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
