白水坑水电站接入系统方式分析

作者：朱云祥　浙江省衢州电力局 (324000)　来源：互联网　时间：2003-1-16

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。