摘要小水电综合能效较低，应通过科学设计选型，优化调度运行，修订提高并网功率因数考核标准，做好无功功率就地平衡等措施，使电能损耗降低5～10，提高水能资源利用率，发挥出小水电的应有效益。

关键词设计选型优化运行功率因数

随着社会对能源需求的不断增长，建设节能型社会已提到重要战略高度，我国的能源政策是“开发与节约并重”，政府部门带头垂范，从节约一吨水、一度电做起，引导社会各方面各阶层做好节能工作。电力是能源战略的重要组成部分，如何节电、节能已成为举国上下关注的焦点,本文就小水电设计选型和运行中有关如何提高水能转换效率、发电效率及减少输变电损耗、修订并网功率因数考核标准等方面做出论述介绍，供有关行业参考。

一、提高水工设施能效

低水头大流量的河床式、坝后式水电站，应减少进水口和拦污栅水头损失，进水口应力求顺畅，拦污栅应采用宽面布置，不要太密，尾水渠要尽量宽深，调节水库应充分注意保持高水位运行。中高水头的引水式水电站，尽量采用有压引水，力求采用优化调节运行，压力管道截面要从节能降耗方面比较确定，特别是较长的管道，以等径变管厚为宜。如某电站设计水头220m，有压引水钢管长760m，额定引用流量0.63m3/s，在初步设计时选择下段管径为0.5m，厚度为10mm，上段管径为0.6m，厚度为6mm，计算重量为82t，计算水头损失为11.4m，最大损失功率55kW，年平均损失电能15万kW·h，施工时采用上下段管径均为0.63m，厚度为5-6-8-10mm，计算重量为86.5t，计算水头损失减少为6m，最大损失功率为30kW，年平均损失电能为8万kW·h，增加4.5t的钢管，年减少电能损失7万kW·h，一年半就可收回投资。

二、水轮机选型与节能

水轮机的节能，最大方面是注重转轮的最高效率和实际运行区的效率，现在水轮机转轮的品种和规格很多，可以通过选择转轮型号和直径，使水轮机在最优工况运行，还可以在一个电站内选择不同型号和直径的转轮，甚至可选用不同类型的水轮机，如径流引水式中水头水电站，采用斜击式与混流式水轮机混用，以保证兼顾流量变化的运行工况外仍具有较高的效率，而以前不注意能效，都按电站同一种转轮考虑，台数也尽量少选，更不考虑使用两种类型水轮机。小水电的水轮机如能满足并网运行时的稳定性，就不宜配飞轮，而应尽可能用两支点形式，效率至少可提高1。低水头机组的安装吸出高程应尽量低，理论上虽有相应规定，但实际上正吸出高程段尾水管的能量回收是很有限的，经常产生低水头机组的效率达不到，基本上都把尾水管的吸出高度计入设计水头。另外就是要购买效率高质量好的水轮机，虽好的厂家水轮机价格可能高10，甚至20，但水能转换效率可提高3～5，以HL220-WJ-50型水轮机工作在52m水头为例，效率差3（好的水轮机效率可达89，差的则达不到86）也就是27kW，发电装机的综合造价按5500元/kW计算，价值近15万元，而水轮机出厂价相差不到3万元，按机组年利用小时4000h计算，约1年就可收回增加的投资，质量好的水轮机使用寿命也长，维修费用少，影响发电少，效益明显。有的电站甚至购买旧水轮机使用，或老旧差的水轮机一直不进行更新改造，不仅经济上不合算，同时也浪费大量水能资源。

三、发电机选配与节能

从现代小型同步发电机励磁类型和制造使用情况看，无刷励磁的发电机效率较高，可控硅整流次之，机械励磁和电抗分流励磁较差。无刷励磁发电机的主励磁电流回路最短，损耗最少，其他回路损耗更微小，目前主要使用在12极100～630kW以下小型发电机，一些低转速的和800～2000kW高压机组较少选用，主要是旋转整流二极管容量（现已有很多大电流整流元件可供选配）、励磁电流观测和停机灭磁等问题，其实对小机组励磁电流观测（可在交流励磁机调节电流和并网功率因数加以间接测控）和灭磁（非电机内部短路停机灭磁无大作用，内部短路机率极少，慢速灭磁也不会造成严重后果）不是很必要，转速低的电机可通过增加交流励磁机定子磁极的对数解决，该励磁方式可使整机发电效率提高约1，价格便宜，运行可靠，占地也少，值得广泛采用。可控硅励磁主要在极低转速和较大容量同步发电机使用，机械励磁和电抗分流励磁最好不用，小容量（500kW以下）发电机组最好使用异步发电机，综合效率可提高1～2。

