NB／T 10477-2020  小型水电站增效扩容改造技术规程

5.1电站增效扩容改造现状分析与评价应收集的资料包括

a）电站现有工程设计资料，以及现有设施、设备的竣工和运行资料； b）河流规划及最新水文资料； c）电站现有设施、设备的安全检测和性能测试资料； d）对涉及挡水、泄水、引水建筑物和发电厂房改扩建的工程，应收集必要的工程地质资料、运行 情况及存在的问题，以便进行综合评价或说明； e）电站废水、废气、噪声等相关环境保护和评价资料； f）对发电引水系统的资料进行调查和评价，检查是否存在制约增效扩容的情况； ）其他相关资料

电站增效扩容改造现状分析与评价的前期工作

进行评价，比较其与先进机电设备能效的差距，分析提高电站综合能效的可行性，提出增效扩 容改造或增效改造、技术改造、更新改造的分析评价意见； 6 根据电站设施、设备现状，结合电站建成以来的运行情况及与上下游水位衔接等情况，复核电 站上下游特征水位，综合考虑机组基本特性、河流生态流量、水库弃水情况、发电年利用小时、 与上下游电站发电引用流量的协调，提出增效改造或增效扩容改造的可行性和必要性评价； c 根据机电设备现状、存在问题以及机电设备检测与评估等资料，对机电和金属结构设备等提出 安全性分析评价意见； d）对相关水工建筑物进行安全性分析评价； e）对影响电站增效扩容改造的滑坡、泥石流等隐患应进行地质风险评估

6.1对于列入增效扩容改造的设备，应进行设备安全检测与评价。检测评价的项目及标准可按GB/T 50876的相关规定执行。 6.2水轮机检测与评价对象应包括转轮、主轴、导水机构、轴承、主轴密封、蜗壳、尾水管、接力器 及受油器、补气阀、排气阀等。水轮机现场性能测试应根据检查和运行情况进行，可按GB/T22140、 GB/T50964、NB/T42052等相关规定执行。 6.3调速系统的检测与评价对象应包括调节控制装置、油压装置和操作机构等。调速系统现场测试应 根据检查和运行情况有选择地进行，测试可按照GB/T9652.2及NB/T42095等相关规定执行。 6.4进水阀检测与评价对象应包括阀本体、旁通充水阀、锁定装置、操作装置、油压装置等。进水阀 现场测试应根据现场检查情况和实际运行情况有选择地进行，检测评价按照DL/T1068和DL/T641等 相关规定执行。 6.5发电机检测与评价对象应包括定子、转子、推力轴承、导轴承、机架、制动系统、冷却系统及辅 助设备。发电机现场测试应根据现场检查情况和实际运行情况有选择地进行 人孔标准，可按GB/T1029、GB/T 27989、NB/T42041和NB/T42052等相关规定执行。 6.6电站辅助系统设备检测与评价对象应包括油、气、水管路系统以及采暖通风与消防系统设备。检 测评价按照GB/T50876等相关规定执行。 6.7励磁系统检测与评价对象应包括励磁装置、发电机的励磁绕组、电刷及相关电缆、励磁变压器等 （无刷励磁还包括交流励磁机、旋转硅整流器）。可按照以下标准执行： a）采用自并励静止励磁系统的可按DL/T583（适用单机容量不小于10MW）或NB/T42163（适 用单机容量小于10MW）执行。 b）采用无刷励磁系统的可按NB/T42097执行。 6.8电气一次设备检测与评价对象应包括主变压器、厂用变压器、断路器、隔离开关、互感器、电力 电缆、母线及架构、防雷/避雷装置、接地装置、照明及安全设施等。电气一次设备现场测试应根据现

场检查和运行情况进行，现场检测应符合GB50150和DL/T596的相关规定。 6.9电气二次设备检测与评价对象应包括测量、控制和保护设备及其他辅助设备。电气二次设备现场 测试应根据现场检查和运行情况进行，现场测试应符合GB/T14285的相关规定，并按照NB/T42033、 NB/T42075、NB/T42094的相关规定执行。 6.10金属结构安全检测与评价对象应包括闸门与拦污栅、启闭设备、压力钢管及其管道附件等。金属 结构现场测试应根据现场检查条件和实际运行情况有选择地进行，检测、评价项目的指标可按SL101、 NB/T10349，并按照GB/T14173、SL105等相关规定执行。 6.11特种设备如起重机、压力容器等检测与评价内容应按相关规定执行。

