小型水电站技术改造标准 GB/T50700-2022
前言
中华人民共和国国家标准
小型水电站技术改造标准
Standard for technical renovation of small hydropower station
GB/T 50700-2022
主编部门：中华人民共和国水利部
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2022年12月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
2022年 第103号
住房和城乡建设部关于发布国家标准《小型水电站技术改造标准》的公告
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
2022年 第103号
住房和城乡建设部关于发布国家标准《小型水电站技术改造标准》的公告
现批准《小型水电站技术改造标准》为国家标准，编号为GB/T50700-2022，自2022年12月1日起实施。原国家标准《小型水电站技术改造规范》（GB/T50700-2011）同时废止。
本标准在住房和城乡建设部门户网站（www.mohurd.gov.cn）公开，并由住房和城乡建设部标准定额研究所组织中国计划出版社有限公司出版发行。
本标准在住房和城乡建设部门户网站（www.mohurd.gov.cn）公开，并由住房和城乡建设部标准定额研究所组织中国计划出版社有限公司出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2022年7月15日
2022年7月15日
根据住房和城乡建设部《关于印发〈2017年工程建设标准规范制修订及相关工作计划〉的通知》（建标〔2016〕248号）的要求，标准编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，修订了本标准。
本标准主要技术内容：总则、术语、现状分析与评价、性能测试、改造内容与要求、技术性能指标、工程验收。
本标准修订的主要技术内容：
1.增加了电站机电设备报废更新的规定；
2.增加了生态流量现状分析与评价的内容；
3.增加了小容量高压发电机可改为低压发电机的内容；
4.增加了可配置移动通信设备对电站运行情况进行监控的内容；
5.增加了厂房技术改造的内容；
6.增加了生态流量泄放设施的内容；
7.提高了部分机组的效率指标。
本标准由住房和城乡建设部负责管理。
本标准起草单位：水利部农村电气化研究所（地址：浙江省杭州市学院路122号，邮政编码：310012）
中水北方勘测设计研究有限责任公司
浙江金轮机电实业有限公司
武汉长江控制设备研究所有限公司
杭州富春江水电设备有限公司
本标准主要起草人员：吕建平 刘仲民 付自龙 杜雷功 张春君 闵京声 姚光 潘熙和 张联升 吴玉泉 杨安玉
本标准主要审查人员：程夏蕾 陆力 岳梦华 李志平 游超 王昭升 周争鸣 刘国华 许强 吴胜华 陈昌沛 姜美武
1 总则
1.0.1 为规范小型水电站技术改造，促进电站技术进步，科学利用水能资源，消除安全隐患，保障运行安全，提高生产技术水平和能效，改善生态环境，制定本标准。1.0.2 本标准适用于单站装机容量为500kW～50000kW的小型水电站的技术改造。
1.0.3 小型水电站技术改造应遵循安全可靠、绿色环保、技术合理、经济适用的原则，充分利用水电站现有设施或设备，积极采用成熟的新技术、新工艺、新设备、新材料。
1.0.4 小型水电站技术改造前，应编制相关设计报告。当机电设备符合现行国家标准《小型水电站机电设备报废条件》GB/T30951规定时应及时报废更新。
1.0.5 小型水电站技术改造，除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定，并满足河道生态流量泄放的需要。
条文说明
1.0.1 本条是对《小型水电站技术改造规范》修订目的和必要性的说明。
我国小水电资源丰富，据全国农村水能资源调查，技术可开发量为1.28亿kW。新中国成立以来，我国小水电建设取得了很大的成绩。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，加快了农村经济的发展和农村面貌的改变。到2016年底，全国已建成小型水电站47529座，总装机容量达7791万kW，占全口径水电总装机容量（33211万kW）的23.5%，占全国电力总装机容量的4.7%；发电量达2682亿kW·h，占全口径水电发电量的22.7%，占全国总发电量的4.5%，占全国水电总发电量的1/3；全国有农村水电的县共1560个，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3亿多无电人口的用电问题。小水电的发展，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。
根据全国农村水电增效扩容改造专项规划，将对2000年以前建成的近1万座、近1000万kW的老旧小型水电站进行技术改造。“十三五”农村水电发展规划确定新增1000万kW的目标，计划通过电气化、代燃料、增效扩容改造增加700万kW。为加强和规范小型水电站技术改造工作，促进节能减排，提高科技水平和能效，消除安全隐患，保障安全生产，推进社会主义新农村建设，使技术改造工作管理规范化，特修订本标准。
根据新的要求，为改善生态环境，本次修订增加了生态流量泄放设施的要求，提高了部分机组的性能指标。
1.0.2 本条是对本标准适用范围的规定。据调查，我国单机容量800kW以下的小型水电站占全国小型水电站总量的80%，而且这些小型水电站大多数是20世纪80年代以前建成的，是小型水电站技术改造的主体。所以本条将适用范围定在总装机容量为500kW～50000kW水电站的技术改造。
1.0.3 本条要求技术改造应从小型水电站的实际出发，充分利用现有设施或设备，积极采用新技术成果，提高改造小型水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，不得使用国家明令淘汰的产品，强调安全可靠、绿色环保。这既是我国的基本国策，也是以人为本的具体体现。
改革开放以来国内外先进技术和科研成果大量涌现，科学技术飞速发展，小型水电站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、低耗能变压器、微机高油压调速器、新型导叶控制机构、无功补偿屏、低压机组一体化智能型控制屏、微机励磁装置、计算机监控系统、弹性金属塑料瓦、新型断路器、新型调节阀、智能数显表、自动盘车装置、微机安全保护装置、新型启闭机、增力式耙斗清污机、回转（或移动）式格栅清污机以及金属与非金属抗磨蚀防护层等。
经过技术改造后的小型水电站应做到适当超前，在10年内仍有较好的经济效益和较高的安全运行可靠性。
对小型水电站进行技术改造，应注意如下问题：
（1）由于各地小型水电站的情况差异较大，因此，技术改造时一定要根据各个水电站的具体条件区别对待，不能照搬典型电站改造的经验；
（2）水轮机改造的同时，必须重视电站输水设施（特别是高压管道）和机电设备的配套；
（3）在同一流域要注意上下梯级的配合；
（4）重视安全生产与生态流量泄放。
1.0.4 增加了当机电设备符合现行国家标准《小型水电站机电设备报废条件》GB/T30951规定的电站应及时报废更新的内容。
1.0.5 增加了小型水电站技术改造应满足河道生态流量泄放的需要。
我国小水电资源丰富，据全国农村水能资源调查，技术可开发量为1.28亿kW。新中国成立以来，我国小水电建设取得了很大的成绩。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，加快了农村经济的发展和农村面貌的改变。到2016年底，全国已建成小型水电站47529座，总装机容量达7791万kW，占全口径水电总装机容量（33211万kW）的23.5%，占全国电力总装机容量的4.7%；发电量达2682亿kW·h，占全口径水电发电量的22.7%，占全国总发电量的4.5%，占全国水电总发电量的1/3；全国有农村水电的县共1560个，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3亿多无电人口的用电问题。小水电的发展，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。
根据全国农村水电增效扩容改造专项规划，将对2000年以前建成的近1万座、近1000万kW的老旧小型水电站进行技术改造。“十三五”农村水电发展规划确定新增1000万kW的目标，计划通过电气化、代燃料、增效扩容改造增加700万kW。为加强和规范小型水电站技术改造工作，促进节能减排，提高科技水平和能效，消除安全隐患，保障安全生产，推进社会主义新农村建设，使技术改造工作管理规范化，特修订本标准。
根据新的要求，为改善生态环境，本次修订增加了生态流量泄放设施的要求，提高了部分机组的性能指标。
1.0.2 本条是对本标准适用范围的规定。据调查，我国单机容量800kW以下的小型水电站占全国小型水电站总量的80%，而且这些小型水电站大多数是20世纪80年代以前建成的，是小型水电站技术改造的主体。所以本条将适用范围定在总装机容量为500kW～50000kW水电站的技术改造。
