克里雅河流域水电站接入系统方案研究

张慧娥，朱婷婷

（新疆工程学院能源工程学院，新疆乌鲁木齐，830047）

0 引言

于田县电网在和田电网覆盖之下，截止2020 年底，于田境内电源总计有4 座电厂，总装机容量47.75MW。2020 年于田县最大负荷为114MW，随着于田县经济的发展和电能替代工程的实施，负荷将持续增长。县境内现有电源无法满足全县供电需求，所需下网负荷较大，电源装机容量不足，需加快电源建设。

1 工程概况

克里雅河发源于昆仑山北麓的克里雅山口，流域内有海拔6962m 的穷木孜塔格峰，河流大体的流向为自南向北，经于田县后进入塔克拉玛干大沙漠南缘，最终消失于浩瀚的沙漠中。克里雅河流域至昆仑渠首的低山区河段梯级水电站采用“一库五级”方式开发，总容量为135MW，其中一级水电站（3×8MW）已建成投运，后续规划报装容量为111MW。三级水电站坝址位于普鲁河汇合口下游0.7km 处，坝址处多年平均流量22.7m3/s，多年平均年径流量7.16 亿m3，装机容量30MW。三级水电站工程规划2021 年5 月开工建设，2022 年3 月底完工建成投运。

2 电力消纳分析

根据于田县电力平衡分析可知，随着于田县经济进入大发展阶段，用电负荷逐年增加，导致于田电网需电量也逐年增大。于田县地区电网电源装机容量较小，主要为水利发电，夏季水电大发时，在考虑无备用负荷时，于田县在2021 至2025年将出现76MW到86MW电力缺口，冬季水电出力严重受阻，于田县在2021 至2025 年将出现75MW 到128MW 的电力缺额。

本着就地就近消纳的原则，避免电力长距离传输，于田县克里雅河四级梯级水电站的水利发电应立足于和田地区于田县内进行消纳，本期三级水电装机容量30MW，可以在于田县内全部消纳，后期111MW 水电在于田县内及和田地区进行消纳。

图1 方案一、方案二接入系统图

3 接入系统方案

3.1 接入电压等级选择

克里雅河梯级水电站后期共有四级水电站，根据表1 水电站容量，参考《小水电站接入系统技术规定》[1]，宜考虑将该流域内水电项目集中送出。根据该流域水电站所处位置来看，采用220kV 和110kV 电压等级均能够保证整个流域水电站可靠送出，但是从电网角度分析来看，采用220kV 电压等级存在如下问题：

表1 克里雅河流域水电站开发计划一览表

（1）增加电网公共变电站的负载率

根据电力平衡消纳分析，本期水电站消纳方式为就地消纳，克里雅河流域采用220kV 电压等级接入于田变的220kV电压等级侧，然后需通过主变压器降压后给用户供电，需占用主变容量，当用电负荷不断增加时，变电站主变负载率随之增加，主变压器容易接近满载，不利于变电站的可靠运行。倘若采用110kV 电压等级接入系统，水电送出直供负荷，转带220kV 变电站部分用电负荷，从而降低220kV 变电站的主变负载率[2]。

（2）水电站重复升降压增加电能损耗

由于该流域水电站装机容量较小，采用220kV 电压等级接入，水电站需要两级升压，接入公共变电站后，至少又需要通过两级降压后送达负荷，增加了电能损耗。若采用110kV 电压等级接入系统后，只需要通过变压器一级降压后给用户供电，从而减少电能损耗。

（3）增加电网和水电站的投资

若采用220kV 电压等级接入系统，汇集站侧主变压器、高压侧配电装置设备均按照220kV 电压等级选型，电网侧变电站配电装置电气设备及线路杆塔也需按照220kV 电压等级选型。因此，克里雅流域选用220 kV 电压等级接入系统大大增加了工程投资。综上分析比较，建议克里雅河流域梯级水电站以110kV 电压等级统一接入电网，有利于水电站电力的可靠送出和就地消纳。

3.2 接入系统方案及远期规划设想

根据水电站在电网中的位置关系，本期三级水电站距110 kV 音田（于田变至一级水电站）线约2 km，距一级水电站约8 km，距于田220 kV 变约64 km，根据相关电站位置距离关系提出以下2 个接入系统方案：

