1、水电站水电站 1.第一部分 小水电站优化运行导则 2.第二部分 水电站优化运行与管理 3.第三部分 水电站技术更新改造 4.第四部分 水电站运行组织管理 5.第五部分 水电站常见故障与事故处理第一部分 小水电站优化运行导则 综述：为什么要提倡优化运行，历史与现实的结合，历史发展的必然；体现了人类的文明与进步；为适应水电可持续发展的需要，提高效率，节约资源，进一步扩大可再生能源的作用。农村水电站优化运行导则主要内容：总则；基本资料收集与分析；农村水电站优化运行；农村水电站群优化运行；农村水电站优化运行与地方电力系统 优化调度；附录A术语；附录B电站优化运行系统应用软件应具 备的主要功能。1总则总
2、则 1.0.1为了加强农村水电站(以下简称电站)运行管理的科学性，实现电站的优化运行，充分利用水能资源，提高电站经济效益，促进电网安全优化运行，制定本导则。1.0.2本导则适用于装机容量50MW0.5MW、出线电压等级110kV及以下电站的优化运行。装机容量小于0.5MW的电站可参照执行。1.0.3电站优化运行应在保证电站枢纽工程运行安全和电力系统电能生产安全可靠的前提下，利用现有发电设备和水工建筑物，通过合理调度，使电站和电力系统获得最佳经济效益。1.0.4电站优化运行除应执行本导则的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2基本资料收集与分析基本资料收集与分析 1电站所属流域的水文、气象资
3、料；2电站水库特性资料；3电站下游水位流量关系资料；4电站引水系统、尾水系统及其水头损失资料；5电站历年运行资料；6电力系统对电站运行的要求；7电力市场交易的相关资料；8综合利用的用水要求。机组动力特性资料主要包括：1水轮机运转特性曲线；2机组功率损失特性曲线；3机组功率特性曲线或流量特性曲线；4机组效率特性曲线；5机组耗水率特性曲线；6机组流量微增率特性曲线。3农村水电站优化运行农村水电站优化运行 3.1一般规定一般规定 3.2长期优化运行长期优化运行 3.2.1编制水库调度方案和年度发电计划。3.2.2电站水库调度图。3.2.3电站水库调度图的编制要求。3.2.4编制电站水库调度方案的要求
4、。3.2.5编制电站年度发电计划应遵循统筹兼顾的原则。3.3短期优化运行短期优化运行 3.3.1应以长期优化运行方案确定的发电用水量为依据。3.3.2宜根据短期水文预报及有关电力市场信息进行编制。3.3.3有日调节库容的电站充分发挥水库的调节作用。3.4厂内优化运行厂内优化运行 3.4.1根据出力、流量和水头平衡关系及机组动力特性编制厂内优化运行总图或厂内优化运行总表。3.4.2最优负荷分配，可采用等微增率法或动态规划法。3.4.3实施机组无功负荷的优化分配。3.4.4采用计算机实时监控。4农村水电站群优化运行农村水电站群优化运行 4.1一般规定一般规定 4.2电站群优化运行电站群优化运行 4
5、.3梯级电站优化运行梯级电站优化运行 5农村水电站优化运行与电力系统优化调度农村水电站优化运行与电力系统优化调度 附录附录A术语术语 A.0.4电站优化运行：在满足电力系统的供电要求及不改变现有发电设备和水工建筑物的前提下，以充分利用水能资源，提高电站和系统经济效益为目的，按照用系统分析理论和最优化技术编制的电站最优调度方案运行的工作方式。A.0.5电站长期优化运行：以水库优化调度为核心，并进行电力系统的长期电力电量平衡，将水电站较长时期(季、年、多年)内的输入能量，最优分配到较短时段(月、旬、周、日)的工作方式。A.0.6电站短期优化运行：将长期优化运行分配给当前时段的输入能量在更短的时段间
6、合理分配，按照电站逐日、逐小时(或更短时段)的最优负荷分配方案运行的工作方式。A.0.7电站厂内优化运行：根据电站设备的动力特性和动力指标，按照厂内最优的运行机组台数、组合和启动、停用计划，以及机组间负荷的最优分配方案运行的工作方式。附录附录B电站优化运行系统应用软件应具备的电站优化运行系统应用软件应具备的主要功能主要功能 1电站负荷的实时自动给定。2使机组的启、停按最优化准则进行。3对调频电站，进行最优分配和实时调节。4进行负荷偏差的检测。5适时对各机组当前的动力特性进行实测。第二部分 水电站优化运行与管理 1水电站运行 2水电站水库运行调度的意义和分类 从研究问题的范围来看，电力系统及其水