1.0.3 本条要求技术改造应从小型水电站的实际出发，充分利用现有设施或设备，积极采用新技术成果，提高改造小型水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，不得使用国家明令淘汰的产品，强调安全可靠、绿色环保。这既是我国的基本国策，也是以人为本的具体体现。
改革开放以来国内外先进技术和科研成果大量涌现，科学技术飞速发展，小型水电站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、低耗能变压器、微机高油压调速器、新型导叶控制机构、无功补偿屏、低压机组一体化智能型控制屏、微机励磁装置、计算机监控系统、弹性金属塑料瓦、新型断路器、新型调节阀、智能数显表、自动盘车装置、微机安全保护装置、新型启闭机、增力式耙斗清污机、回转（或移动）式格栅清污机以及金属与非金属抗磨蚀防护层等。
经过技术改造后的小型水电站应做到适当超前，在10年内仍有较好的经济效益和较高的安全运行可靠性。
对小型水电站进行技术改造，应注意如下问题：
（1）由于各地小型水电站的情况差异较大，因此，技术改造时一定要根据各个水电站的具体条件区别对待，不能照搬典型电站改造的经验；
（2）水轮机改造的同时，必须重视电站输水设施（特别是高压管道）和机电设备的配套；
（3）在同一流域要注意上下梯级的配合；
（4）重视安全生产与生态流量泄放。
1.0.4 增加了当机电设备符合现行国家标准《小型水电站机电设备报废条件》GB/T30951规定的电站应及时报废更新的内容。
1.0.5 增加了小型水电站技术改造应满足河道生态流量泄放的需要。
2 术语
2.0.1 技术改造 technical renovation采取技术措施，对小型水电站设施或设备进行改建、更新、增容或减容，提高其可靠性、经济性、合理性和先进性的活动。
2.0.2 更新改造 renovation by renewal of equipment
为改善设施或设备性能，提高效率和可靠性，对小型水电站设施或设备进行更新的活动。
2.0.3 增容改造 renovation for increasing installed capacity
对机电设备进行技术改造，增加电站装机容量，改善性能，提高效率和可靠性的活动。
2.0.4 减容改造 renovation for decreasing installed capacity
对机电设备进行技术改造，合理减少电站装机容量，改善性能，优化运行区，提高效率和可靠性的活动。
条文说明
2.0.1 技术改造强调的重点是采取技术措施，采用新技术、新工艺、新设备、新材料对现有设施、设备进行改造提升，淘汰落后产能。技术改造是小型水电站实现技术进步、提高生产效率、推进节能减排、改善生态环境、促进安全生产的重要途径。水电站技术改造的方法有多种，有全部改造的，也有局部改造的，通常分更新改造、增容改造、减容改造。
2.0.2 更新改造是指用技术水平高、性能更好的新设备更换旧设备，或用新工艺、新材料对旧设施进行改造，不是简单的换新。
2.0.3 增容改造是指水电站采用技术措施达到增加电站装机容量的活动，如用高效新转轮提高机组功率与效率。通过纯粹的工程手段，如扩建机组台数达到增容的不属于技术改造，因此修订删除了原来的“扩装机组也是增容改造的方式之一”。
2.0.4 减容改造是对装机容量偏大、年利用小时数低的电站，采用机电设备全部或局部进行技术改造，合理减少电站装机容量，改善性能、优化运行区，提高效率和可靠性的活动。
2.0.2 更新改造是指用技术水平高、性能更好的新设备更换旧设备，或用新工艺、新材料对旧设施进行改造，不是简单的换新。
2.0.3 增容改造是指水电站采用技术措施达到增加电站装机容量的活动，如用高效新转轮提高机组功率与效率。通过纯粹的工程手段，如扩建机组台数达到增容的不属于技术改造，因此修订删除了原来的“扩装机组也是增容改造的方式之一”。
2.0.4 减容改造是对装机容量偏大、年利用小时数低的电站，采用机电设备全部或局部进行技术改造，合理减少电站装机容量，改善性能、优化运行区，提高效率和可靠性的活动。
3 现状分析与评价
3.0.1 小型水电站技术改造应收集下列资料：1 工程设计、竣工和运行资料；
2 水文、泥沙资料；
3 安全检测和性能测试或评估资料；
4 其他有关资料。
3.0.2 小型水电站技术改造前，应依据安全检测或评估结果、运行以及检修资料，对水工建筑物、水力机械、电气、金属结构等设施或设备进行安全分析，并做出技术改造必要性评价。
3.0.3 小型水电站技术改造前，应根据河流规划及最新水文资料，对水资源可利用条件进行分析与评价，并应包括下列内容：
1 必要时对径流与洪水进行复核；
2 工作水头与流量增加、减少的可能性；
3 可利用的弃水量；
4 减少水头损失和流量损失的条件；
5 生态流量及泄放设施。
3.0.4 应依据预防性试验报告或当前性能测试结果，对设施或设备做出性能评价。
3.0.5 对电站运行资料和检修资料进行分析，结合水文资料研究电站上下游水位、水头、流量、生态流量、泥沙含量等的变化规律，论证电站改造的必要性和可行性。
条文说明
3.0.1 本条对小型水电站技术改造应收集的资料做出了规定。
1 工程设计、竣工和运行资料包括多年来的运行资料和大修理记录。
4 其他有关资料包括地质变化情况，以及上述未提到但技术改造需要的其他有关资料。
3.0.2 小型水电站运行安全第一。因此，小型水电站技术改造前对设施和设备进行安全检测或评估是非常必要的。根据检测或评估结果，从安全角度对小型水电站的设施和设备做出改造与否的评价。
3.0.3 本条从水能资源科学利用的角度出发，对小型水电站是否进行增容或减容改造提出评价，增加了对生态流量及泄放设施的分析与评价的要求。
1 电站增容或减容改造需要进行径流复核，电站运行以来曾发生过洪灾或技术改造方案中拟对水工建筑物改造，如增加引水、坝加高等需要进行洪水复核。
1 工程设计、竣工和运行资料包括多年来的运行资料和大修理记录。
4 其他有关资料包括地质变化情况，以及上述未提到但技术改造需要的其他有关资料。
3.0.2 小型水电站运行安全第一。因此，小型水电站技术改造前对设施和设备进行安全检测或评估是非常必要的。根据检测或评估结果，从安全角度对小型水电站的设施和设备做出改造与否的评价。
3.0.3 本条从水能资源科学利用的角度出发，对小型水电站是否进行增容或减容改造提出评价，增加了对生态流量及泄放设施的分析与评价的要求。
1 电站增容或减容改造需要进行径流复核，电站运行以来曾发生过洪灾或技术改造方案中拟对水工建筑物改造，如增加引水、坝加高等需要进行洪水复核。
4 性能测试
4.0.1 单机容量10000kW及以上的水轮发电机组，技术改造前后应进行性能对比测试。4.0.2 水轮机性能试验应根据具体情况，按现行国家标准《小型水轮机现场验收试验规程》GB/T22140或《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》GB/T20043的有关规定进行。
4.0.3 对主要机电设备超过设计使用年限或影响安全运行，出现异常情况的电站，应按现行国家标准《小型水电站安全检测与评价规范》GB/T50876进行检测与评价。
4.0.4 钢闸门和启闭机的检测可按现行行业标准《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》SL101的有关规定执行。压力钢管检测可按现行行业标准《压力钢管安全检测技术规程》NB/T10349的有关规定执行。
4.0.5 小型水电站主要电气设备的性能测试，改造前可采用预防性试验报告或当前性能测试结果，改造后应按现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150进行测试和验收。
4.0.6 检测与评价结果应作为确定小型水电站技术改造的必要性、改造方案以及考核技术改造成效的依据。
条文说明
4.0.1 本条规定单机容量10000kW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小型水电站技术改造的重要环节，测试数据是考核小型水电站技术改造成效和经济指标的重要依据。
单机容量10000kW以下的机组，有条件时也宜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。
4.0.5 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，改造后应按有关标准的规定进行试验和验收。
单机容量10000kW以下的机组，有条件时也宜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。
4.0.5 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，改造后应按有关标准的规定进行试验和验收。
5 改造内容与要求
5.1 一般规定
5.2 水工建筑物
5.3 水轮机及其附属设备
5.4 辅助设备
5.5 发电机及其他电气设备
5.6 自动化
5.7 暖通、消防与安全
5.8 生态流量泄放设施
5.1 一般规定
5.1.1 有下列情况之一时，应进行技术改造：1 存在安全隐患；
2 上下游水文特征参数发生较大变化；
3 水能资源利用不合理；
4 土建施工、设备制造或安装质量差，设备性能落后，技术状况差；
5 地质条件发生变化；
6 没有生态流量泄放设施；
7 机电设备符合报废条件；
8 其他需要改造的情况。
