农村小水电降损增效技术

第1章绪论 农村水电的开发利用为我国经济建设的可持续发展和低碳绿色生态文明建设提供了重要支撑。我国小水电总体开发率尚在小水电可开发资源的58.6％的水平，仍有巨大的后续开发潜力。 本章重点介绍农村小水电概况、特点、主要存在问题，小水电能效现状、降损增效的需求及发展趋势。 1.1农村水电概况 19世纪，随着水轮机和发电机的相继发明，人类开始利用水力发电。1878年，世界上**个水力发电项目点亮了英格兰诺森伯兰乡村小屋的灯；从诞生时的简易装置到大型水电站，从就近供电到远距离输送，时至今日，水电以其跨越式发展，在世界能源舞台上占有着一席之地。根据国际能源署2021年发布的《水电市场特别报告》，在过去的20年里全球水电总容量增长了70％，水电已成为全球低碳电力的*大来源，其发电量超过其他可再生能源发电的总和。 农村水电是指装机容量5万kW（国内标准）及以下的农村地区水电站。作为可再生能源之一，我国农村小水电具有规模适宜、投资省、工期短、见效快、可就地开发、可就近供电等优势。经过多年发展，以小水电为主体的农村水电在建设农村电气化与小水电代燃料工程、农村小水电扶贫工程、解决山区农村供电、促进区域经济发展、改善农民生活条件与生态环境、调整当地产业结构及保障应急供电等方面发挥了重要作用。 《世界小水电发展报告》（WSHPDR2019）显示，全球小水电（低于10MW）的总装机容量为78GW，小水电（小于10MW）装机容量约占世界电力总装机容量的1.5％，占可再生能源总装机容量的4.5％，占水电总装机容量的7.5％。世界上仍有约66％的小水电资源未被开发。 我国是小水电资源丰富的国家，低于5万kW的小水电可开发资源约为1.28亿kW，遍及30个省、自治区、直辖市的1715个县。 在风电发展面临电网瓶颈制约、太阳能光电转换效率不高以及日本福岛核危机后世界各国普遍对发展核电持审慎态度的大背景下，水电具有技术成熟、调度灵活、安全可靠等优势，优先发展水电得到广泛认可。“十一五”“十二五”期间，我国中小水电更是得到快速发展，中小河流水能资源得到了有效的开发和利用。截至2016年末，我国建成的装机容量5万kW以下的电站数量达到*高峰47529座，全国农村水电装机容量超过0.75亿kW。“十三五”期间，我国小水电站的建设更加关注绿色发展需求，以增效扩容改造与生态恢复为主，部分电站淘汰退出运行，小水电站数量有减少趋势。 历史上农村小水电站为解决广大农村地区，特别是偏远地区无电、缺电人口的用电问题，助力乡村经济发展发挥了重要作用。 截至2020年底，全国共有农村水电站43957座，农村水电总装机容量达到8133.8万kW，占全国农村水能资源技术可开发量的63.5％。全国农村水电发电量达2423.7亿kW h，占农村水能资源技术可开发量的45.3％。开发率较高的省份主要集中在我国东部、东南沿海和中部地区。2020年，小水电发电量相当于2.15个三峡水电站的年发电量，相当于每年节约7400万吨标准煤，减少二氧化碳排放1.85亿吨。 1.2农村小水电存在的主要问题 尽管我国农村小水电事业取得了巨大成就，并将继续获得新的发展。但是，随着我国农村小水电开发建设时间的推移，也产生了制约农村水电可持续发展的诸多问题，主要体现在以下几个方面： （1）老旧电站数量众多。我国1995年底前建成且尚在运行的农村小水电约有2.2万座，装机容量1800万kW，电站运行超过20年，各种问题不断涌现。 （2）老电站技术落后、设备老化。许多小电站建设时小型水轮发电机组综合效率为75％左右，加上多年运行，效率逐年下降，目前机组综合效率多在65％以下；经测算，通过增效改造和节能降耗，平均增效潜力可以达到20％。 （3）水能资源利用效率低。