克里雅河流域水電站接入系統方案研究

張慧娥，朱婷婷

（新疆工程學院能源工程學院，新疆烏魯木齊，830047）

0 引言

于田縣電網在和田電網覆蓋之下，截止2020 年底，于田境內電源總計有4 座電廠，總裝機容量47.75MW。2020 年于田縣最大負荷為114MW，隨著于田縣經濟的發展和電能替代工程的實施，負荷將持續增長。縣境內現有電源無法滿足全縣供電需求，所需下網負荷較大，電源裝機容量不足，需加快電源建設。

1 工程概況

克里雅河發源于昆侖山北麓的克里雅山口，流域內有海拔6962m 的窮木孜塔格峰，河流大體的流向為自南向北，經于田縣后進入塔克拉瑪干大沙漠南緣，最終消失于浩瀚的沙漠中。克里雅河流域至昆侖渠首的低山區河段梯級水電站采用“一庫五級”方式開發，總容量為135MW，其中一級水電站（3×8MW）已建成投運，后續規劃報裝容量為111MW。三級水電站壩址位于普魯河匯合口下游0.7km 處，壩址處多年平均流量22.7m3/s，多年平均年徑流量7.16 億m3，裝機容量30MW。三級水電站工程規劃2021 年5 月開工建設，2022 年3 月底完工建成投運。

2 電力消納分析

根據于田縣電力平衡分析可知，隨著于田縣經濟進入大發展階段，用電負荷逐年增加，導致于田電網需電量也逐年增大。于田縣地區電網電源裝機容量較小，主要為水利發電，夏季水電大發時，在考慮無備用負荷時，于田縣在2021 至2025年將出現76MW到86MW電力缺口，冬季水電出力嚴重受阻，于田縣在2021 至2025 年將出現75MW 到128MW 的電力缺額。

本著就地就近消納的原則，避免電力長距離傳輸，于田縣克里雅河四級梯級水電站的水利發電應立足于和田地區于田縣內進行消納，本期三級水電裝機容量30MW，可以在于田縣內全部消納，后期111MW 水電在于田縣內及和田地區進行消納。

圖1 方案一、方案二接入系統圖

3 接入系統方案

3.1 接入電壓等級選擇

克里雅河梯級水電站后期共有四級水電站，根據表1 水電站容量，參考《小水電站接入系統技術規定》[1]，宜考慮將該流域內水電項目集中送出。根據該流域水電站所處位置來看，采用220kV 和110kV 電壓等級均能夠保證整個流域水電站可靠送出，但是從電網角度分析來看，采用220kV 電壓等級存在如下問題：

表1 克里雅河流域水電站開發計劃一覽表

（1）增加電網公共變電站的負載率

根據電力平衡消納分析，本期水電站消納方式為就地消納，克里雅河流域采用220kV 電壓等級接入于田變的220kV電壓等級側，然后需通過主變壓器降壓后給用戶供電，需占用主變容量，當用電負荷不斷增加時，變電站主變負載率隨之增加，主變壓器容易接近滿載，不利于變電站的可靠運行。倘若采用110kV 電壓等級接入系統，水電送出直供負荷，轉帶220kV 變電站部分用電負荷，從而降低220kV 變電站的主變負載率[2]。

（2）水電站重復升降壓增加電能損耗

由于該流域水電站裝機容量較小，采用220kV 電壓等級接入，水電站需要兩級升壓，接入公共變電站后，至少又需要通過兩級降壓后送達負荷，增加了電能損耗。若采用110kV 電壓等級接入系統后，只需要通過變壓器一級降壓后給用戶供電，從而減少電能損耗。

（3）增加電網和水電站的投資

若采用220kV 電壓等級接入系統，匯集站側主變壓器、高壓側配電裝置設備均按照220kV 電壓等級選型，電網側變電站配電裝置電氣設備及線路桿塔也需按照220kV 電壓等級選型。因此，克里雅流域選用220 kV 電壓等級接入系統大大增加了工程投資。綜上分析比較，建議克里雅河流域梯級水電站以110kV 電壓等級統一接入電網，有利于水電站電力的可靠送出和就地消納。

3.2 接入系統方案及遠期規劃設想

根據水電站在電網中的位置關系，本期三級水電站距110 kV 音田（于田變至一級水電站）線約2 km，距一級水電站約8 km，距于田220 kV 變約64 km，根據相關電站位置距離關系提出以下2 個接入系統方案：