7工作内容及其技术要求

应根据河流规划及最新气象、水文资料，对水文系列进行修正计算与插补延长，复核设计径流、设 计洪水和泥沙成果等。对于弃水较多的小型水电站提出增效扩容可利用的弃水量。

对于增效扩容涉及挡水、泄水、 引水建筑物和发电厂房改扩建的工程，应对工程地质情况 的评价或说明。应根据现场的检查和实际需要补充地质勘察工作。

7.3.1根据河流规划和电站接入系统现状要求，并结合工程所在地区的自然地理、社会经济及资源开 发利用状况，复核增效扩容工程任务。 7.3.2依据电站历年的水文、发电量、弃水量及电站现有设施、设备情况等资料，分析增效扩容改造 的必要性。 7.3.3说明电站建成以来的运行及上下游水位衔接情况，对水库特征水位及电站下游特征水位进行 复核。 7.3.4根据水工建筑物及设备现状、电站建成以来的运行和梯级水位衔接等情况，结合小水电机组特 性、河流生态流量、发电年利用小时、与上下游电站发电引用流量的协调，经技术经济比较后，确定合 理的增效扩容规模。 7.3.5采用相同的电量计算方法，对比分析增效扩容前后的水量利用率、多年平均发电量等参数，确 定工程任务和规模。

7.4.1增效扩容涉及的水工建筑物改造，应遵循以下要求： a）配合增效扩容规模，必要时可增加输水和调节能力； b 环境友好，便于改造施工； c）消除安全隐惠。 7.4.2应根据增效扩容发电引用流量，复核计算发电引水系统过流能力、结构强度、调压井涌浪及水 力损失等。对不满足要求的发电引水系统应经过技术经济比较后提出改造方案。 7.4.3应根据增效扩容改造方案，复核相关挡水、泄水建筑物及厂房楼板等相关内容的结构稳定性和 强度，提出改造方案，满足安全运维要求。 7.4.4 应按照增效扩容后厂内起重设备的容量，复核吊车梁和相关建筑结构强度。 7.4.5 5厂房改造设计应满足机电设备增效扩容改造方案、施工及运行条件，以及运行环境改善的需要。

7.4.6提高水能资源的利用率，可采取以下措施：

a）优化水库调度方案，有效利用水库弃水； b）有条件时可增加区间引水； c）适当加高大坝挡水高度，提高发电水头、增加调蓄能力和水量利用率； d）上游水库溢洪道增设控制闸门设备等措施； e）增大前池容量。 7.4.7 根据设施的现状情况，增效扩容相关引水建筑物改造可采取以下措施： a）完善引水渠首的排沙、排污设施； b) 加强引水隧洞或渠道的防渗处理、压力钢管内外表面防腐处理，降低粗糙系数； 改进发电进水口拦污栅结构、增加清污设施，减少过栅损失； d 对电站尾水池及相关下游河道清淤，改善尾水流态、确保发电水头； 对不均匀沉降的镇、支墩应进行加固处理或重建，老化严重的钢筋混凝土管道应进行更换 f 在严寒地区，应对水工建筑物和金属结构设备增设防冰冻设施。

a 完善引水渠首的排沙、排污设施； 加强引水隧洞或渠道的防渗处理、压力钢管内外表面防腐处理，降低粗糙系数； c 改进发电进水口拦污栅结构、增加清污设施，减少过栅损失； d 对电站尾水池及相关下游河道清淤，改善尾水流态、确保发电水头； e）对不均匀沉降的镇、支墩应进行加固处理或重建，老化严重的钢筋混凝土管道应 f） 在严寒地区，应对水工建筑物和金属结构设备增设防冰冻设施。