7、电站的经济运行可分为厂内经济运行和厂间或电力系统经济运行。厂内经济运行的主要任务是：研究厂内工作机组的最优台数、组合及启停次序，机组间负荷的最优分配，厂内最优运行方式的制定和实施等。厂间或电力系统的经济运行，是研究电力系统中水电站之间的负荷最优分配，制定和实现各电站在不同历时运行期的最优运行方式。短期运行调度对具有短期(周、日)调节性能以上水库的水电站具有现实意义；长期最优运行方式的制定对具有长期(季、年、多年)调节性能水库的水电站才更为必要。水电站厂内经济运行与厂间经济运行、短期经济运行与长期经济运行间具有密切联系，如图l所示。电力系统中水电站、火电厂经济运行方式的研制与实施关系结构电力系统
8、中水电站、火电厂经济运行方式的研制与实施关系结构 当研制运行方案时，先进行厂内经济运行方案的研究，获得电厂瞬时最优运行特性。为研制短期最优运行方案和平均最优运行特性提供依据，再以此平均特性为依据研制长期最优运行方案。当实施调度时，则与运行方案研制过程相反。为了充分发挥水电站及其水库的作用，合理利用资源，获得尽可能大的综合运行效益，应当全面开展水电站长期、短期及厂内经济运行研究。若条件不具备时，可先单独开展其中的某项，也能获得较明显的经济效益。3常规调度与最优调度 水电站水库运行调度方法，按是否采用优化技术可分为常规调度与最优调度。常规调度是根据已有的实测水文资料，计算和编制水库调度图，以此作为
9、水电站水库控制运用的工具。这种常规调度图简单直观，能利用调度和决策人员的经验，对水库运行调度起到一定的指导作用。但是，常规调度所利用的调度信息有限，理论上不够严密，所确定的运行调度策略(方式)和相应决策只能是相对合理的，难以达到全局最优，更难以处理多目标、多维变量等复杂问题。因此，为了能够利用所获得的各种调度信息，解决更复杂的水电站水库调度问题，就需要采用水库最优调度方法。水电站水库最优调度，是运用系统工程的理论和最优化技术，借助于电子计算机寻求最优准则达到极值的最优运行策略及相应决策。通俗地说，就是根据水库的人流过程及综合利用要求，制定并实现水电站及其水库长期最优运行调度方式，以获得尽可能大
10、的运行效益，使水电站及其水库的设备能力得到充分发挥，使水能资源得到充分合理的利用。与常规方法相比，优化调度在满足多种约束条件、考虑不同优化准则上，以及在适应当时负荷变化及水情变化上，处理比较灵活，并能获得更大的运行效益。4水轮发电机组经济与优化运行意义 4.1水电厂内经济与优化运行水电厂内经济与优化运行 4.2水电站短期经济与优化运行水电站短期经济与优化运行 4.3水电站长期经济与优化运行水电站长期经济与优化运行 5 梯级水电站水库优化调度梯级水电站水库优化调度 (1)梯级水电站群。(2)并联水电站群。(3)混合水电站群。梯级水电站联合优化调度，3类有代表性的方法。一是逐次渐近法。二是离散微分
11、动态规划法。三是聚合分解法。6水轮发电机组经济与优化运行准则 机组的经济、优化运行取决于短期经济运行方式。对于电力系统中的水电站，其经济、优化运行方式根据电力系统对水电站的要求，合理确定水电站在日负荷图上的工作位置，使国民经济总效益最大或国民经济总费用最小，从而得某一时刻系统给电站规定的出力值，并根据该出力值合理确定在各机组间的最优分配，得出最优开机方案。以使电站总流量最小。不同开机方案（一）不同开机方案（一）方案一二三四机组ABABABAB流量（m3/s）220002507512510090出力（万kW）6.0006.01.54.52.53.5总流量（m3/s）220250200190总出力
12、（万kW）6.06.06.06.0例如某水电站260MW机组，系统给定出力60MW，拟定以下4个开机方案，如表1所示。从表从表1可知，第四方案为最优。可知，第四方案为最优。另一方面，某水电站，在既定水头下，对给定发电量时，以何种开机方案能使电站总出力最大以产生最大经济效益具有重要意义，例如上述电站在30m水头下，该日可有250 m3/s流量供给发电，拟定以下4种开机方案，如表15-2。不同开机方案（二）不同开机方案（二）方案一二三四机组ABABABAB流量（m3/s）25000250130100 135 115出力（万kW）6.4006.05.02.45 3.84.2总流量（m3/s）2502
13、50200250总出力（万kW）6.46.07.458.0由表由表2可见，以第四开机方案最优。可见，以第四开机方案最优。综上所述，水电站机组经济运行准则为：水电站机组经济运行准则为：满足安全和电能质量要求，完成规定的日满足安全和电能质量要求，完成规定的日 发电任务，使耗用的水量最少发电任务，使耗用的水量最少。7小型水电站在运行中的一些不确定因素 (一)水轮机工作特性不确定 (二)引水系统水头损失和尾水位不确定 (三)电站的日负荷计划不易确定 8水轮发电机组的经济与优化运行水轮发电机组的经济与优化运行 水电站的经济与优化运行，应根据电力系统对水电站分配的负荷，合理选择机组的运行台数和机组间负荷的