（1）方案一（推荐方案）

在三级水电站（巴什康苏拉克水电站）建设1 座110 kV升压站，将110kV 音田线开口接入至本期水电升压站，导线选用LGJ-185 钢芯铝绞线，新建线路长约2×1.7 km。

（2）方案二

在三级水电站（巴什康苏拉克水电站）和四级水电站（买当土孜水电站）之间建设1 座110kV 升压站，由于田220kV变出1 回110kV 线路接入至本期水电升压站，导线选用LGJ-240 钢芯铝绞线，新建线路长约55km。

（3）方案技术经济比选

①从网架结构及电力送出的可靠性

方案一：克里雅河流域内后续四级梯级水电站联合吉音水电站送出通道统一送出，即将110kV 音田线开口接入至本期拟建的升压站（巴什康苏拉克水电站），中期在新建1 回110kV 线路至于田220kV 变，最终形成吉音水电站-三级（巴什康苏拉克水电站）-于田变的送出结构，正常运行方式下，满足吉音水电站（24MW）和三级（巴什康苏拉克水电站30 MW）的送出要求。该方案网架结构清晰，但吉音水库电站与本次开发其他水电站分属于不同的业主，吉音水库的计量需改在汇集站进线处，产权结构需从新规划。近期电站建设中会影响吉音水库电站的发电运行。

方案二：考虑克里雅河流域内后续四级梯级水电站和吉音水电站送出单独送出，由于田220kV 变直接出2 回110kV线路接入110kV 汇集站，最终形成了三级电站-于田变和吉音水电站-于田变的送出模式，网架结构清晰，水电站产权分明，送出可靠性较高。

②从工程量及实施的难易程度分析

方案一配出110kV 线路工程线路廊道较开阔，工程量小，施工难度较小，工程周期较短，可以保证三级水电站按期投产。

方案二本期新建55km 的110kV 线路，线路工程量较大，施工周期较长，需多占用1 个110kV 线路廊道及1 回110kV出线间隔，电力资源合理利用性较差。

③远期克里雅河流域水电站送出方案规划

根据后续水电站建设时序，计划2023 年买当土孜电站（四级40 MW）建成投产，考虑将四级电站汇入前期升压站送出。

中期送出方案为：在四级水电站（买当土孜水电站）建设1 座110kV 升压站，新建1 回110kV 线路接入前期110 kV 升压站，时同时新建1 回110kV 输电线路至于田220 kV 变电站，线路导线选为LGJ-240 型钢芯铝绞线，线路长约55 km。

远期二级水电站距前期升压站较近，五级水电站距前期升压站较远，考虑避免功率迂回，就近破口接入前期110kV 升压站至于田变线路，网架结构清晰，电力送出可靠性较高。

远期送出方案：在二级水电站建设1 座110kV 升压站，新建1 回110kV 线路接入前期110kV 升压站，在五级水电站建设1 座110kV 升压站，开口前期110kV 升压站至于田变线路接入，新建线路导线选为LGJ-240 型钢芯铝绞线。

远期方案最终形成三级-五级-于田变-三级-基音水电站的三角环网结构，正常运行方式下，满足克里雅河流开发的水电总规模111 MW 和吉音水电站24 MW 送出要求。该方案网架结构清晰，电力送出可靠性较高。

3.3 潮流计算

根据和田电网结构和负荷及电源分布特点，采用电科院《电力系统综合分析程序》7.12 版进行系统的潮流分布及各点电压水平计算，检验推荐接入系统方案的合理性。

图3 远期克里雅河流域水电站全部建成后潮流图

通过对推荐接入方案的潮流及调相调压计算结果可知，远期克里雅河流域水电站全部建成，推荐接入方案可以满足水电的送出要求，潮流分布合理，无过载线路。

4 结束语

（1）根据和田地区和于田县电力市场预测及电力消纳能力分析，于田县电网电源装机容量较小，主要为水利发电，电力缺口较大，克里雅河流域水电站建成后，可以在在于田县内及和田地区进行就地消纳。（2）根据克里雅河梯级水电站规划位置及与周围电网建设情况，推荐采用方案一接入，方案一网架结构清晰，可靠性较高，工程量较小，经济性好。（3）对方案一远期接入系统方案进行潮流计算，根据计算结果显示，各母线电压水平可以满足要求，潮流分布合理，无过载线路，方案合理可行。