7.5水轮机及其附属设备

7.5.1水轮机改造方案应充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组理入部件和厂房建筑，节省 改造成本。埋入部件局部损坏，可采用新技术、新材料进行修复；确实需要更换的，应考虑结构安全， 施工方便。 7.5.2应根据引水系统和水轮机流道限制条件，选用能量指标先进、空化性能优良、运行稳定性好的 水轮机转轮，并复核水轮机吸出高度。 7.5.3选定增效扩容水轮机主要参数时，应结合最新水文水能资料和电站运行调度情况使水轮机运行 范围处于稳定、高效区间。水轮机的空化性能应符合GB/T15469.1的相关规定。多泥沙河流小型水电 站的水轮机宜在无空化条件下运行。 7.5.4多泥沙河流的小型水电站，原水轮机存在严重泥沙磨损时，增效扩容改造应根据过机泥沙资料， 对水轮机泥沙磨蚀影响进行分析评估，合理选择水轮机额定转速等主要参数，并对水轮机过流部件表面 及其结构采取抗磨蚀措施。 7.5.5进行增效扩容改造设计时，应对机组和输水系统的调节保证参数进行复核计算，对相关的辅助设备 按照经济合理的原则同步纳入增效扩容设计范围，并应根据水轮机性能参数复核调速系统性能参数。 7.5.6水轮机增效扩容改造应按照GB/T21718的相关规定，并符合以下要求： a）工作水头、流量与原设计条件相同，由于水轮机设备陈旧、性能落后进行增效改造的小型水电 站，应通过提高水轮机效率、优化水轮机结构等技术措施增加水轮机功率。 b） 工作水头、流量比原设计增大的小型水电站，可在提高水轮机额定水头和效率的同时优化运行 区域，达到增加水轮机额定功率、最大限度增加发电量的目的。 多泥沙河流小型水电站，应根据过机泥沙含量和泥沙特性，适当降低水轮机额定转速和过机流 速；改进水轮机水力和结构设计，采用抗磨蚀材料和保护涂层；尽量延长大修周期和使用寿命。 必要时，可提供1个真机转轮作为水轮机备品备件用。 7.5.7水轮机转轮更新后，原则上转轮进口高度应与固定导叶高度相匹配。若转轮叶片数目、活动导 叶数目或导叶相对高度发生变化，应进行专门论证。应复核蜗壳及座环的匹配度并更新相关埋件的 必要性。 7.5.8水斗式水轮机增效扩容改造时转轮水斗数选择应避免射流干涉和漏斗现象，同时应兼顾水斗的 布置和加工。 7.5.9增效扩容改造机组的推力轴承，应复核最大轴向水推力和轴承的承载能力。

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面、楔形瓦、自润滑免刮瓦结构。 7.5.11增效扩容改造后机组出力增加，轴承的载荷加大，为确保机组稳定运行，宜复核水轮机主轴及 联轴部件强度、水轮机导轴承荷载和水轮机顶盖、底环的刚度和强度。 7.5.12增效扩容相关的调速系统改造应符合以下要求： a）工作水头、流量改变的小型水电站，应根据选定的水轮机参数复核调速功等调节特性参数； b），调速系统改造宜采用全自动微机调速器，改造后的调速系统应满足开停机、快速并网、增减负 荷、事故停机等要求。 7.5.13调速器的改造应能在增效扩容后的各种运行工况下，可靠地控制机组，并能按调节保证计算要 求的时间开机、关机。调速器工作容量应经计算并留有一定裕量。 7.5.14增效扩容后调速器应满足自动调节及远方控制的各项要求，并可手动操作，满足机组调试、.启 动、事故及检修过程中的需要。 7.5.15调速器油压装置宜配置双泵，油压装置宜采用高油压（10MPa～16MPa）囊式蓄能器的结构型 式。对于采用直流内喷接力器的水斗式水轮机，其调速器油压装置油压等级不宜大于6.3MPa；对于转 桨式机组的内置奖叶接力器，若采用油压等级大于6.3MPa宜进行技术论证。 7.5.16调速系统宜设置导水机构全关位置锁定装置，并配置锁定装置投入和切除的位置信号。 7.5.17增效扩容相关的水轮机进水阀改造应符合以下要求： a）进水阀的漏水量超过相关规范的规定值时，应对其密封结构型式、密封材料进行改造，或更换 进水阀； b）进水阀应设置机械限位保护装置。 7.5.18水轮机进水阀的操作方式可采用手动、液压驱动、直流电机和交流电机操作等方式。对按无人 值班（少人值守）设计的水电站，进水阀应采用直流电机或液压驱动的操作方式。 7.5.19进水阀开启和关闭时间可调范围宜为60s120s。进水阀在水轮机额定流量时的动水关闭时间 不应超过增效扩容后机组在最大飞逸转速下的允许运行时间。 7.5.20进水阀所附的旁通阀可采用直通阀、角阀或针形阀。旁通阀的过流能力应大于水轮机导叶漏水 量；对于高水头电站宜采用针形阀。