小水电建设时设计水平低、水文系列短、机电设备型号不全等原因，导致水轮机组选型不当，长期偏离*优工况运行，损耗严重且能效低下；汛期弃水过多，并缺乏流域梯级联合调度，总体发电潜力未得到充分发挥。 （4）安全隐患多。老旧电站存在泄洪设施破损、挡水和引水设施失修、压力管道老化锈蚀等问题，在当前全球气候变暖、极端气候现象增多、集中暴雨频繁的情况下，极易引发公共安全事故。 （5）供电保证率低。农村水电配套电网地处偏远，随着农村小水电的快速发展，形成了以农村水电供电为主的农村小水电直供电片区电网，目前，尽管小水电直供片区都纳入国家电网统一管理，但很多地方没有进行农村电网改造，普遍存在设施陈旧、线损率高的情况，造成供电保证率低。 （6）河流生态环境受到影响。近年来，引水式电站枯水期运行导致部分河段减水脱流问题有上升趋势，对河流生态环境造成了不良影响，有限、有序、有偿开发利用水能资源，推进绿色水电建设，发挥小水电保护生态环境的作用已经成为水利部门加快转变农村小水电发展的理念。 农村水电跟大水电有一定区别，具有单站规模小、分散分布、就地成网供电的特点，需要研究农村水电高效开发的新材料、新技术和新设备，为节能高效型的农村水电站提供技术保障。因此，不管是量大面广的农村老电站，还是新建水电站，都急需研究农村水电高效发电技术。 1.3农村小水电能效现状的调查分析 为了深入地摸清我国农村水电能效现状与影响农村水电能效的因子，提出改善能效的措施，开展我国农村水电能效现状的调研。调研采取大数据统计分析与部分电站实地现场调研相结合的方法。通过对开展农村水电增效扩容改造的浙江、重庆、湖北、湖南、广西和陕西6省（区、市）的733座电站的改造前机组效率、前3年平均年发电量等数据的搜集，摸清我国建成于1995年之前、效率相对低下、亟待更新改造电站的分布与规模大小等总体情况。此外，为了更加深入地研究水电站各个组成部分的能效影响因素，筛选出主要的影响因素，提出科学可行的实用检测技术，研发符合农村水电站特点的检测设备，项目组选择了部分典型电站开展了现场实地调研。调查对象包括影响农村水电能效的挡蓄水建筑物（水库）、发电引水建筑物（进水口、隧洞、渠道、调压井、前池、压力管道等）、金属结构（拦污栅、闸门）、机电设备（水轮发电机组、输变电设备等）以及运行调度方式等。调查问卷为研究我国农村水电能效现状提供了**手资料，为后续农村水电能效指标体系的构建奠定了坚实的基础。 1.3.1水电站机组效率调查分析 问卷调查涉及的浙江、重庆、湖北、湖南、广西和陕西6省（区、市）的项目共733个，调查结果统计列于表1-2，电站机组综合效率如图1-1所示。这些项目改造前总装机容量866988kW、前3年平均年发电量272412.5万kW h，改造后装机容量1146415kW、年发电量413049.9万kW h。项目按所有制划分，国有独资、控股的393个，参股的158个；农村集体独资、控股的135个，参股的47个。按功能划分，综合利用项目581个（其中完成水库除险加固的167个），发电项目152个。属水利系统直接管理的243个。目前国产小型水轮发电机组平均综合效率为85％左右，部分型号在*优工况下超过了93％，已经达到世界先进水平。问卷调查的这733座电站都建成于1995年之前，当时小型水轮发电机组综合效率为75％左右，加上多年运行效率逐年下降，目前机组综合效率多在67％，近半数机组已达到或超过报废年限。附属电气设备自动化程度低，能耗高，故障多，部分设备属于国家明令淘汰的产品，备品备件已无从购买，每年仅因设备故障损失的电量就达8％。通过增效改造和节能降耗，平均增效潜力可以达到17％以上。