容量选配也是小型发电机节能的一个主要措施，以前生产的微小型同步发电机，额定功率因数满载的励磁损耗功率约占标称额定功率的2.5，发电机定子铁芯损耗一般在2.0，定子线圈功率损耗一般在5.0，现在生产的同步发电机一般分别相应减少为2.0、1.5、4.0，但电机的综合发电效率一般也只有92.5左右（容量较小的只有90左右，容量较大的一般可达95）。从节能的角度讲，负荷率控制在80较好，综合考虑节能和造价，一般负荷率控制在90～95为好，特别是利用小时较高的机组，应尽量不要满负荷甚至超负荷长期运行，也不要低于30负荷运行。当然这是指目前普通电机厂电机制造效率低而言，现在小型同步发电机与全国统一制定标准设计的节能变压器、节能交流电动机相比，效率相当低，习惯上也都不标明损耗和效率。

四、机组配套和运行节能措施

水轮机宜工作在最佳效率区，偏离该工况效率将大幅度下降，尤其是轴流式、贯流式和混流式，只有冲击式水轮机最高效率区较宽，发电机则工作在额定功率（容量）的70～90范围效率较多，综合水轮机和发电机工作效率的特点，一般以水轮机运转特性曲线中最高效率点对应的出力（如水头变化范围较大，按最大工作水头计算）乘以电机效率，按发电机最佳负荷率0.9计，节能效果最好。有的设计人员经常把电机配小，使之处于超负荷运行，被业主误认为机组好，设计水平高，而实际却是浪费资源，要么电机在高损耗区运行，要么水轮机在低效率区运行，始终没有一个最佳效率区。就运行方式而言，日调节以上（有压引水）的电站容易做到优化高效运行，如是径流（引水式）水电站，则应通过选择开大小容量的机组，适应流量（发电出力）较多的变化，流量小到机组进入严重低效率区运行时，则应利用前池（或修建不完全日调节池）和尾部渠道或引水坝共同短时蓄水，采用间歇开停机方式发电运行，保证机组具有一定的发电效率，尤其是反击式水轮机组更为重要。另外还应在值班厂房装设水位落差观测装置，使水库或前池在合理的水位范围内运行，压力管道、压力隧洞较长的应尽量按平衡负荷运行，一般少承担调峰，以利于节能。

五、变压器选择与节能

配电变压器的选择已介绍很多，从效率理论上讲，当变压器的可变铜损和固定铁损相等时运行效率最高，现在一般1000kVA左右的S9型节能变压器，空载损耗只有负荷损耗的16（满载总效率已达98.8），即负荷率在40时效率最高，电站升压变也是一样，不要经常处于满载甚至超载运行，电站装2台机组，完全可选1台升压变，3台机组可选2台或1台，4台机组选2台，容量选择应是机组总功率的1.25倍后再加大（或高靠）一个容量等级。如某电站装机2×320kW＋1×200kW，选择1台1250kVA变压器比选择1台1000kVA或选400kVA＋630kVA各1台合算。变压器容量选大一个等级，运行寿命和可靠性都将提高，增加投资（减少电能损耗）的回收年限一般在3～5年。另选择升压变的变比要适当，一般比输电线路的额定电压高10，通过调整无载分接开关，使发电机保持在额定电压运行，不应偏离太多，电压过高或过低对节能都不利。

六、电线、电缆、高压线路的选择与节能

以前有色金属较紧缺，选择导线一般偏向按安全电流、电压降、机械强度的原则，较少顾及经济电流和节能。而现在，则应按增加导线截面而增加的投资（导体截面增加占输配电总造价的比例不高）及减少电能损耗5年左右能回收的原则，选定导体截面，虽消耗有色金属较多，但长远的节能效益还是较为显著的。应尽量减少0.4kV配电路径长度，农村的小水电和用电户往往比较分散，发供用各方应统一布局10kV公用配电网，尽量减少迂回送电，送电路径较长的10kV线路，应在末端装高压电容补偿，发电站基本少送无功功率，尽量保持额定电压运行，运行电压偏离太多对节能不利。小水电比较集中连片的应协调统一联接后架线输电，容量达1500kW、输送距离在8～10km以上的可选择轻型35kV线路送电，既节省投资又可节能。如梅山乡龙口片有小水电5处共2945kW，原由2条10kV路送入前坪变，主线长度分别为10km和8km（导线为LGJ-50），电能输送损耗高达10以上，丰水期都无法正常输电，电压抬高到无法运行，后来统一建设小型户外3150kVA升压站，将1条LGJ-50导线改架为15m拔梢杆、角钢横担、合成绝缘子的轻型35kV线路，投资35万元，线损降为2以下，年节约电能90万kW·h，不到2年就收回投资。优化选择离负荷中心近的、输电线路短的电站作为调峰运行，有利于节能。

