白水坑水电站位于衢州江山市大峦口乡岭丈坑村，装机容量为2×20MW,电站计划于2003年建成投产。

电站投产时江山地区电网中，有一个220kV仙霞变，五个110kV变电所：江山变、贺村变、中山变、丰足变、上铺变。根据白水坑水电站所处地理位置，其接入系统方式共有两种：一是接入220kV仙霞变的110kV母线(以下简称方案1)；二是接入贺村变110kV母线(以下简称方案2)。

本文主要是根据衢州电网2003、2005年丰水期峰、谷的负荷水平，以及白水坑电站开、停机的情况，就白水坑水电站接入系统的两种方案进行潮流计算分析，潮流计算采用中国电力科学研究院引进开发的BPA程序。

1　衢州电网2003年丰水期预测的负荷水平

白水坑电站开机时，电网峰荷预测为3421 j1376MVA，电网谷荷为2956 j110.5MVA。白水坑电站停机时，电网峰荷为3821 j151.6MVA，电网谷荷为3356 j126.5MVA。贺村变峰荷17 j2MVA，谷荷13 j0.7MVA。仙霞变主变220kV抽头置I档(242/117/37kV)。

通过对两种接入方式的计算和分析后，可以看出：

(1)　采用方案1时，仙霞变、贺村变母线电压均能满足运行要求，而采用方案2时，尽管仙霞主变220kV抽头置I档，贺村变母线电压仍偏高，不能满足运行要求。

(2)　无论是方案1，还是方案2，由于白水坑电站开、停机而造成的电压波动均小于5，满足规程要求，但方案1电压波动要比方案2小。

(3)　方案1与方案2相比，主网损耗小，但白水坑电站线路损耗增大，原因是白水坑电站接入仙霞变的线路比接入贺村变的线路长。

2　衢州电网2005年丰水期预测的负荷水平

白水坑电站开机时，电网峰荷预测为4261 j153.4MVA，电网谷荷为3691 j137.9MVA。白水坑电站停机时，电网峰荷为4661 j166.4MVA，电网谷荷为4091 j1509MVA。贺村变峰荷为35 j4MVA，谷荷30 j3.4MVA。仙霞变主变220kV抽头置II档(23925/117/37kV)。计算结果如表1、2。

通过表1、2的数据分析，可以看出：

(1)　无论是方案1，还是方案2，仙霞变、贺村变母线电压均能满足运行要求，且仙霞变主变220kV抽头置II档，还有一档调节余地。

表1　2005年丰水期白水坑开机时方案1、2电压、网损比较　　　单位：kV、kW

项目		方案1	方案2
峰 荷	仙霞变110kV母线电压	115.7	115.8
	贺村变110kV母线电压	114.8	116.4
	主网损耗(不含电站线路)	4353	4161
	白水坑电站线路损耗	1277	937
谷 荷	仙霞变110kV母线电压	116.7	116.8
	贺村变110kV母线电压	115.9	117.5
	主网损耗(不含电站线路)	5085	4965
	白水坑电站线路损耗	1257	921

表2　2005年丰水期白水坑开、停机时方案1、2电压波动比较　　单位：kV

项目				方案1			方案2
				开机	停机	电压波动	开机	停机	电压波动
峰荷	仙霞变	110kV	母线电压	115.7	113.7	2	115.8	113.6	2.2
	贺村变	110kV	母线电压	114.8	112.8	2	116.4	112.8	3.6
谷荷	仙霞变	110kV	母线电压	116.7	114.9	1.7	116.8	114.8	1.8
	贺村变	110kV	母线电压	115.9	114.1	1.8	117.5	114.1	3.4

(2)　无论是方案1还是方案2，由于白水坑电站开、停机而造成的电压波动均小于5，满足规程要求，但方案1电压波动要比方案2小。

(3)　方案1与方案2相比，主网损耗和白水坑电站线路损耗相对较大。

3　结论

(1)　按近期2003年负荷预测水平，为保证系统电压满足运行要求，白水坑电站宜接入仙霞变110kV母线。

(2)　根据远景2005年负荷预测水平，方案1和方案2均能满足电压运行要求，从经济运行的角度出发，白水坑电站宜接入贺村变110kV母线。

(3)　综合上述两点，白水坑水电站接入系统方式可分两步考虑，即在2003年白水坑水电站投产当年，直接接入仙霞变110kV母线；到2005年，随着系统负荷的增加，可将白水坑电站至仙霞变的110kV线路断开，而接入贺村变110kV母线。