运行，不利于安全运行。设备生产厂家在屏柜设计时就应该按相关防护等级要求和3C认证标准进行设计。

5.7 暖通与消防

5.7.1 恶劣的运行条件是影响发电安全的重要因素，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30℃以上时，应采取降温措施；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。水电站采暖通风改造，可按GB50071《小型水力发电站设计规范》执行。

5.7.2 不少小型水电站，噪音超标，有损运行人员身心健康，应积极采取吸音、隔音减噪措施。

5.7.4  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。对消防设计可参见SDJ278《水利水电工程设计防火规范》和GB50071《小型水力发电站设计规范》。

5.7.5 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。

5.7.6 室内配电装置的门应为向外开启的防火门。

5.7.7 水电站由于电缆引起的火灾时有发生，因此，电缆线路应按防火规范要求采取分隔和封堵措施。宜采用阻燃电缆，可节省防火涂料，减少消防投入。

 

6 技术经济指标

6.0.1机组段综合效率η的计算公式为：

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。

6.0.4 据调查，不少多泥沙水电站水轮机的大修间隔时间不到1年（经1个汛期运行），经过技术改造，采取抗泥沙磨损综合治理措施后大修间隔时间可延长到2~3年，因此本条提出不少于2年（经2个汛期运行）是可以做到的。

6.0.8 根据调查，我国低压机组和部分高压机组没有设计旋转部件安全防护罩。很多旋转部件的防护可以随意拆卸，根本起不到安全防护的作用。

 

7 工程验收

7.0.1工程验收是小型水电站技术改造的必要程序，为早日发挥投资效益，技术改造工程完成后应及时进行工程验收。

7.0.2水电站改造工程的验收工作可参照SL 168《小型水电站建设工程验收规程》和SL 223《水利水电建设工程验收规程》，结合水电站技术改造的实际（装机容量、单机容量和改造工程量的规模），适当简化验收程序和内容。

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