14、经济分配，用较少水发出较多的电能。同类型、同容量的水轮发电机组，因制造工艺上的差异或运行时间的长短不同，其效率也不尽相同，特别是大型机组的效率相差一个很小的数值，会引起经济效益的很大差别。如一台10万kW的机组，效率提高1，按年运行4000h计算，则每年就可多发电400万kWh。水轮机在不同水头运行具有不同的耗水率。某水电水轮机在不同水头运行具有不同的耗水率。某水电站不同水头时的耗水率见表站不同水头时的耗水率见表3。某水电站不同水头时的耗水率某水电站不同水头时的耗水率水头（m）30405060708090耗水率m3/(kWh)14.110.68.57.16.1 5.3 4.7 该水电站的设计平
15、均水头为70m，年发电量为30亿kWh，若平均水头上升为80m，则年耗水量要少24亿m3。少耗的水量在设计平均水头以下，可多发电量3.92亿kwh。因此，合理调度、保特高水位运行是经济、优化运行的主要措施。在同一水头下，不同的开度具有不同的耗水率，在一定的负荷下，合理的选择开机台数，控制机组在高效率区运行，或以有功功率、无功功率成组调节装置按机组性能进行调节，可以获得较为经济、优化的运行结果。8.1水轮发电机组的动力特性水轮发电机组的动力特性 (1)动力平衡。水轮发电机组将水能转换成电能过程中，存在能量损失，即输入的水能与输出的电能及能量损失之间必须平衡。(2)动力指标。根据机组能量转换过程的
16、动力平衡原理，分析机组运行及电站运行的动能效益及经济性，并据此选择最优运行方式时，采用一些动力指标作为工具，常有绝对动力指标、单位动力指标和微分动力指标等。1)绝对动力指标。用绝对单位表示动力数量的指标，如机组段水头、流量、机组出力和出力损失。2)单位动力指标。用单位输入功率的输出功率表示的指标称为单位动力指标，如效率、单耗。3)微分动力指标。机组出力N与水轮机引用流量Q之间的关系不是简单的直线关系，而是曲线关系，如图所示。为表示机组在运行过程中出力有微小变化时，水轮机引用流量及输出功率的相应变化情况，常用微分动力指标表示，称微增率。通常有微增率和微增耗水量两个方面。(3)水轮发电机组典型动力
17、特性。在机组将水能转换电能的整个过程中，其不同工况下的能量变化情况，都是通过用各动力指标表示其相互关系的动力特性曲线，来研究机组及电站的经济、优化运行问题。机组动力特性曲线以一定水头条件下，两个动力指标间的函数关系为基础，一般如图所示的曲线。通常有功率损失特性曲线、流量特性曲线、效率特性曲线、单耗特性曲线和微增率特性曲线等。(4)机组动力特性曲线。机组动力特性曲线是制定水电站厂内经济运行的主要依据。只有对压力管道很短可略去水头损失不计时，才允许以机组动力特性曲线作为制定厂内最优运行方式的依据。主要包括：机组段流量特性曲线和机组段微增率特性曲线。8.2用微增率法进行机组间有功负荷的最优分配用微增
18、率法进行机组间有功负荷的最优分配(1)最优分配原则。(2)最优分配方法。8.3机组最优投入次序及工作台数的确定机组最优投入次序及工作台数的确定 通常借助于流量特性曲线。通过绘制单机流量特性曲线和单机流量微增率特性曲线。同时绘制总台数机组的总流量微增特性曲线及总流量特性曲线进行组合后获得。8.4机组间无功负荷和随机负荷的最优分配机组间无功负荷和随机负荷的最优分配 在电力系统供电过程中有功功率满足用户要求，无功功率也必须供需平衡。无功功率过太，有功功率减少，使设备利用率降低，不经济；无功功率不足，则会使系统供电电压水平降低，供电质量差，使用户生产受到影响。8.5水电站厂内经济运行总图水电站厂内经济
19、运行总图 (1)水电站厂内经济运行总图内容。主要包括：水电站机组段水头特性曲线、水电站流量特性曲线和水电站流量微增率曲线等。(2)水电站厂内经济运行总图的应用。厂内经济运行总图将指导水电站在具体条件下实现厂内最优运行。只有水电厂具有可能保证调节其运行方式的水库时，才有选择其在系统中的最优运行方式。第三部分 小型水电站技术改造 综述：综述：新中国成立以来，我国小型水电站的建设取得了巨大的成绩，供电电源以小水电为主的县市就达800多个。这对当地国民经济的发展和人民生活水平的提高，发挥了重大作用。但是，有相当一部分小型水电站先天不足、水文资料不全、设计和施工的水平参差不齐、主要设计参数和实际参数偏差