5.1.2 现有设施和设备的可利用部分，应经必要的复核计算，必要时应做相应技术处理。
5.1.3 弃水较多的小型水电站可增容改造。改造时应考虑泄放生态流量对装机规模的影响，合理确定装机规模，对引水系统的引用流量、水头损失、结构强度、水力过渡过程等进行复核计算，并对其他设备设施进行复核。
5.1.4 年利用小时数低、水头或流量减少的电站可减容改造。
条文说明
5.1.1 本条列出了需要进行技术改造的几种情况。对设施或设备存在严重缺陷或多次维修仍不能消除安全隐患的，应全部或局部更新改造；对机电设备符合《小型水电站机电设备报废条件》GB/T30951规定的电站应及时报废更新。
5.1.2 为节省技术改造投资，对现有设施和设备中还可继续利用的部件，需对强度、刚度和安全系数进行复核计算，必要时经加工处理后采用。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，用在了新机组上。
5.1.3 有些小型水电站弃水较多，应考虑充分利用弃水提高装机容量，增加年发电量。例如，广东省泉水水电站，每年汛期有大量弃水，2015年将4台机组容量从6000kW增加到7200kW，同时对励磁、调速器等也相应改造，改造后年均发电量增加了2808万kW·h。
调查发现，有的增容改造的水电站，装机规模偏大，改造后达不到额定容量；有的电站在引水系统不变的情况下没有复核水头损失，改造后投入运行，随着流量增加，水头损失增大，水头变小，机组出力达不到改造要求。尤其是引水式小型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（包括进水口、引水隧洞、压力管道等）的过流能力、水头损失、结构强度等进行论证与校核计算，特别是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，南方某小型水电站，原装2台2000kW水斗式水轮发电机组，为利用洪水期弃水量，增容至2台3000kW。改造后发电时发现，单机运行时均可达到额定功率，2台机同时运行，喷针开度100%时，只能发2350kW，达不到增容3000kW的目标，显然是受压力引水管过流量和水头损失的限制，造成改造失误。
5.1.4 对于年利用小时数低、水头或流量减少的电站，机组利用率下降，甚至出现发电机容量大于水轮机的出力，形成“小马拉大车”的情况，既浪费了设备容量，也增大了运行损耗，发电效率低，可进行减容改造。
5.1.2 为节省技术改造投资，对现有设施和设备中还可继续利用的部件，需对强度、刚度和安全系数进行复核计算，必要时经加工处理后采用。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，用在了新机组上。
5.1.3 有些小型水电站弃水较多，应考虑充分利用弃水提高装机容量，增加年发电量。例如，广东省泉水水电站，每年汛期有大量弃水，2015年将4台机组容量从6000kW增加到7200kW，同时对励磁、调速器等也相应改造，改造后年均发电量增加了2808万kW·h。
调查发现，有的增容改造的水电站，装机规模偏大，改造后达不到额定容量；有的电站在引水系统不变的情况下没有复核水头损失，改造后投入运行，随着流量增加，水头损失增大，水头变小，机组出力达不到改造要求。尤其是引水式小型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（包括进水口、引水隧洞、压力管道等）的过流能力、水头损失、结构强度等进行论证与校核计算，特别是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，南方某小型水电站，原装2台2000kW水斗式水轮发电机组，为利用洪水期弃水量，增容至2台3000kW。改造后发电时发现，单机运行时均可达到额定功率，2台机同时运行，喷针开度100%时，只能发2350kW，达不到增容3000kW的目标，显然是受压力引水管过流量和水头损失的限制，造成改造失误。
5.1.4 对于年利用小时数低、水头或流量减少的电站，机组利用率下降，甚至出现发电机容量大于水轮机的出力，形成“小马拉大车”的情况，既浪费了设备容量，也增大了运行损耗，发电效率低，可进行减容改造。
5.2 水工建筑物
5.2.1 水工建筑物技术改造应符合下列规定：1 消除安全隐患；
2 淹没损失小；
3 便于施工。
5.2.2 提高水能资源利用可采取下列改造措施：
1 加高大坝；
2 增设橡胶坝、翻板闸门或可控制的闸门等设施；
3 增大前池容量；
4 降低机组尾水位。
5.2.3 增加总库容的小型水电站，应对工程等别、建筑物级别及洪水标准进行复核。
5.2.4 水工建筑物安全监测改造应符合现行行业标准《水利水电工程安全监测设计规范》SL725的有关规定，完善水库大坝安全监测系统，水库水位信息宜传至电站中控室或移动通信设备。
5.2.5 小型水电站的抗震设防应符合现行行业标准《水工建筑物抗震设计规范》SL203的有关规定。
5.2.6 引水渠系统技术改造可采取下列措施：
1 完善引水系统首部排沙、拦污设施；
2 增加过水断面，降低糙率；
3 引水建筑物防渗处理；
4 尾水清障、清淤，改善尾水渠水流流态。
5.2.7 寒冷地区应对水工建筑物和金属结构设备增设防冰冻设施。
5.2.8 闸门及启闭机技术改造应符合下列规定：
1 应对存在腐蚀、变形、振动和漏水严重等缺陷的各类闸门和运转不灵活的启闭设备进行技术改造，消除缺陷；
2 因锈蚀、变形等引起启闭力增加过大的闸门，应优先采用新型支承材料，降低摩擦力，也可改进闸门的支承形式或启闭设备；
3 大坝加高的小型水电站，应对现有的闸门和启闭设备进行复核或加固。
5.2.9 机组进水口事故检修闸门和尾水检修闸门，宜设充水平压设施。尾水闸门不应采用上游水进行充水平压。
5.2.10 泄洪闸门启闭设备应有可靠的备用动力。
5.2.11 压力管道技术改造应符合下列规定：
1 漏水严重并已老化的伸缩节止水圈，应进行更换；
2 当钢管锈蚀严重或损坏程度达到现行行业标准《水利水电工程金属结构报废标准》SL226规定时，应进行更换；
3 不均匀沉降的镇墩、支墩应进行加固处理；
4 老化严重的钢筋混凝土管道应进行更换；
5 压力管道管径过小时，应增加管道或增大管径。
5.2.12 厂房技术改造应符合下列规定：
1 完善防洪设施，满足防洪要求；
2 增容改造电站应复核机墩、吊车梁及排架强度，荷载增加的楼板也应进行强度复核；
3 应满足机电设备安全运行、维护、检修的要求；
4 厂房外观与周边环境相适应。
条文说明
5.2.2 为科学利用水能资源，提高小型水电站的年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 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，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，由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，水电站总装机容量由1460kW提高到1960kW，增幅达34%。
2 在溢洪道上增设橡胶坝或控制闸门，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的重力翻板闸门，增加了日调节库容，每年可增发电量300多万kW·h。浙江省桐庐县肖岭水电站，在溢洪道上增设3.3m高橡胶坝，提高运行水头与调节库容，年均增加发电量约400万kW·h。
3 引水式小型水电站的引水隧洞或前池，有条件者可改造成有一定蓄水量的调节池，以便实现调峰运行，从而适应峰谷电价制的需要，提高小型水电站的经济效益。例如，云南省元江县小河底一级渠道引水式小型水电站，2008年技术改造时，将前池容积扩大2倍，提高了经济效益。
在强调小水电站绿色生态的背景下，根据审查意见修订后删除了原规范中的改造措施之一区间引水。
5.2.4 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。
5.2.6 不少小型水电站引水设施不完善，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，减少了发电功率。根据调查总结，可采取以下技术改造措施：
1 引水系统首部增设冲沙闸（孔）或拦污设施，减少沙、草淤堵机组进水口，改善进水口、拦污栅布置，改进拦污栅结构、加装清污设备或增设拦污、排冰设施。
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）或在引水渠道末端（前池入口处）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。按环保要求，不得将清出的污物倒入下游。
拦污栅前后应装设水位压差计，当水位差超过设定值时，及时发出警报信号，以便采取措施，避免压垮拦污栅。
2 有的引水式小型水电站隧洞开挖后未加衬砌或抹光，渗水严重，水头损失大，应采取防渗降糙措施。也可以加高渠道内坎外坎，对渠道进行调整，采取明渠改暗渠，渠道改隧洞，截弯取直等措施。
4 有的小型水电站，施工期间尾水渠内遗留的废弃碴石杂物和淤泥太多，造成尾水位壅高，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，尾水面被抬高，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。