（1）方案一（推薦方案）

在三級水電站（巴什康蘇拉克水電站）建設1 座110 kV升壓站，將110kV 音田線開口接入至本期水電升壓站，導線選用LGJ-185 鋼芯鋁絞線，新建線路長約2×1.7 km。

（2）方案二

在三級水電站（巴什康蘇拉克水電站）和四級水電站（買當土孜水電站）之間建設1 座110kV 升壓站，由于田220kV變出1 回110kV 線路接入至本期水電升壓站，導線選用LGJ-240 鋼芯鋁絞線，新建線路長約55km。

（3）方案技術經濟比選

①從網架結構及電力送出的可靠性

方案一：克里雅河流域內后續四級梯級水電站聯合吉音水電站送出通道統一送出，即將110kV 音田線開口接入至本期擬建的升壓站（巴什康蘇拉克水電站），中期在新建1 回110kV 線路至于田220kV 變，最終形成吉音水電站-三級（巴什康蘇拉克水電站）-于田變的送出結構，正常運行方式下，滿足吉音水電站（24MW）和三級（巴什康蘇拉克水電站30 MW）的送出要求。該方案網架結構清晰，但吉音水庫電站與本次開發其他水電站分屬于不同的業主，吉音水庫的計量需改在匯集站進線處，產權結構需從新規劃。近期電站建設中會影響吉音水庫電站的發電運行。

方案二：考慮克里雅河流域內后續四級梯級水電站和吉音水電站送出單獨送出，由于田220kV 變直接出2 回110kV線路接入110kV 匯集站，最終形成了三級電站-于田變和吉音水電站-于田變的送出模式，網架結構清晰，水電站產權分明，送出可靠性較高。

②從工程量及實施的難易程度分析

方案一配出110kV 線路工程線路廊道較開闊，工程量小，施工難度較小，工程周期較短，可以保證三級水電站按期投產。

方案二本期新建55km 的110kV 線路，線路工程量較大，施工周期較長，需多占用1 個110kV 線路廊道及1 回110kV出線間隔，電力資源合理利用性較差。

③遠期克里雅河流域水電站送出方案規劃

根據后續水電站建設時序，計劃2023 年買當土孜電站（四級40 MW）建成投產，考慮將四級電站匯入前期升壓站送出。

中期送出方案為：在四級水電站（買當土孜水電站）建設1 座110kV 升壓站，新建1 回110kV 線路接入前期110 kV 升壓站，時同時新建1 回110kV 輸電線路至于田220 kV 變電站，線路導線選為LGJ-240 型鋼芯鋁絞線，線路長約55 km。

遠期二級水電站距前期升壓站較近，五級水電站距前期升壓站較遠，考慮避免功率迂回，就近破口接入前期110kV 升壓站至于田變線路，網架結構清晰，電力送出可靠性較高。

遠期送出方案：在二級水電站建設1 座110kV 升壓站，新建1 回110kV 線路接入前期110kV 升壓站，在五級水電站建設1 座110kV 升壓站，開口前期110kV 升壓站至于田變線路接入，新建線路導線選為LGJ-240 型鋼芯鋁絞線。

遠期方案最終形成三級-五級-于田變-三級-基音水電站的三角環網結構，正常運行方式下，滿足克里雅河流開發的水電總規模111 MW 和吉音水電站24 MW 送出要求。該方案網架結構清晰，電力送出可靠性較高。

3.3 潮流計算

根據和田電網結構和負荷及電源分布特點，采用電科院《電力系統綜合分析程序》7.12 版進行系統的潮流分布及各點電壓水平計算，檢驗推薦接入系統方案的合理性。

圖3 遠期克里雅河流域水電站全部建成后潮流圖

通過對推薦接入方案的潮流及調相調壓計算結果可知，遠期克里雅河流域水電站全部建成，推薦接入方案可以滿足水電的送出要求，潮流分布合理，無過載線路。

4 結束語

（1）根據和田地區和于田縣電力市場預測及電力消納能力分析，于田縣電網電源裝機容量較小，主要為水利發電，電力缺口較大，克里雅河流域水電站建成后，可以在在于田縣內及和田地區進行就地消納。（2）根據克里雅河梯級水電站規劃位置及與周圍電網建設情況，推薦采用方案一接入，方案一網架結構清晰，可靠性較高，工程量較小，經濟性好。（3）對方案一遠期接入系統方案進行潮流計算，根據計算結果顯示，各母線電壓水平可以滿足要求，潮流分布合理，無過載線路，方案合理可行。