20、较大，导致水电站的出力不足或弃水量大、建筑物的缺陷也比较多。水电站设备的制造厂家鱼龙混杂，一些厂家生产工艺落后，加工精度不够，产品质量较差，机组运行的可靠性低，事故较多。还有一些早期建成的小型水电站，是典型计划经济下的产物，存在着有机找窝或有窝找机的情况，机电设备陈旧落后，机组的技术参数与水电站的实际参数不匹配，机组的运行往往偏离了最优工况区，导致机组运行效率较低，振动较大，过流部件汽蚀严重。另外，小型水电站由于受规模、资金、人员素质等条件的制约，普遍存在应用新技术较少、管理手段落后水电站的自动化水平较低的现象，这也影响了小型水电站整体经济效益的发挥。因此，在已建成的小型水电站中，有相当一部分
21、亟需进行技术改造或即将面临着技术改造问题。小型水电站的技术改造工程量小、投资少、见效快，经济效益明显，社会效益巨大。国家对小型水电站的改造工作非常重视，水利部曾专门编制了小型水电站技术改造规程来指导小型水电站的技术改造工作。目前正在实施全国农村水电增效扩容工程规划。技术更新改造案例技术更新改造案例 (1)河南省鸭河口水电站。水库因防汛标准太低，19881992年对水库进行了除险加固，大坝加高2m，加宽3m，兴利水位增加1.3m，兴利库容净增1.04亿立方，汛限水位提高5.2m，最大库容为13.16亿立方，正常蓄水位(177.0m)对应库容8.32亿立方。电站原右岸装机33000kW，左岸装机2
22、x1500kW，设计水头20.5m。水库除险加固以后，电站运行水头有所提高，又有一定的富裕水量，具有增容的余地。右岸3台机组发电机型号为TS30054323000水轮机型号为HL240一LJ一180，发电机属“文革”期间生产的非标产品，质量存在严重缺陷，线圈有电晕现象，定子铁芯变形有径向振动，定子和转子温升均过高，十几年来一直带病运行，存在重大安全隐患。无论增容与否，都必须对3台发电机进行改造。经分析，原水轮机可满足提高运行水头、增大容量的要求，如果结合增容更换发电机，每台机组的改造投入均在200万元以上，一次性投入太大，电站难以承受。如果保持容量不变对发电机进行改造，每台机组也需投入50万元
23、。在充分论证基础上，1996年每台机组仅投入75万元，既实现了对发电机的技术改造，又可使每台发电机的容量净增200kW。技术改造措施：满足发电机基础安装尺寸、外形尺寸不变，根据发电机的运行情况和增容幅度进行电磁设计，以确定定子铁芯和转子线圈的主要参数。在机座上增加一中环，避免原机座因刚度不够引发的振动、铁芯变形与位移问题。增加机壳通风孔面积，在外部通风条件不变情况下，把发电机增容后的温度降下来。采用新技术绕线和嵌线，且进行防晕处理。匝间绝缘用B级环氧玻璃坯布并与上、下绝缘托板热压成型，降低转子线圈电流密度，减少发热因素，从而达到降低转子温升的目的。经过实际运行表明发电机的增容改造完全达到了预期
24、目的，各项技术指标均符合标准，每台机组在同等条件下年均增加发电量60万kwh以上。(2)河南省青天河水库。水库有效库容为1046万立方米，调节能力较差，非汛期水库的水源主要为泉水，正常来水量3.57.36m3s。水库下泄的水量通过两级水电站发电后，其中一部分向下游1个火电厂供水，常年保证供水流量为4 m3s。二级站安装3台单机容量为500kW的机组，水轮机型号为ZD661一LH一100，水轮机转轮叶片角度为+10度。设计水头12m。由于每年累计有5一6个月时间用于二级站的发电流量只有4 m3s 左右，因此，只开l台机实际出力仅4OkW左右，只能维持厂内用电。虽然可以通过将1台水轮机的转轮叶片角
25、度改为一5度，使该流量段的出力提高到250kW，但在汛期或其他大流量时段，被改造机组又发不出额定出力，也将造成资源浪费。技术改造措施：将2号机的水轮机转轮更换为同直径的ZD560型转轮，在轮毂内增加一套机械操作机构，设在支持盖内的操作手柄一端带有万向齿轮，一端通向水车室。根据需要，在水车室内转动操作手柄，由万向齿轮带动操作机构的控制齿轮，控制齿轮再带动操作机构，从而可以使转轮叶片在一15度至十15度之间任意调节。每调整一次转轮叶片角度，仅需停机15分钟即可。转轮全部改造投入不足10万元，但自1993年改造以来，同等条件下年均增加发电量达80万kwh。年均增加效益20余万元。(3)广东省河源市红