小型水电站设计，应按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB/T50071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，影响机组功率，应予以改善。对输水系统（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，应尽可能使之流线型化。
5.2.7 北方及高海拔地区（如青海、新疆、西藏等地）的渠道引水式小型水电站，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。水工闸门可参照现行行业标准《水利水电工程钢闸门设计规范》SL74有关规定，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。根据各小型水电站的具体情况，可采取不同的措施。通常用压缩空气吹气泡或潜水泵法，当防冰线不长、冰层厚度不大时，也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。
5.2.8 对陈旧、运行不灵活、腐蚀严重、变形、振动、漏水量大、影响安全的各类闸门和启闭设备，应加强防腐，及时更换零部件或整体更换。
5.2.9 小型水电站机组尾水闸门的平压，宜利用机组排水系统从下游充水。用上游高压水充水平压会发生事故，有过这样的案例。
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，我国近几年曾发生备用电源不可靠而造成重大事故的案例。可靠的备用动力可以是外加的，也可以是柴油发电机或汽车吊。
1 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，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，由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，水电站总装机容量由1460kW提高到1960kW，增幅达34%。
2 在溢洪道上增设橡胶坝或控制闸门，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的重力翻板闸门，增加了日调节库容，每年可增发电量300多万kW·h。浙江省桐庐县肖岭水电站，在溢洪道上增设3.3m高橡胶坝，提高运行水头与调节库容，年均增加发电量约400万kW·h。
3 引水式小型水电站的引水隧洞或前池，有条件者可改造成有一定蓄水量的调节池，以便实现调峰运行，从而适应峰谷电价制的需要，提高小型水电站的经济效益。例如，云南省元江县小河底一级渠道引水式小型水电站，2008年技术改造时，将前池容积扩大2倍，提高了经济效益。
在强调小水电站绿色生态的背景下，根据审查意见修订后删除了原规范中的改造措施之一区间引水。
5.2.4 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。
5.2.6 不少小型水电站引水设施不完善，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，减少了发电功率。根据调查总结，可采取以下技术改造措施：
1 引水系统首部增设冲沙闸（孔）或拦污设施，减少沙、草淤堵机组进水口，改善进水口、拦污栅布置，改进拦污栅结构、加装清污设备或增设拦污、排冰设施。
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）或在引水渠道末端（前池入口处）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。按环保要求，不得将清出的污物倒入下游。
拦污栅前后应装设水位压差计，当水位差超过设定值时，及时发出警报信号，以便采取措施，避免压垮拦污栅。
2 有的引水式小型水电站隧洞开挖后未加衬砌或抹光，渗水严重，水头损失大，应采取防渗降糙措施。也可以加高渠道内坎外坎，对渠道进行调整，采取明渠改暗渠，渠道改隧洞，截弯取直等措施。
4 有的小型水电站，施工期间尾水渠内遗留的废弃碴石杂物和淤泥太多，造成尾水位壅高，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，尾水面被抬高，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。
小型水电站设计，应按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB/T50071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，影响机组功率，应予以改善。对输水系统（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，应尽可能使之流线型化。
5.2.7 北方及高海拔地区（如青海、新疆、西藏等地）的渠道引水式小型水电站，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。水工闸门可参照现行行业标准《水利水电工程钢闸门设计规范》SL74有关规定，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。根据各小型水电站的具体情况，可采取不同的措施。通常用压缩空气吹气泡或潜水泵法，当防冰线不长、冰层厚度不大时，也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。
5.2.8 对陈旧、运行不灵活、腐蚀严重、变形、振动、漏水量大、影响安全的各类闸门和启闭设备，应加强防腐，及时更换零部件或整体更换。
5.2.9 小型水电站机组尾水闸门的平压，宜利用机组排水系统从下游充水。用上游高压水充水平压会发生事故，有过这样的案例。
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，我国近几年曾发生备用电源不可靠而造成重大事故的案例。可靠的备用动力可以是外加的，也可以是柴油发电机或汽车吊。
5.3 水轮机及其附属设备
5.3.1 水轮机技术改造应符合下列规定：1 选定的水轮机转轮型号应能量指标先进、空化特性优良、运行稳定性好；
2 选择水轮机主要参数时，应考虑水电站的引水系统、水轮机流道尺寸和安装高程及发电机参数等限制条件，使水轮机处于稳定、高效区运行，且吸出高度满足要求；
3 应使水轮机适应水头和流量的变化，改善运行工况，提高运行稳定性和效率；
4 多泥沙的水电站，应对水轮机泥沙磨损进行评估分析，合理选择技术改造参数，并应采取抗磨蚀措施，过机泥沙多的水电站，水轮机宜在无空化条件下运行。
5.3.2 水轮机技术改造应根据电站的具体条件，采用下列方式：
1 采用性能优良的新转轮，新转轮应与水轮机流道相匹配，必要时应通过技术论证改进流通部件型线与结构；
2 水头、流量与原设计条件变化不大，而水轮机设备陈旧、性能落后的小型水电站，应改善水轮机性能，提高效率；
3 水头、流量比原设计条件增大的小型水电站，应提高额定水头，增加额定功率；
4 水头、流量比原设计条件减少的小型水电站，应降低额定水头，减少额定功率；
5 多泥沙小型水电站，根据过机含沙量的大小和泥沙特性，改进水轮机水力和结构设计，并采用抗磨蚀材料和保护涂层，必要时适当降低水轮机转速，改造后水轮机大修间隔不宜少于2年；
6 存在严重安全隐患或损坏程度达到报废条件时，应进行报废更新。
5.3.3 电站技术改造设计应对机组和输水系统的调节保证参数进行复核计算。
5.3.4 推力轴承技术改造应符合下列规定：
1 经常发生烧瓦事故的推力轴承，应改进结构形式或加强冷却效果，额定转速在750r/min以下的机组宜采用弹性金属塑料推力瓦；
2 机组增容设计应对机组最大轴向推力、推力轴承的承载能力以及基础承载能力进行复核计算。
5.3.5 卧轴径向轴承可采用滚动轴承或滑动轴承。滑动轴承可采用巴氏合金瓦或其他合适的瓦，必要时可采用水冷瓦技术。
5.3.6 立轴水轮机导轴承宜采用抛物线形免刮瓦结构。
5.3.7 调速系统技术改造应符合下列规定：
1 水头、流量、转轮直径有变化时，应根据水轮机参数复核调速功等特性参数；
2 改造后的调速系统应满足开停机、快速并网、增减负荷及事故停机要求；
3 机组有黑启动要求时，调速器应设置纯手动操作装置。
5.3.8 调速系统改造宜采用微机全自动调速器或带有蓄能装置的操作器。调速器在满足操作功情况下，可为自动制动装置提供压力油源。
5.3.9 水轮机进水阀技术改造应符合下列规定：
1 漏水量超过现行行业标准《小型水轮机进水阀门基本技术条件》SL696规定值时，应改进进水阀密封型式或更换为新型进水阀；
2 阀门应设机械限位保护装置；
3 阀门宜配置自动操作机构；
4 采用液压操作的阀门，宜配带蓄能装置的液压装置。
条文说明
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、技术成熟的高效转轮，选型设计时应向研制单位和制造厂尽可能多地收集各种型号转轮（一般不少于3个），进行比较优选；合理性就是要紧密结合、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，提高小型水电站的经济效益；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，延长安全运行时间和大修周期及使用寿命，只有综合考虑才能较好地达到先进性、合理性和经济性。