7.6水力机械辅助系统设备

。辅助系统设备应满足节能、环保的要求。 6.2增效扩容相关的技术供水系统、排水系统改造，应符合下列要求： a）技术供水系统应能自动操作。应根据机组增效扩容改造后的技术供水要求，复核技术供水系统 设备及管路系统，进行必要的更新改造，满足机组安全运行要求。 b 根据无人值班（少人值守）的要求，技术供水系统应配置全自动滤水器、自动控制阀、示流信 号装置、水压测量装置等；轴承润滑水、主轴密封用水的水质应满足机组用水的要求， 厂内渗漏排水系统的排水泵不应少于2台，其中一台备用，排水泵应随集水并水位变化自动 控制。宜采用深井泵、自吸泵或潜水泵，有条件时也可选用离心泵。 d）埋设管路应进行检测及复核，锈蚀严重的埋管、明管应进行更换。 e） 检修排水系统宜与渗漏排水系统分别设置。检修排水泵宜设置2台。 管路系统的改造应根据现场条件设计布置，满足操作安全，施工方便的要求。 g）对设有厂区排水系统的电站，应根据新的暴雨参数对水泵的流量和扬程进行复核。 6.3低压压缩空气系统的改造，应满足机组增效扩容后的用气需求。机组制动、检修维护和水轮机 轴围带密封的低压空气压缩系统的压力应为0.7MPa~0.8MPa。

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7.6.4机组制动宜设置专用储气罐和专用供气管道。机组制动用气贮气罐的总容积应按同时制动的机 组台数的总耗气量确定。 7.6.5油系统的改造应满足机组增效扩容后的涡轮机油的用油需求。电站宜配置适当的油处理设备。 小型水电站可不设绝缘油系统。 7.6.6电站的起重设备应进行检测及复核，满足增效扩容后的吊装需要。应按照增效扩容后最重起吊 件对厂内起重设备的容量进行复核。超过原起重设备额定起重量时，应对起重设备进行改造或更新。 7.6.7电站的水力监测系统应满足增效扩容后水轮发电机组安全可靠经济运行、自动控制的要求。 7.6.8电站宜设置上游水位、下游水位、调压室水位、电站水头、拦污栅前后压差、水库水温的监测； 机组宜设置蜗壳进口压力、顶盖压力、尾水管进口压力、尾水管出口压力以及机组冷却水压力等常规测 量项目。根据需要也可设置机组过流流量、机组效率、机组振动及摆度、尾水管压力（真空）等选择性 则量项目。 7.6.9电站水力监测系统的改造应结合电站的自动化监控系统进行设计布置，以利于电站增效扩容后 的优化调度运行，

7.7发电机及其他电气设备

7.7.1发电机及与其相关的输变电设备，在容量上应与水轮机功率相匹配。 7.7.2单机容量小于800kW的，宜采用低压发电机，以降低电气设备投资。 7.7.3除更换发电机外，可采用更换通风冷却系统、更换定子绕组和转子磁极线圈、改造发电机轴承 等方式改造原有发电机。 7.7.4增效扩容改造后的定子绕组和转子磁极线圈绝缘等级宜采用F级。应在发电机基坑内装设加热 除湿装置。发电机组应埋设可靠的温度传感装置。条件允许时，宜采用密闭循环通风冷却方式。 7.7.5应对机组最大轴向水推力和推力轴承的承载能力进行校核计算。额定转速750r/min以下的立式 机组，宜采用弹性金属塑料推力瓦。 7.7.6增效扩容电站的电气主接线宜与改造前相一致。 7.7.7增效扩容设计方案宜根据电站增效扩容阶段的需要，提请电力部门进行水电站接入电力系统复 核计算。对于有防洪要求的水电站水库，应复核应急保安电源的容量或增加应急保安电源。 7.7.8励磁装置应采用微机型励磁调节器。励磁方式宜采用自并励励磁或无刷励磁。 7.7.9主变压器额定容量应满足增效扩容改造后的发电机额定容量。主变压器应选用新型节能变压器， 励磁变压器及厂用变压器宜选用新型节能干式变压器 7.7.10电气设备的更新改造应选择安全、节能、环保型产品，并符合下列要求： a）高压断路器应选择无油型； b）封闭式高压开关柜应满足“五防”要求； c）低压开关设备应具备3C认证。 7.7.11有条件的电站6kV～35kV高压配电装置宜选用户内成套开关柜，也可选用预装式组合变电站， 以改善设备的运行条件。 7.7.12增效扩容改造电站应复核过电压保护和接地装置的改造，其接地电阻应符合NB/T35050及 SL587的规定 7.7.13照明设计应尽量符合原工程建筑物内、外工作场所及通道的布置，按相关标准设置正常工作照 明和应急照明。无事故照明的应增设事故照明。 7.7.14电缆敷设应符合GB50217的要求。屋外电缆沟（或隧道）应有排水设施。