26、星水电站。该电站装机容量3 200kW(3800+2 x 400)，设计年发电量1387万kWh。在水电站上游兴建了一座36万立方的调节水库后，每年平均增加电量775万kwh占设计年发电量的55，效益显著。(4)广东省乐昌县三溪水电站，装机容量1500kW(水头5.5m，流量15 m3s)。增开了一条引水隧洞，引用流量30m3s，扩大装机至1 210kW，增容710kW，为原水电站装机容量的1 4倍，年发电量从226万kWh增加至450万kWh。(5)浙江省诸暨市石壁水库水电站。水电站装机容量1 460kW(2630+1200)。1966年投产发电。该电站结合保坝工程(土坝加高7.5m，增设溢
27、洪道)，提高了运行水头，故将原HLl23一WJ一71型水轮机改造为HLl23一WJ一74型，单机容量由630kW增加到800kW，原HLl23一WJ一50型水轮机亦由200kW增加到320kW，并对水轮机尾水管及后盖板进行了处理。同时，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l 460kw提高到I 920kW，增幅达31；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。(6)广东省乐昌市张滩水电站。该电站装机容量6010kW(31 670+8125)，年发电量2510万kWh
28、。技术改造措施为，1986年加高大坝0.5m，1992年又加高大坝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141万立方米。技改完成后，增加了调峰电量，年增加发电量286万kwh，增加电费收益200万元以上，1年即可收回技改投资。(7)广东省怀集县水下水电站。该电站装机容量43000kW，在长57m的坝段内修建了高8m、宽6m的重力翻板闸门，增加日调节库容23万立方米，每年可增加发电量78万kWh，增加峰电250万kWh，经济效益显著。该水电站还对冷却水系统进行了技术改造，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kWh，既提高了安全
29、运行可靠性，叉减少了集水井积水，节约集水井抽水的耗电量5.6万kWh。同时，还改造了回油箱电路，节省了油耗，保证了安全运行。(8)江西省新余市江口水电站。该电站原设计水轮机型号为ZD587一LH一330(H=19.5m，Q=547 m3s，N=8800kW)，电站实际运行水头仅17m，机组出力只达到7800kW。水轮机型号改用ZDl05一LH一330后，单机出力提高到9000kW，增容15。(9)四川省核山庙水电站。该电站原设计水轮机型号为HLl23一LJ一140(H=30m,Q=12 5m3s，N=3 200kW)，电站实际运行水头为43m，而流量仅7 m3s。更换转轮后，机组出力增加12，
30、效率提高10，年发电量增加145万kWh，效果显著。(10)新疆喀什三级水电站。该电站装机容量23000kW，水轮机型号为HL263一LJ一134，过机水流年平均含沙量10.3kgm3，最大含沙量174kgm3。改用DT20一LJ一140型转轮和改型导水叶后，机组出力可达4000kW，增容33。(11)广西靖西县坡州一级水电站。该电站装机容量2500kW，原设计水轮机型号为HL300一WL一50(H=35m，Q=4 m3s)。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HL240一WJ一50，每台机出力提高90kW，2台机共增容180kw，占电站装机容量的1
31、8。每年可多发电72万kw.h，增容收益为更换转轮费的2.8倍。(12)吉林省长白县宝泉二级水电站。该电站装机容量4630kw，水轮机型号为HL310一 WJ一60(H=77m，Q=11 m3s)。4台机中，有2台机达不到额定出力，最大出力只能达560kW，1992年对该2台机转轮重新设计，容量由560kW增加到700kw后，仅1993年就多发电100万kw-h，8个月就收回了改造投资。(13)浙江省建德县大溪边水电站。该电站装有2台HL702一WJ一50型、额定出力为500kW、转速1 000rmin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台机组出力仅为440kw和460