5.3.2 水轮机技术改造应根据各个小型水电站的具体条件，因地制宜，采取下列不同的改造方式：
2 对于水头、来水量与原设计变化不大的小型水电站，应采用该水头段导叶相对高度bo相同或相近的新型转轮，提高水轮机运行效率，增加年发电量，并改善抗空蚀性能。如青海省格尔木市大干沟水电站，装机容量2×10000kW，空蚀严重。原水轮机型号为HLA153-LJ-140，新型号为HLA340-LJ-140。改造前，2台机最大只能发17800kW，改造后，2台机同时运行实际可达20300kW，比合同要求多300kW，受到用户好评。
3 对于水头、来水量比原设计增大了的小型水电站，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，从而既加大了单机容量，又提高了运行效率，能较大幅度地增加年发电量。例如，浙江省嵊州市艇湖水电站，装机容量3×500kW，上游电站增容改造后流量加大，电站下游挖砂引起尾水位降低，水头提高，水轮机转轮改用ZDk709-LH-205，其他部件不变，容量增容为3×535kW，效率提高5%，年均发电量增加552.5万kW·h。
4 对于水头、来水量比原设计减小（也有只减小水头或只减少来水量的情况）了的小型水电站，可根据水电站的实际运行水头和来水量，降低额定水头或减少额定功率，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，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400kW～600kW。根据实际流量决定减容改造，专为枯水期配置了一个不锈钢新转轮（原型号为HL702-WJ-71，新型号为HLA553-WJ-71，叶片为二次模压工艺），额定功率700kW，电站装机容量由2500kW降为1950kW，由于大幅提高了水轮机的效率（比原型号水轮机增加13.7%），充分利用了枯水期宝贵的水能资源，水电站年发电量比减容前平均多发340万kW·h，效益十分明显。
5 对于多泥沙河流小型水电站，应根据水轮机过机含沙量，泥沙中值粒径d50及泥沙矿物成分和颗粒形状等条件，选用单位转速n11相接近、单位流量Q11略减小，模型空化系数σm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，新疆疏附县某水电站，设计装机容量3×800kW，经多年运行与综合计算，该站装机容量以3000kW为宜，故决定增容至3×1000kW，原水轮机型号为ZD661-LH-120，H=14.5m，Q=7.76m³/s，n=428.6r/min，新型号为ZDJ-LH-120，由于水中泥沙含量大，水轮机过流部件磨损严重，故改造后水轮机除采用不锈钢叶片外，结构上还采取了许多改进措施（如转轮室和顶盖、底环、护板均为可拆卸结构，主轴密封为无接触密封结构，水导轴承为抛物线免刮轴瓦等新技术、新工艺），增容抗磨效果明显，得到用户肯定。
据调查，不少多泥沙河流小型水电站水轮机首次大修间隔时间不到1年（经1个汛期运行），经过技术改造，采取抗泥沙磨蚀综合治理措施后大修间隔时间可延长到2年～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 对安全隐患严重的水轮机，应局部或全部报废更新，确保机组安全运行。例如，浙江省嵊州市南山水库一级电站，建于1966年，限于当时的条件以及经过多年的运行，水轮机转轮经多次焊补后叶片偏差较大，效率低下，实测最高效率只有82%，振动严重超标，导叶漏水大，空蚀、锈蚀、磨损严重，经检测已不能安全运行。水电站改造除保留蜗壳与尾水管外，对其余部件进行报废更新。
5.3.3 由于电站改造后机组的性能，尤其是过流量及飞逸特性往往发生了变化，有的电站输水系统也发生了变化。因此，需要对机组和输水系统的调节保证参数进行复核计算。
5.3.4 小型卧式水轮发电机组的推力轴承安装于水轮机侧，而小型立式水轮发电机组的推力轴承安装在发电机，目前需改造的小型水轮发电机组卧式多于立式，故本标准将推力轴承归在水轮机及其附属设备一节中。
1 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。近来弹性金属塑料瓦也在卧式机组使用，如广东省乳源县泉水电站在增效扩容改造时，将推力瓦与导瓦都改为弹性金属塑料瓦，取得了很好的效果。
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。
5.3.6 抛物线形免刮瓦结构是从国外引进的技术，特点是安装、维护方便，经多座电站使用反应良好，因此推荐立轴水轮机导轴承采用抛物线形免刮瓦结构。
5.3.8 随着低成本微机调速器的研制成功与推广应用，小型水电站已可以普及使用微机全自动调速器，也可以采取蓄能式操作器或其他有安全措施的调速设备。由于手动、电动调速器即俗称的手电操作缺乏安全措施，国内曾发生多次手电操作危及人身安全的事故，故从安全角度出发，不提倡使用没有安全保护措施的手动、电动调速器。
在小型水电站，利用全自动调速系统的油源为自动制动装置提供可靠的压力油源已呈趋势。配合高油压全自动调速器的推广使用，小型水电站基本可以取消气系统。
5.3.2 水轮机技术改造应根据各个小型水电站的具体条件，因地制宜，采取下列不同的改造方式：
2 对于水头、来水量与原设计变化不大的小型水电站，应采用该水头段导叶相对高度bo相同或相近的新型转轮，提高水轮机运行效率，增加年发电量，并改善抗空蚀性能。如青海省格尔木市大干沟水电站，装机容量2×10000kW，空蚀严重。原水轮机型号为HLA153-LJ-140，新型号为HLA340-LJ-140。改造前，2台机最大只能发17800kW，改造后，2台机同时运行实际可达20300kW，比合同要求多300kW，受到用户好评。
3 对于水头、来水量比原设计增大了的小型水电站，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，从而既加大了单机容量，又提高了运行效率，能较大幅度地增加年发电量。例如，浙江省嵊州市艇湖水电站，装机容量3×500kW，上游电站增容改造后流量加大，电站下游挖砂引起尾水位降低，水头提高，水轮机转轮改用ZDk709-LH-205，其他部件不变，容量增容为3×535kW，效率提高5%，年均发电量增加552.5万kW·h。
4 对于水头、来水量比原设计减小（也有只减小水头或只减少来水量的情况）了的小型水电站，可根据水电站的实际运行水头和来水量，降低额定水头或减少额定功率，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，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400kW～600kW。根据实际流量决定减容改造，专为枯水期配置了一个不锈钢新转轮（原型号为HL702-WJ-71，新型号为HLA553-WJ-71，叶片为二次模压工艺），额定功率700kW，电站装机容量由2500kW降为1950kW，由于大幅提高了水轮机的效率（比原型号水轮机增加13.7%），充分利用了枯水期宝贵的水能资源，水电站年发电量比减容前平均多发340万kW·h，效益十分明显。
5 对于多泥沙河流小型水电站，应根据水轮机过机含沙量，泥沙中值粒径d50及泥沙矿物成分和颗粒形状等条件，选用单位转速n11相接近、单位流量Q11略减小，模型空化系数σm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，新疆疏附县某水电站，设计装机容量3×800kW，经多年运行与综合计算，该站装机容量以3000kW为宜，故决定增容至3×1000kW，原水轮机型号为ZD661-LH-120，H=14.5m，Q=7.76m³/s，n=428.6r/min，新型号为ZDJ-LH-120，由于水中泥沙含量大，水轮机过流部件磨损严重，故改造后水轮机除采用不锈钢叶片外，结构上还采取了许多改进措施（如转轮室和顶盖、底环、护板均为可拆卸结构，主轴密封为无接触密封结构，水导轴承为抛物线免刮轴瓦等新技术、新工艺），增容抗磨效果明显，得到用户肯定。
据调查，不少多泥沙河流小型水电站水轮机首次大修间隔时间不到1年（经1个汛期运行），经过技术改造，采取抗泥沙磨蚀综合治理措施后大修间隔时间可延长到2年～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 对安全隐患严重的水轮机，应局部或全部报废更新，确保机组安全运行。例如，浙江省嵊州市南山水库一级电站，建于1966年，限于当时的条件以及经过多年的运行，水轮机转轮经多次焊补后叶片偏差较大，效率低下，实测最高效率只有82%，振动严重超标，导叶漏水大，空蚀、锈蚀、磨损严重，经检测已不能安全运行。水电站改造除保留蜗壳与尾水管外，对其余部件进行报废更新。
5.3.3 由于电站改造后机组的性能，尤其是过流量及飞逸特性往往发生了变化，有的电站输水系统也发生了变化。因此，需要对机组和输水系统的调节保证参数进行复核计算。
5.3.4 小型卧式水轮发电机组的推力轴承安装于水轮机侧，而小型立式水轮发电机组的推力轴承安装在发电机，目前需改造的小型水轮发电机组卧式多于立式，故本标准将推力轴承归在水轮机及其附属设备一节中。