例如，全部调查的733座电站里，改造前机组综合效率*低的电站——重庆市黑巷电站仅有25％；湖北来凤县龙板电站已投运30多年，机电设备严重老化，综合效率只有31％，建筑物年久失修，厂房多处渗水，渠首进水闸门锈蚀，渠道外墙濒临坍塌；湖南辰溪县罗子山坝后电站已运行20多年，机电设备严重老化，综合效率只有55％，厂房裂缝逐年增大，安全隐患严重。 1.3.2水电站机组容量统计分析 机组效率按机组容量分类统计列于表1-3，其中500kW以下（含500kW）的 电站有430座，占调查总数的59％，这些电站的额定装机容量108543kW，运行25年后的平均效率为65％；500kW以上至1000kW（含1000kW）的电站有130座，占总数的18％，这些电站的额定装机容量96340kW，运行25年后的平均效率为66％；1000kW以上至2000kW（含2000kW）的电站有74座，占总数的10％，这些电站的额定装机容量107420kW，运行25年后的平均效率为68％；2000kW以上至5000kW（含5000kW）的电站有60座，占总数的8％，这些电站的额定装机容量193030kW，运行25年后的平均效率为75％；5000kW以上的电站有39座，占总数的5％，这些电站的额定装机容量362065kW，运行25年后的平均效率为74％。 虽然此次问卷调查的电站数量只有733座，但与全国农村水电的现状是基本吻合的，能说明全国农村水电效率概况，具有一定的代表性。从数据上看，半数以上的电站是500kW以下的小电站，5000kW以上的电站虽然数量上不足10％，容量之和却占了总容量的近一半。容量越小的电站效率越低，容量越大的电站效率越高。 改造完成后，受技术限制，也呈现容量越小的电站效率越低，容量越大的电站效率越高。按机组容量分类综合效率、各容量段电站数量分布如图1-2、图1-3所示。 1.3.3水电站调查揭示的问题 通过对问卷调查项目深入分析以及实地考察，总结了农村水电增效扩容改造项目存在的主要问题。具体表现在如下7个方面： （1）设备或设施已接近或超过使用年限、效率低、能耗大、存在技术缺陷和安全隐患。水轮机通流部件磨蚀严重，难以保证安全运行；电气设备老化严重，绝缘性差，绝大部分器件已属淘汰产品；金属结构设备锈蚀严重，拦污栅配置或结构不合理，压力管道较小，水头损失过大；主变压器额定容量配置不合理，多为高能耗型变压器；主要水工建筑物（挡水坝、引水渠、厂房等）和金属结构设备年久失修，其安全性降低；引水系统的渗漏损失过大，糙率大，不能满足过流要求。 （2）许多老电站的机组生产于特殊年代，水力模型性能差。受当时条件制约，机组水力模型多为苏联与美国等于20世纪40～50年代研制的机型，效率偏低，制造技术落后，总体能量指标较差。加上当时技术水平有限，可供选择的机型很少，水轮机不是按电站实际条件设计而是硬性套用定型图纸，致使原来水力效率不高的转轮又偏离高效率区。部分水电站使用的HL180、HL240、HL260、CJ20、CJ22、ZD510、ZZ600等型号转轮，属于国外20世纪30年代至40年代的技术水平。经过多年运行，这些老机组效率一般都下降了8％～10％，部分运行条件较差的机组效率下降甚至超过15％。此外，有些电站设计时由于缺少必要的水文资料，所以电站建成后实际的来水量和水头与设计工况不符；或电站由于泥沙淤积，下游水位提高，使得电站的发电水头降低，导致水轮机组选型不满足水工条件，机组长期偏离*优工况运行。例如，岳池县某电站于1963年投运，水轮机设计水头范围为16～29m，限于当时的制造能力，实际投产水轮机运行水头范围为8～22m，严重偏离正常运行工况，致使机组出力仅为额定出力的70％左右。 （3）安全隐患多。由于当时设备制造技术水平所限，加上这些年来各地对老电站维护投入不足，所以整个机组跑、冒、渗、漏现象严重，机组整体故障率高，机组“带病”运行，难以保证安全。 （4）自动化管理程度低。目前可以实现“无人值班，少人值守”自动化管理