32、kW。经更换2台新设计的转轮后，出力均达到530kW，提高1520。并且经现场测试，在400一460 kW负荷时，新转轮效率比原转轮提高15。该电站技术改造后，每年可增发电量40余万kwh。(14)湖北省宣恩县龙头沟水电站。改电站装有1台HLl02一wJ一50型、额定出力为860kW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，出力仅为680kW。更换新设计的轮转和对原导叶打磨修型后，出力可达830kw，效率提高22。(15)河南省沁阳市后寨水电站。每个电站装有2台HL300一WJ一320型、额定出力为l 600kw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
33、年约80的时间出力在50以下，运行效率只有60左右。在保持其他过流部件不变的前提下，重新设计了小流量高效率转轮。经改造后，出力提高250 kW以上，效率提高25。(16)湖北省兴山县猴子包水电站。该电站装有2台HL一WJ一60型、额定出力为l 600kW的机组。困运行水头偏低，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台机均可达满出力l750kW，电站年增加发电量300万kwh。(17)北京京密引水工程5座梯级水电站。每个电站均装有3台ZD760一LH一200型机组，总共15台。其中l号、3号水电站单机容量为1250kw，2号、4号、5号水电站的单机容量为800
34、kw。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。采取减容改造，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。(18)广西青狮滩庙岭水电站。该电站装有4台ZD661一WM一80机组，单机额定出力200kw，实发350kw，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。(19)北京西郊门头沟军庄水电站。该电站装有6台ZD760一LM一100型机组，单
35、机额定出力125kW，实发300kW。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。(20)黑龙江省逊克县白石水电站。该电站装有3台HL310一LJ一140型机组，额定水头16m。1995年对其2号机进行增容改造，在其他过流部件不变情况下，仅仅更换一个高效新转轮，机组出力就由原来的l 250kw提高到l 650kw，增容32。(21)广东省四会市威井水电站。该电站装机容量26000kW，水轮机型号HLA73WJ85，1974年投产。机组运行中存在的问题：汛期平均过机含沙量l.74kg/m3，泥沙粒径粗，水轮机过流部件磨蚀严重；推力轴承经常烧瓦。技术改造措施：将水轮机型
36、号换成HLA253一WJ一92(改型)，水轮机额定出力增至7000 kw，最大出力可达7 200kw，增容17，水轮机效率提高23；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；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。(22)云南省元江县小河底一级水电站。该电站装机容量41 000kw，1980年投产，水轮机型号为HL220一WJ一50(H=60m，Q=2.23 m3s)，河流多年平均含沙量18kg/m3，1994年实测最大过机含沙量174 kg/m3，颗粒硬，水轮机通流部件磨蚀十分
37、严重，大修周期不到1年，出力不足。技术改造措施：设计制造了HL220改进型2个转轮，分别用于枯水期和浑水期；改进水轮机结构，采取了一系列抗磨措施；采用优质材料；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l号机改造后，单机出力由不足1 000kw上升到1150kW(最大可达1 200kW)，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kwh)，经济效益显著。(23)河北省唐县西大洋水电站。该电站装机容量12 200kw(33000+13200)，3号水轮机型号为HL263一LJ一134(H=35.5m，Q=11.5 m3s)。实际上，电站经常