7.8继电保护及自动化

3.1电站自动化技术改造应符合SL229等相关规定。原则上宜达到无人值班（少人值守）的要

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7.8.2应满足电力系统对电站增效扩容改造后电气设备、调度管理、自动化、继电保护和安全自动装 置、计量及通信等方面的要求。 7.8.3电站的继电保护整定值应根据改造后的设备参数及保护配置重新整定计算。 7.8.4根据无人值班（少人值守）标准的要求，电站宜设置独立的、安全可靠的微机型保护装置。 7.8.5增效扩容后的电站应采用计算机监控系统。单机容量为800kW及以下的低压机组宜采用数字式 一体化控制屏，满足操作方便、经济适用的要求。 7.8.6根据无人值班（少人值守）标准的要求，机组制动系统及水轮机进水阀的操作应满足自动控 制要求。 7.8.7应根据增效扩容要求，配置可靠的水电站内部通信、对外通信及系统通信设备。 7.8.8宜增设视频监视系统作为辅助集中监控手段。 7.8.9宜设置必要的火灾自动报警系统。 7.8.10 应配置可靠、安全、环保的操作电源。 7.8.11 改造后的电站网络接入设备应满足电力监控系统安全防护接入要求。 7.8.12 其他水利工程情况、水情监测系统宜与小型水电站计算机监控系统实现数据共享。 7.8.13对于流域开发的各级小型水电站，经改造后应具备远方调度接口，宜满足流域梯级优化调度的 要求，以提高流域电站的整体发电效益。

7.9.2引水系统改造或大坝加高的小型水电站，应对原有的拦污栅、闸门和启闭设备进行复核或改造。 7.9.3现有闸门设备如存在腐蚀、变形、振动、严重漏水及不能正常运行等缺陷应进行改造或更新， 以确保闸门运行安全可靠。 7.9.4因锈蚀、变形等引起启闭力增加的闸门，应采用新型支承材料，改进闸门支承方式。 7.9.5应根据机组增效扩容后的水文、水位参数和运行条件，复核启闭设备的启闭力。泄洪闸门的启 闭设备应配置可靠的备用动力。

a）压力钢管锈蚀严重或损环程度达到SL226规定时，应进行改造或更换； b）漏水严重的压力管道伸缩节应进行更新或改造； c）漏水严重并已老化的伸缩节止水圈，应进行更换。 7.9.7机组进水口事故检修闸门和机组尾水检修闸门，宜设置充水平压设施，.严禁尾水闸门采用上游 高压水进行充水平压。 7.9.8启闭设备应配置可靠的荷载保护和行程监测保护装置；增效扩容改造后的电站进水口应设有可 靠的测压措施。 7.9.9增效扩容改造施工期间或电站运行期间，对闸门的存放、拼装、检修和锁定场所，应有总体设 计和布置，要求便于操作、维修和安全适用。 7.9.10金属结构的防腐应结合使用环境、运行工况、维护管理条件等因素，通过技术经济比较选定防 离改造方案，并满足安全施工及环保要求。

7.10采暖通风、消防及安全防护

1，应结合小型水电站增效扩容改造，对温度、湿度、噪声参数进行复核，综合电站的社会、经 不境效益，对超标的部分进行改造。 2地面式厂房的主机间、安装间和副厂房的通风方式宜采用自然通风。当自然通风达不到室内 数要求时，可采用自然与机械联合通风、机械通风、局部空气调节等方式。