1 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。近来弹性金属塑料瓦也在卧式机组使用，如广东省乳源县泉水电站在增效扩容改造时，将推力瓦与导瓦都改为弹性金属塑料瓦，取得了很好的效果。
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。
5.3.6 抛物线形免刮瓦结构是从国外引进的技术，特点是安装、维护方便，经多座电站使用反应良好，因此推荐立轴水轮机导轴承采用抛物线形免刮瓦结构。
5.3.8 随着低成本微机调速器的研制成功与推广应用，小型水电站已可以普及使用微机全自动调速器，也可以采取蓄能式操作器或其他有安全措施的调速设备。由于手动、电动调速器即俗称的手电操作缺乏安全措施，国内曾发生多次手电操作危及人身安全的事故，故从安全角度出发，不提倡使用没有安全保护措施的手动、电动调速器。
在小型水电站，利用全自动调速系统的油源为自动制动装置提供可靠的压力油源已呈趋势。配合高油压全自动调速器的推广使用，小型水电站基本可以取消气系统。
5.4 辅助设备
5.4.1 应根据机组设备技术改造的要求，对水力机械辅助设备做相应的校核或改造。5.4.2 水系统技术改造应符合下列规定：
1 技术供水系统改造应满足小型水电站改造后的用水需要；
2 单机容量超过1000kW的小型水电站，取水口不宜少于2个；
3 按无人值班（少人值守）设计的水电站，技术供水系统应配置自动滤水器、自动控制阀、示流信号装置；
4 渗漏排水系统的排水泵宜采用自吸泵，也可采用潜水泵或深井泵；
5 锈蚀严重或管径不符合要求的管路应更换。
5.4.3 压缩空气系统技术改造应满足机组改造后的用气需要。对采用带囊式蓄能器的调速器油压装置或采用液压制动装置的电站，可取消相应的供气系统。
5.4.4 油系统技术改造应符合下列规定：
1 透平油系统应简化管路敷设，宜采用软管供排油方式；
2 宜取消绝缘油系统的油库。
5.4.5 经检测不合格的起重设备，应进行改造或更新。
5.4.6 增容改造的电站设计，应按最重件的吊重加吊具重量对厂内起重设备及其支撑结构进行复核。起吊重量超过起重机额定起重量时，应对起重机及其支撑结构更新改造或采用其他安全措施。
条文说明
5.4.1 以浙江省峡口水电站为例，机组容量从4000kW增加到5000kW后，经校核原厂内起重设备与油、气、水系统已不能满足要求，均进行了报废更新。
5.4.2 本条对水系统技术改造做出了规定。
3 示流信号装置宜采用流量开关或其他可靠的根据流量发出信号的装置，以前SX型与SLX型示流信号器可靠性差，建议更新。
4 渗漏排水系统的水泵应淘汰技术落后，性能差的B型、BA型单级单吸悬臂式离心泵及JD型长轴深井泵。
5.4.3 对采用带囊式蓄能器的调速器油压装置，自带高压氮气，不需要用压缩空气补气，可取消相应的供气系统，如制动装置采用调速系统的油源进行刹车，也可取消相应的供气系统。
5.4.4 小型水电站可以取消绝缘油系统，简化透平油系统，这样可以使水电站油系统得到简化，减少运行成本和环境污染。
5.4.6 增容改造的电站，机组重量往往有所增加，因此需要对厂内起重设备及其支撑结构进行复核。当起吊重量超过起重机额定起重量时，应对起重机及其支撑结构更新改造或采用其他安全措施。
5.4.2 本条对水系统技术改造做出了规定。
3 示流信号装置宜采用流量开关或其他可靠的根据流量发出信号的装置，以前SX型与SLX型示流信号器可靠性差，建议更新。
4 渗漏排水系统的水泵应淘汰技术落后，性能差的B型、BA型单级单吸悬臂式离心泵及JD型长轴深井泵。
5.4.3 对采用带囊式蓄能器的调速器油压装置，自带高压氮气，不需要用压缩空气补气，可取消相应的供气系统，如制动装置采用调速系统的油源进行刹车，也可取消相应的供气系统。
5.4.4 小型水电站可以取消绝缘油系统，简化透平油系统，这样可以使水电站油系统得到简化，减少运行成本和环境污染。
5.4.6 增容改造的电站，机组重量往往有所增加，因此需要对厂内起重设备及其支撑结构进行复核。当起吊重量超过起重机额定起重量时，应对起重机及其支撑结构更新改造或采用其他安全措施。
5.5 发电机及其他电气设备
5.5.1 发电机技术改造应与水轮机及其他输变电设备的容量相匹配。5.5.2 发电机技术改造可采用下列方式：
1 更换冷却系统；
2 更换定子绕组和转子磁极线圈，绝缘等级不应低于F级；
3 改造发电机轴承；
4 更新发电机。
5.5.3 发电机应装设温度检测元件。
5.5.4 小容量的高压发电机可改为低压发电机，改造后的发电机容量不宜超过800kW。
5.5.5 停机后定子绕组绝缘电阻下降较多的发电机，可加装加热除湿装置。若加热除湿后绝缘电阻仍然达不到要求时，应更换绝缘或采取其他措施。
5.5.6 励磁系统技术改造应采用具有自动调节功能的励磁装置，对于有孤网运行要求的机组还应符合现行行业标准《孤网运行的小水电机组设计导则》NB/T42034的规定。励磁系统宜采用静止励磁或无刷励磁方式。
5.5.7 主变压器技术改造应符合下列规定：
1 主变压器额定容量应满足改造后的电站输出容量的需要；
2 高耗能主变压器应更换为节能、低耗变压器；
3 以配电变压器作主变压器的小型水电站，应将其更新为升压型变压器。
5.5.8 其他电气设备技术改造应符合下列规定：
1 电气设备应选择安全、节能、环保型产品，严禁使用高耗能和可能对环境产生污染的设备；
2 高压断路器应选择无油型；
3 高压开关柜应选择满足“五防”（防止误分、误合断路器，防止带负荷分、合隔离开关，防止带电挂设接地线，防止带地线合闸，防止操作人员误入带电间隔）要求的轻型封闭式；
4 低压开关柜应选择通过3C强制性产品认证的设备；
5 电缆宜采用电缆架敷设或穿管布置。
5.5.9 按无人值班（少人值守）设计的电站应配置可靠的操作电源。单机容量800kW以下的低压机组操作电源可采用能满足开关跳闸和电气控制用的UPS电源。
5.5.10 应完善防雷接地系统，满足接地电阻设计要求。
5.5.11 小型水电站技术改造应配备事故照明。照明灯具应按节能、环保型产品配置并易于维护。
条文说明
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不匹配的现象。单机容量800kW以下的高压机组改造时可改为低压机组。
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、新工艺。其改造方式和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，例如浙江省峡口水电站、南山水电站针对温度高的问题，将管道通风改为密封空气冷却器方式，取得了很好的效果。
2 若定子、转子绕组绝缘老化，应更换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。发电机改造根据设备实际情况，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。例如，贵州省关岭县红岩电站2#机组，在水轮机增容改造的同时，对发电机进行了改造。原发电机型号为SFW2500-6/1480，改型后为SFW3000-6/1480，改造后发电机的出力由2450kW增至3300kW，增加了850kW，比合同要求还高出300kW。主要改造措施：①更换定子线圈，绝缘等级由B级提高到F级，并扩大导线截面；②转子线圈加匝返新，绝缘等级由B级提高到F级；③采用管道通风系统，增设排风机等技术措施。电站反馈效果很好，运行一年即收回技改投资，给电站带来可观的经济效益。
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，以提高电机功率。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，可以减少投资，因此功率因数适当提高是可以的。
3 改造发电机轴承，可用弹性金属塑料推力瓦，这种瓦具有承载能力强、安装维护方便以及绝缘性能好等优点，也可采用水冷瓦技术。
4 重新设计发电机时，应充分利用原设备的基础及埋件。其他部件如大轴、上下机架等，凡经加工后仍可使用者均应利用，以节省改造费用。
5.5.4 高压发电机改用低压发电机，电站电气设备配置简单，可降低投资。但容量超过800kW时，电流大，导线截面尺寸大，电缆投资加大，而且与开关接线困难。
5.5.7 如结合机组增容改造需更换主变压器，则应选用节能、低耗变压器。高耗能变压器都应更换成节能、低耗变压器。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节能、低耗变压器。属淘汰序列的变压器一定要更换掉。在低压机组小型水电站，很多变压器是降压型的，应改为升压型的。
5.5.8 本条对其他电气设备技术改造做出了规定。
4 3C认证是中国强制性产品认证的简称。本款规定低压开关柜应选择通过3C强制性产品认证的设备。老的低压开关柜大多数没有达到3C认证要求，应该在改造时进行更换。
小型水电站选择开关设备一定要考虑小型水电站运行人员的技术水平，宜选择价廉、简单、易维护的设备。
5.5.9 要实现无人值班（少人值守）的电站应有可靠的操作电源，低压机组的操作电源可适当简化，如采用能满足开关跳闸和电气控制用的UPS电源。