38、运行水头仅为30m，出力减少20一30，发电效益差。技术改造措施：将水轮机转轮叶片数由15片减为13片；上冠抬高30mm；叶片出水边厚度由10mm减薄至6mm；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kwh，2年即可收回技术改造投资。(24)吉林省长白县十三道沟三级水电站。该电站装机容量1750kw(1 xl250+l500)，其中1台1 250kW机组，额定水头75m，Q=2 m3s，而实际运行水头仅55m，明显不配套，最大出力仅840kw。技术改造后，水轮机按H=55nn、Q=3 m3s设计，最大出力可达1150kw，增幅36。(25)山
39、西省灵邱县北泉水电站。该电站装机容量2l 250kw，1972年投产，水轮机型号为HL702一WJ一71(H=42m，Q=3.62 m3s)，电站枯水期(10月至次年5月)水量少，平均流量仅2 3 m3s，l台机的出力也只为400600kW，运行工况差，汛期因水中泥沙多，水轮机过流部件磨蚀严重。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16 000h运行，多发电340万kwh，效益明显。(26)福建省永定县芦下坝水电站。该电站装机容量2 x 6 500kW，
40、水轮机型号为HL702一LJ一140(H=68m，Q=23m3s)，发电机型号为TSL3306116，1973年投严。1987至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 kwh；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l020kW，年增加发电量250万kWh，3年即可收回技术改造投资。(27)湖南省衡东县甘溪水轮泵水电站。该电站装机容量13000kW(10 x 1250+2x250)水轮机型号为DJ5I0一LH一180，设计水头H=10
41、.5m，电站保证出力4400kW。技术改造措施：水轮机转轮更换成DZ560A型，单机出力由1250kW增加到1600kW；更新发电机绕组，由B级绝缘改为F级绝缘；增加防晕结构。该站5号机改造后，年增加发电量126万kWh，增加无功200kvar，3年即可收回全部技术改造投资。（28)广东省西山陂坝后水电站。该电站装机容量21 250kW，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：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；增设电容无功补偿装置。两项措施共增加无功电量450万kvarh，不仅解决了电站无功不足问题，还向电网多送无功电量lOO多万kvar
42、h，取得了明显的经济效益。(29)河北省迁西县大黑汀渠首水电站。该电站库容3.37亿立方米，有效库容2.24亿立方米，装机容量43200kW，1987年投产，水轮机型号为ZZ560一LH一250(水头最大18m，设计11m，最小6m，Q=37 m3s)。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TS4253232。技术改造措施：加大水轮机叶片转角；增加发电机转子磁极绕组匝数；改变发电机定于绕组端部连接方式；更换励磁装置；处理水封漏水。3号机改造后，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3 900k
43、W。l台机年增加发电量80万kwh，6年即可收回技术改造投资。(30)天津市蓟县于桥水电站。该电站装机容量41250kW，水轮机为轴伸贯流式，型号为GD006一WZ一180，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SFWl250202150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l号、3号发电机由l250kW提高到1650 kW。技术改造措施：把定子铁芯增长50mm并重新压装，定子绕组增加导线截面并重新绕制；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
44、平均效率提高35，2台机年增加发电量336万kWh多创收84万元，一年半即可收回增容改造的全部投资。(31)浙江省庆元县马蹄岙水电站。该电站水库库容130万立方米，有效库容53万立方米，装机容量41250kW，1972年投产，原设计水轮机型号为HL702一WJ一71(H=57/50m，Q=39 m3s，N=1336kW，实际水轮机最大出力可达2 000kW)。技术改造措施：将原TSW一1436110型发电机改为SFWK170081730型，使水电站装机容量由41 250kW增加到41700kW，水轮机的额定出力增加到1790kW，水轮机流量由3.9m3s增加到4.07m3s；更换主变压器；采用