七、并网功率因数考核及调整修订

农村小型水电站从独立运行到连成乡网、县网，现在又并入省级电网运行，以前小电网自然功率因数低，又无补偿设备，所以小型发电机的额定功率因数都统一按0.8设计，1978年国家水利电力部文件规定，并网功率因数按0.8考核。随着电力电容补偿设备和技术的进步，完全可以做到在用电户、配变电站内进行无功补偿，基本做到无功功率就地平衡，使输配电线路基本不输送无功功率（发达国家如日本早已实现），大大减少发、输、配电过程的电能损耗。我国大中型发电机的额定功率因数一般按0.9或0.95设计，而小水电并网发电计量至今还一直按功率因数0.8考核，加上升压输电联网过程中的无功损耗，发电机的实际运行功率因数经常在0.75左右。虽然小型电机设计上允许在额定功率、额定功率因数长期运行，但这是指电机温升在最高允许值的约束下，所能承受的最大运行容量，若电源端电压大量抬高，升压变则只比额定电压高10，有的发电机在超过额定电压的10以上范围运行（如低压电机在0.45kV运行），温度超过75℃以上，励磁系统也超出运行范围，电能损耗严重加大，电气设备故障率、事故率提高，寿命大为降低。例如大田县某电站装机2×500kW，10kV送电线路10km，导线为LGJ-50，当2台机满负荷在功率因数0.8运行时，包括发电机、出线电缆、升压变（0.4/11kV）、输电线路的有功功率可变损耗为148kW，损耗率为14.8，机端电压抬高到0.45kV（变电站10kV母线电压常保持在10.5～11.0kV），运行状况和电能损耗很恶劣，如2台机满负荷在功率因数0.9运行时，相应有功功率可变损耗则降为117kW，损耗率为11.7，减少3.1，如功率因数提高到0.95运行，有功功率可变损耗则降为105kW，损耗率为10.5，又降低了1.2。综上所述，提高农村小型水电站的运行功率因数,不仅节能很显著，还可改善小型发电机的运行可靠性、安全状况，延长设备使用寿命。现在，国家大力提倡节能、节约，小水电的并网考核功率因数却未能及时进行修改，其原因主要是对小水电的歧视，损耗由电站承担（计量装在并网侧，还加扣线损）。建议国家电监会协调供电和小水电主管部门，尽快修订小型发电装置并网和用电户、输配电功率因数考核管理办法，在变电站或负荷中心并网计量的发电厂，按功率因数0.894（无功与有功电量比为50）考核，在电站高压侧计量的按0.857（无功与有功电量比为60）考核，少发无功电量按0.01元/kvarh扣减上网电费（无功电量计价原则为补偿收益法，如100kvarh无功补偿设施，需投资约3000元，每月可补无功电量7.2万kvarh，电费720元，不到半年就可收回投资），超发无功不奖（只选定离负荷中心或变电站近、较大容量的电站作调压，其超发无功按0.01元/kvarh计价），这样，小型发电机运行功率因数将在0.838～0.819范围内（有功与无功电量比为65～70,升压变和输电线路约损耗无功15左右，使送到变电站的有功与无功比例为50～55，电网用电平均功率因数约0.9，有功与无功电量比为48），从而做到无功功率的合理平衡，可使全社会小型发电装置的发输电效率平均提高2以上，这样具有很大的节能和经济意义，而且很容易做到。　

八、结束语　

较大容量电站（装机1万kW左右）的综合能效（水能理论值实际送网电能值）可达80左右，而目前很多小水电站（装机1600KW以下）的综合能效只有70左右，低了约10。小水电最大的不足之处在于能效低，而社会上认为小水电质量不好，根本是误解，质量并没有差别，差别在于小电网设施和管理水平较低，供电质量和可靠性较差。根据笔者20几年的实践经验和做法，在微小型水电设计选型和运行中，如重视搞好节能工作，使综合能效提高5～10完全可以做到，但是大多数时候没有得到真正重视，有的是业主和设计人员在建设时共同做，有的是运行上的综合措施，小水电规划设计单位、机电设备生产厂、电力生产和供应企业、发供电综合监管部门应携手共同努力，提高发变电设备的效率，优化设计选型，科学调度运行，合理修订并网功率因数考核标准，做好无功功率就地补偿平衡，尽量减少电能浪费，使宝贵的水能资源发挥更大的效益。