5.5.11 事故照明可以采用独立的专业事故照明灯具，这样就能解决没有直流系统小型水电站的事故照明问题。
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、新工艺。其改造方式和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，例如浙江省峡口水电站、南山水电站针对温度高的问题，将管道通风改为密封空气冷却器方式，取得了很好的效果。
2 若定子、转子绕组绝缘老化，应更换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。发电机改造根据设备实际情况，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。例如，贵州省关岭县红岩电站2#机组，在水轮机增容改造的同时，对发电机进行了改造。原发电机型号为SFW2500-6/1480，改型后为SFW3000-6/1480，改造后发电机的出力由2450kW增至3300kW，增加了850kW，比合同要求还高出300kW。主要改造措施：①更换定子线圈，绝缘等级由B级提高到F级，并扩大导线截面；②转子线圈加匝返新，绝缘等级由B级提高到F级；③采用管道通风系统，增设排风机等技术措施。电站反馈效果很好，运行一年即收回技改投资，给电站带来可观的经济效益。
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，以提高电机功率。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，可以减少投资，因此功率因数适当提高是可以的。
3 改造发电机轴承，可用弹性金属塑料推力瓦，这种瓦具有承载能力强、安装维护方便以及绝缘性能好等优点，也可采用水冷瓦技术。
4 重新设计发电机时，应充分利用原设备的基础及埋件。其他部件如大轴、上下机架等，凡经加工后仍可使用者均应利用，以节省改造费用。
5.5.4 高压发电机改用低压发电机，电站电气设备配置简单，可降低投资。但容量超过800kW时，电流大，导线截面尺寸大，电缆投资加大，而且与开关接线困难。
5.5.7 如结合机组增容改造需更换主变压器，则应选用节能、低耗变压器。高耗能变压器都应更换成节能、低耗变压器。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节能、低耗变压器。属淘汰序列的变压器一定要更换掉。在低压机组小型水电站，很多变压器是降压型的，应改为升压型的。
5.5.8 本条对其他电气设备技术改造做出了规定。
4 3C认证是中国强制性产品认证的简称。本款规定低压开关柜应选择通过3C强制性产品认证的设备。老的低压开关柜大多数没有达到3C认证要求，应该在改造时进行更换。
小型水电站选择开关设备一定要考虑小型水电站运行人员的技术水平，宜选择价廉、简单、易维护的设备。
5.5.9 要实现无人值班（少人值守）的电站应有可靠的操作电源，低压机组的操作电源可适当简化，如采用能满足开关跳闸和电气控制用的UPS电源。
5.5.11 事故照明可以采用独立的专业事故照明灯具，这样就能解决没有直流系统小型水电站的事故照明问题。
5.6 自动化
5.6.1 小型水电站自动化技术改造应符合现行行业标准《小型水力发电站自动化设计规范》SL229的有关规定。5.6.2 按无人值班（少人值守）设计的小型水电站，应符合下列规定：
1 应设置可靠的数字式保护装置，保护装置动作时应能作用停机并发出遥传信号；
2 应具备一键开停机、自动调频、自动调压及有功无功自动调节功能；
3 应具有遥控操作功能，并将运行信息上传至远方或移动通信设备；
4 宜装设视频监视系统，并具有自动记录功能；
5 应装设防盗报警装置。
5.6.3 机组制动系统技术改造宜设置自动制动装置。
5.6.4 小型水电站技术改造宜设置闸门监控系统，实现远程控制与监测，对于快速闸门还应具备一键落门功能。
5.6.5 大坝安全监测系统、水文（情）自动测报系统宜与电站微机监控系统数据共享。
5.6.6 采用低压机组的小型水电站，控制设备技术改造宜采用结构简单、可靠的数字式监控、保护、励磁一体化屏。
5.6.7 电气二次屏柜的防护等级不得低于现行国家标准《外壳防护等级（IP代码）》GB/T4208规定的IP42，柜内宜配置照明及除湿装置。
5.6.8 小型水电站改造应配备通信设备，可配置移动通信设备对电站运行情况与水库水位进行监控。
5.6.9 小型水电站改造可采用小水电站群集中控制方式。
条文说明
5.6.2 按无人值班（少人值守）要求改造的小型水电站，应达到以下要求：
1 能在无人干预的情况下实现自动关机，前提是必须要有完善、可靠的自动化元件。
3 数字控制技术是当今的主流，应该大力推广，远方遥控操作将成为小水电站的发展趋势，还可将运行信息上传至远方或移动通信设备。如采用ON-CALL功能能将小型水电站事故信息直接采用短信或语音的方式发至巡检人员的手机上，告知事故对象和性质。
4 视频监视设备可使小型水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 防盗报警是一种实用的安全手段，在无人值班的小型水电站装设是十分必要的。
5.6.3 我国低压机组小型水电站没有自动制动装置是很普遍的现象，对设备和运行人员都不安全，应进行改造。使用木棍人工刹车曾发生过多起人身事故，应禁止使用。
5.6.4 据调查，我国小型水电站的闸门监控大多数只是现地操作，没能实现远方操作。室外恶劣天气下进行现地操作难度大、危险性大，在汛期远方操作显得尤为必要。对于保护机组的快速闸门应在电站的中控室设具备一键落门功能的装置。
5.6.5 我国小型水电站的大坝监测一直没能得到足够的重视，早期建成的小型水电站基本没有，新建小型水电站对监测设备的埋设管理也很不到位，大坝监测形同虚设，这也是溃坝事故频发的原因所在。
5.6.6 低压机组小型水电站占全国水电站总量的80%以上，20世纪建设的许多低压机组小型水电站存在不同程度的安全隐患。数字式一体化控制、保护、励磁屏是按安全要求研发的新产品，基本解决了低压机组小型水电站控制设备价格与安全的矛盾，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后，技术上达到了无人值班目标，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，安徽省潜山县大关一级水电站，原装机2×500kW，增容改造为2×800kW，改造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，降低了运行成本。
5.6.7 我国小型水电站使用的低压控制屏柜大多数达不到I的防护标准和3C认证标准要求，很多小型水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按相关防护等级要求和3C认证标准进行设计。
5.6.8 强调通信设备的配备主要是针对低压机组小型水电站，这些水电站以前基本没有完善的通信设备，修订增加了可配置移动通信设备对电站运行情况进行监控的内容。
5.6.9 小水电站群集中控制方式将是未来的农村小水电运行方式。随着劳动力成本的上升，人民生活条件的改善，山区小水电站招工困难。在合适的地点对山区小水电站群集中控制是比较好的办法。
1 能在无人干预的情况下实现自动关机，前提是必须要有完善、可靠的自动化元件。
3 数字控制技术是当今的主流，应该大力推广，远方遥控操作将成为小水电站的发展趋势，还可将运行信息上传至远方或移动通信设备。如采用ON-CALL功能能将小型水电站事故信息直接采用短信或语音的方式发至巡检人员的手机上，告知事故对象和性质。
4 视频监视设备可使小型水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 防盗报警是一种实用的安全手段，在无人值班的小型水电站装设是十分必要的。
5.6.3 我国低压机组小型水电站没有自动制动装置是很普遍的现象，对设备和运行人员都不安全，应进行改造。使用木棍人工刹车曾发生过多起人身事故，应禁止使用。
5.6.4 据调查，我国小型水电站的闸门监控大多数只是现地操作，没能实现远方操作。室外恶劣天气下进行现地操作难度大、危险性大，在汛期远方操作显得尤为必要。对于保护机组的快速闸门应在电站的中控室设具备一键落门功能的装置。
5.6.5 我国小型水电站的大坝监测一直没能得到足够的重视，早期建成的小型水电站基本没有，新建小型水电站对监测设备的埋设管理也很不到位，大坝监测形同虚设，这也是溃坝事故频发的原因所在。
5.6.6 低压机组小型水电站占全国水电站总量的80%以上，20世纪建设的许多低压机组小型水电站存在不同程度的安全隐患。数字式一体化控制、保护、励磁屏是按安全要求研发的新产品，基本解决了低压机组小型水电站控制设备价格与安全的矛盾，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后，技术上达到了无人值班目标，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，安徽省潜山县大关一级水电站，原装机2×500kW，增容改造为2×800kW，改造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，降低了运行成本。