45、可控硅励磁装置；改建中控室，增设水机值班室；改进主厂房通风系统；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年即可收回全部技术改造投资。(32)广西容县容城水电站。该电站装机容量31250kW，额定水头47m，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，年损失电量100万kWh。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，避免了进水门的淤堵，减少水头损失约0.3m(约占水轮机工作水头的6)，取得了明显的经济效益。(33)湖南省艳洲水电站。该电站装机容量10 x
46、2500kW，水轮机型号为ZZ600一LH一330，原设计顶盖排水为2台2BA一6型水泵(N=4kW)，互为备用。由于漏水量大，水泵启动频繁(23min 1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。(34)陕西省横山县响水水电站。该电站来水年平均含沙量53.38 kg/m3，装机容量3600kW(11600十12000)，水轮机型号为HLl23一LJ一115。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
47、多间隙结构。有效地防止含沙水流进入组合面。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1个大修周期，机组安全运行的可靠性大大提高。(35)广西恭城县兰洞水电站。该电站装机容量33200kW，1974年投产，水轮机型号为QJ26一W一125112 1。机组存在问题：运行可靠性差，出力不足，每台机少发电700kW，约占22。技术改造措施：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；喷针结构作较大的改进，保证了可靠关闭；球阀改为直缸式接力器和两端止水式球阀，保证动水关闭。技术改造后每年多发电1200多万 kwh，经济效益显著。(36)贵州省修
48、文县水电站。该电站装机容量210000kW，1961年投产。设计多年平均发电量9810-kWh，实际多年平均发电量仅为6460万 kWh，减少34。主要原因是尾水位壅高了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l630m3，使尾水位下降0.2m，年平均发电量增加74.3万kWh，当年就收回了清障投资。(37)湖南省娄底市红卫坝水电站。该电站装机容量2 x650kW，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。(38)甘肃省河西水电站。该电站装机容量3800kW，水轮机型号为ZD560
49、 LH一100(H=16m，Q=19.56m3s)，多年平均发电量1136万kWh，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kWh。技术改造措施：在尾水坑出口处设置一个简易节制闸，以调节尾水位；适当加高上游引水渠堤，壅高上游水位，以增加水头。通过以上两项技改措施，增加水轮机工作水头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kwh经济效益显著。(39)浙江省东阳市横锦水库一级电站。该电站装机容量23000kW，1961年投产发电
50、，年利用小时3360h。经30多年运行，机组巳严重老化，属报废更新对象。原设计水轮机型号为HL263一LJ134(H=32.5m，Q=11.5m3s)。改造后，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kwh，经济效益显著。(40)广东台山大隆洞水电站，水头825m，原装有l台2 000kw轴流转桨式水轮发电机组，系由德国进口，水轮机型号为MKl412，发电机型号为SMl422032，水轮机额定水头20m，额定流量12 m3s。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