7.10.3主、副厂房的工作区域室内温度低于5℃时，宜设置局部采暖装置。 7.10.4应结合小型水电站增效扩容改造，按照GB50987和GB50071的相关规定，复核电站的消防措 施，满足消防要求。 7.10.5机组旋转部位应采取安全防护措施，并应设置明显的安全警示标志。 7.10.6配电室长度大于7m且只有一个出口时，应设置安全疏散出口。 7.10.7对于高压配电等可能危及人身安全的场所外墙外保温标准规范范本，应设置明显的安全标志和防护设施。

8.1小型水电站增效扩容改造涉及度汛建筑物改造的项目，应尽量安排在非汛期降低库水位或放空水 库的情况下进行；汛期施工应认真考虑施工期间洪水的影响，按规范要求采取相应的度汛措施，以确保 安全。 8.2确定改造的设备或设施，设计时应充分考虑与原有保留设备设施之间的协调。 8.3应合理安排施工顺序和工期，减少电站的停机时间，提出安全过渡方案。 8.4应合理确定报废设备的拆除方案、新旧设备交界面的测量方案。 8.5对于在部分机组发电的同时其他机组进行增效扩容的，应全面注意施工安全及电力系统的接口 安全。 8.6对于非全部机组增效扩容改造的电站，应采用电气、机械隔断预防措施，建立操作规程及管理制 度，防止误操作。 8.7拆除前应进行技术交底，对保留的设备、设施采取适当保护措施，对孔口、孔洞采取封堵、安装 围栏等安全措施，保证施工安全。

9.1应结合小型水电站增效扩容改造，依据相关规定，复核生态流量泄放设施。 9.2电站原有生态流量泄放设施锈蚀或损坏严重时，应进行改造或更换，并复核生态流量监测措施， 满足生态流量泄放要求。 9.3应说明生产废水、生活污水的处理措施，施工粉尘的防治措施，燃油废气消减与控制措施，交通 扬尘防治措施，噪声防治措施，废物处置措施等。

10.2由于增效扩容改造工程的特殊性，投资概算应计列部分预留金，考虑以下特殊情况： a） 机组设备既有部分必须保留的部件（比如埋入部分），又需要拆除老设备、组织新设备的生产 和针对性的特殊部件修改； b 应预留老设备拆除过程中，发现新、老设备的接合面不能完全配套而需新增的工作内容； C 应预留可能增加的局部混凝土凿除和部分水工基础的重新浇注工作内容； d）宜预留可能新增的部分埋件更换等。 10.3工程单价应按经济合理的施工方法计算

11技术性能指标和要求

小型水电站增效扩容改造后机组功率和机组的综合效率资料范本，应符合以下要求： a）机组的输出功率应达到或超过增效扩容改造设计值。 b）应使电站多年平均发电量达到或超过增效扩容改造设计值。 c）额定工况下机组的综合效率宜分别达到下列指标

1）单机功率P<0.5MW时，不低于75%； 2）0.5MW≤P<3.0MW，为75%~82%; 3）3.0MW≤P<10MW，为81%89%; 4）P≥10MW，为88%及以上。 d）冲击式水轮发电机组的综合效率可适当降低。 11.2机电设备配套应技术先进、经济合理，改造设备的完好率应达到100%，与未改造设备应完全协 调配套。 11.3水轮机的装机吸出高度应满足或超过增效扩容改造设计值。 11.4水轮机的噪声和振动值应符合GB/T21717的相关规定。 11.5水轮机活动导叶更新后的全关漏水量，应符合GB/T21717的相关规定。 11.6水轮机进水阀更新改造后的漏水量，应符合NB/T42056的相关规定。 11.7增效扩容改造涉及的水轮发电机组及其附属设备、电站辅助系统等设备的安装质量，应符合NB/T 42041的相关规定

12.1小型水电站增效扩容改造完成后，应及时组织验收。 12.2小型水电站增效扩容改造验收，可根据工程任务设计要求，按SL168的相关规定执行。 12.3对更换或更新了主要设备的水电站，应根据NB/T42052的要求进行启动试验。 12.4对于局部增效改造的小型水电站，其试生产运行期限可适当缩短，并宜简化验收程序。