5.6.7 我国小型水电站使用的低压控制屏柜大多数达不到I的防护标准和3C认证标准要求，很多小型水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按相关防护等级要求和3C认证标准进行设计。
5.6.8 强调通信设备的配备主要是针对低压机组小型水电站，这些水电站以前基本没有完善的通信设备，修订增加了可配置移动通信设备对电站运行情况进行监控的内容。
5.6.9 小水电站群集中控制方式将是未来的农村小水电运行方式。随着劳动力成本的上升，人民生活条件的改善，山区小水电站招工困难。在合适的地点对山区小水电站群集中控制是比较好的办法。
5.7 暖通、消防与安全
5.7.1 温度、湿度、噪声超标的小型水电站应进行技术改造。5.7.2 消防技术改造应按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB50071的有关规定，完备各项消防设施。
5.7.3 可能危及人身安全的场所及机组旋转部分应设有明显的安全警示标志和防护设施。
5.7.4 对长度大于7m且只有一个出口的配电装置室，应增设安全疏散出口。
条文说明
5.7.1 恶劣的运行条件是影响发电安全的重要因素，应尽可能加以改善。南方一些小型水电站，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℃，当室内温度在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。小型水电站采暖通风改造，可按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB50071执行。
不少小型水电站噪声超标，有损运行人员身心健康，应积极采取吸音、隔音减噪措施。
5.7.2 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、经济的原则选定。消防设计可参见现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB50071有关条款。
5.7.3 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。很多小型水电站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，此类问题应予重视。
厂房内运行人员工作场所的夏季空气温度不宜高于30℃，当室内温度在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。小型水电站采暖通风改造，可按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB50071执行。
不少小型水电站噪声超标，有损运行人员身心健康，应积极采取吸音、隔音减噪措施。
5.7.2 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、经济的原则选定。消防设计可参见现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB50071有关条款。
5.7.3 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。很多小型水电站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，此类问题应予重视。
5.8 生态流量泄放设施
5.8.1 不能满足生态流量下泄要求的水电站，应对生态流量泄放设施进行改造或新建。5.8.2 生态流量泄放设施改造或新建应符合现行行业标准《小型水电站下游河道减脱水防治技术导则》SL/T796的规定。
条文说明
5.8.1 根据“十三五”农村水电站增效扩容改造总体目标“通过实施河流生态修复和电站增效扩容改造，实现优化电站布局，河流水量生态调度和电力梯级联合调度，保障河道生态流量，修复河流生态，增加可再生能源供应，消除安全隐患，提高防洪灌溉供水能力。”增加了本条，要求小型水电站在进行技术改造的同时，应对因农村水电开发导致的减脱水河段生态变化状况进行改造，科学确定河道生态流量及下泄措施，为河流生态功能修复创造条件。
5.8.2 生态流量泄放可采取下列措施：
（1）设置生态机组并长期运行，承担生态流量泄放任务。生态机组的流量不应小于电站所在河流处的最小生态流量。
（2）承担基荷发电任务的河床式或坝后式电站，可通过发电下泄满足生态流量。
（3）库容很小的电站，可适当提高水位，通过泄洪堰顶溢流的方式泄放生态流量。
（4）以保障生态流量为目标，新建或改造引水、泄水、冲沙、放空等设施。可在引水渠道进水段靠近河道侧装放水阀或闸；也可对冲沙闸、放空闸进行改建，既可满足生态流量泄放要求，也可符合冲沙、放空要求，还可改造闸门充水阀、水轮机蜗壳或主阀放水阀进行生态流量泄放，以及在溢洪道闸门上增设舌瓣门或增设虹吸管泄放生态流量。方法很多，应根据实际情况确定相应的措施。
5.8.2 生态流量泄放可采取下列措施：
（1）设置生态机组并长期运行，承担生态流量泄放任务。生态机组的流量不应小于电站所在河流处的最小生态流量。
（2）承担基荷发电任务的河床式或坝后式电站，可通过发电下泄满足生态流量。
（3）库容很小的电站，可适当提高水位，通过泄洪堰顶溢流的方式泄放生态流量。
（4）以保障生态流量为目标，新建或改造引水、泄水、冲沙、放空等设施。可在引水渠道进水段靠近河道侧装放水阀或闸；也可对冲沙闸、放空闸进行改建，既可满足生态流量泄放要求，也可符合冲沙、放空要求，还可改造闸门充水阀、水轮机蜗壳或主阀放水阀进行生态流量泄放，以及在溢洪道闸门上增设舌瓣门或增设虹吸管泄放生态流量。方法很多，应根据实际情况确定相应的措施。
6 技术性能指标
6.0.1 小型水电站技术改造后机组功率和机组效率，应符合下列规定：1 机组输出功率应达到技术改造设计要求。
2 额定工况下机组效率不宜低于表6.0.1规定，并依据单机功率从高至低取值。
表6.0.1 额定工况下机组效率围
3 冲击式水轮发电机组效率可适当降低。6.0.2 机电设备配套应合理，技术改造部分的设备完好率应达到100%。
6.0.3 技术改造后，水轮机的噪声和振动值应符合现行国家标准《小型水轮机基本技术条件》GB/T21718的有关规定，发电机的噪声和振动值应符合现行国家标准《小型水轮发电机基本技术条件》GB/T27989的有关规定，机组摆度应符合现行国家标准《水轮发电机组安装技术规范》GB/T8564的有关规定。
6.0.4 水轮机进水阀更新后的漏水量应符合现行行业标准《小型水轮机进水阀门基本技术条件》SL696的有关规定。
6.0.5 导水叶更新后全关漏水量应符合现行国家标准《小型水轮机基本技术条件》GB/T21718的有关规定。
6.0.6 水轮机空蚀应符合现行国家标准《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定 第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》GB/T15469.1或《水斗式水轮机空蚀评定》GB/T19184的有关规定。
7 工程验收
7.0.1 小型水电站技术改造完成后应及时验收。7.0.2 小型水电站技术改造验收可按现行行业标准《小型水电站建设工程验收规程》SL168的有关规定执行。
7.0.3 局部技术改造的小型水电站，试生产运行期限可适当缩短，并应简化验收程序。
本标准用词说明
1 为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1）表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
《小型水力发电站设计规范》GB50071《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150
《小型水电站安全检测与评价规范》GB/T50876
《外壳防护等级（IP代码）》GB/T4208
《水轮发电机组安装技术规范》GB/T8564
《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定 第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》GB/T15469.1
《水斗式水轮机空蚀评定》GB/T19184
《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》GB/T20043
《小型水轮机基本技术条件》GB/T21718
《小型水轮机现场验收试验规程》GB/T22140
《小型水轮发电机基本技术条件》GB/T27989
《小型水电站机电设备报废条件》GB/T30951
《压力钢管安全检测技术规程》NB/T10349
《孤网运行的小水电机组设计导则》NB/T42034
《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》SL101
《小型水电站建设工程验收规程》SL168
《水工建筑物抗震设计规范》SL203
《水利水电工程金属结构报废标准》SL226
《小型水力发电站自动化设计规范》SL229
《小型水轮机进水阀门基本技术条件》SL696
《水利水电工程安全监测设计规范》SL725
《小型水电站下游河道减脱水防治技术导则》SL/T796