开县余水电站接入系统设计方案研究

皮川江

（重庆亚太电力勘察设计有限公司重庆渝北401147）

开县余水电站接入系统设计方案研究

皮川江

（重庆亚太电力勘察设计有限公司重庆渝北401147）

针对开县余水电站接入系统的设计，本文提出了3种接入方案。方案一，新建1条35kV线路接入中和站，线路长度约12km；方案二，新建一回35kV线路T接临中线，线路长度约3km；方案三，新建1回35kV线路接入竹溪变电站，线路长度约14km。现针对这三种方案进行了潮流计算、经济效益评估，最终确定方案一为最佳方案。

水电站；接入系统；设计方案

1 引言

水电站接入电力系统设计要求，是使水电站建成后，能将电能安全、经济、合理地送往电力系统，充分发挥水电效益，并为电站电气设计提供依据。接入系统设计与电站的动能、水工、机电及电网、电力用户等有密切关系。在实际设计中，必须充分考虑到水电站各方面的技术问题，进行合理的接入规划处理。

2 开县余水电站概况

天白水库位于长江水系小江支流南河的二级支流青竹溪上，是一座以农业灌溉为主，兼有灌区农村人畜饮水和发电等综合效益的中型水利工程。天白水库工程主要由水库枢纽工程、灌区工程及电站工程三部分组成。天白水库工程为Ⅲ等中型工程，水库总库容1047万m3。

余水电站主要由压力前池、压力管道和厂区枢纽组成，压力钢管与位于右干渠柏林支渠尾端的压力前池连接，厂区位于映阳河左岸的谭家祠堂处。

压力前池位于映阳河下游河段左岸斜坡的中上部的单一的缓坡地形上，由池身段、溢流堰及泄水渠、进水室、冲砂管五部分组成。前接柏林支渠引水隧洞出口，后接压力管道进口。电站设计引用流量2×0.335m3/s，前池长104.79m，最大宽度11.0m。前池总容积约为875m3，其中有效容积约290m3。

余水电站位于临江镇映阳河左岸的谭家祠堂处，上距天白水库拦河坝8.8km，下距临江镇5.2km，距开县城区约27.3km，厂区对岸有乡村公路通过，交通较便利。余水电站设在右干渠柏林支渠尾端映阳河左岸谭家祠堂处，电站装机1×6300kW，主接线为单元接线。

3 余水电站建设必要性

3.1 符合可持续原则，实现国家能源战略

目前，人类社会的能源消耗主要以煤炭、石油等一次能源为主，一次能源储量有限，随着全球经济的快速增长，能源需求量日益增大，供应不足已逐渐显现，可再生能源的开发和利用是主要解决途径之一。水能资源是取之不尽、用之不竭的可再生能源，是环境效益最好的电源之一，符合国家能源发展战略。

3.2 优化片区电网结构

天白水库余水电站建成投入系统运行，可在一定程度上缓解系统供电压力，由于余水电站是水库发电，电力较为恒定。接入中和电站后，能为电网提供恒定的电力，加强了江里片区的电网结构，降低了主网下网电力。

3.3 减少江里片区电网损耗

目前，开县电网现有水电均为径流式小水电，无调节能力，丰枯期出力相差悬殊，系统枯水期电力、电量严重不足。天白水库余水电站建成投运后，可以为开县电网提供恒定可靠的电力以满足电网负荷的需求，其产生的电量可送入电网，作为电量补充，减少开县电网电力缺额。

4 开县余水电站接入系统设计方案比较分析

4.1 接入电压等级

根据《配电网规划设计技术导则》规定，总容量范围为0～8MW的电源并网电压等级宜选择10kV，8～30MW的电源并网电压等级宜选择35kV/66kV。天白水库余水电站总装机6.3MW，根据《配电网规划设计技术导则》规定宜接入10kV电压等级，但根据余水电站周边电网情况可知，距离电站最近的35kV临江站已无10kV间隔且无法扩建，距离最近的10kV上网点35kV中和站距离超过12km，需对电压质量进行分析。

天白水库余水电站总出力为6.3MW，用10kV电压等级送电，导线截面需要选取240mm2及以上。天白水库余水电站总出力为6.3MW，按小水电发电功率因数0.95考虑。若按JL/G1A-240导线送出，由《电力工程高压送电线路设计手册》可以查到JL/G1A-240线路阻抗为：r+jx=0.11+j0.88，按电厂出口端功率因数0.95运行，S=6.3MW+j2MVar，电压降为：

因而可知，电压损失率为17%。所以，综合考虑水电站装机容量、电力消纳方向、周边电网现状及规划情况和水电站的电力汇聚形式本工程拟采用35kV电压等级接入系统。

4.2 接入系统方案拟定

根据业主提供电厂地理位置及其周边电网情况，结合《开县供电公司十三五配网规划报告》对开县电网的发展规划，拟定如下接入系统方案：

方案一：新建1条35kV线路接入中和站，线路长度约12km，接入系统方案如图1所示。

图1 天白水库余水电站接入系统方案一

方案二：新建一回35kV线路T接临中线，线路长度约3km，接入系统方案接线图见图2所示。

方案三：新建1回35kV线路接入竹溪变电站，线路长度约14km，系统方案接线图见图3所示。

4.3 接入方案的比较

4.3.1 技术比较

（1）潮流计算

①计算水平年：2017年；②计算方式：丰水期大方式；③负荷归算到10kV母线，功率因数取0.95左右；④电网电压控制水平：根据国网公司下发的相关管理规定以及技术导则结合重庆电网实际情况，重庆电网内各220kV变电站220kV母线运行电压允许波动范围为系统额定电压的+0～10%，110kV变电站110kV母线运行电压允许波动范围为系统额定电压的-3～+7%。35kV母线运行电压允许波动范围为系统额定电压的-10～+10%。

根据潮流计算结果，方案一、方案二与方案三，电网各相关线路均满足水电站送出要求，无重载或过载线路，配合一定的无功补偿，各变电站电压质量合格。就潮流分配来看，方案一直接将产生的电能送到中和变电站进行消纳，减少了临中线下网潮流，减少了潮流迂回，降低了电网损耗。方案二T接临中线，该方案实施时将改变原有电网结构降低临江站和中和站供电可靠性，调度灵活性也较差。方案三电能通过长距离输入竹溪站后，无法减轻竹溪110kV供区35kV线路下网潮流，造成潮流迂回，电网损耗较大。

图2 天白水库余水电站接入系统方案二

图3 天白水库余水电站接入系统方案三

（2）方案路径比较

根据余水电站周边地形地貌，结合该片区现状及远景用地规划分析，方案一线路路径虽然较方案二长，但线路路径为原始地貌，架空线路走廊容易落实，协调难度较小，可实施性较强。方案二为T接线路，路径较容易实施。方案三由于线路路径最长，需穿越临江镇业园区，线路需绕行较远，协调难度较大。

因此，根据线路路径方案比较，方案一与方案二较优。

4.3.2 经济比较

（1）送变电工程经济指标

方案经济比较采用的经济指标参考电力规划设计总院有关火电、送电和变电工程限额设计指标以及重庆电网近期输变电工程造价实际情况。本报告采用的主要经济指标如表1所示。

表1 输变电工程设备造价表

（2）各方案工程量对比如表2所示。

（3）各经济指标比较

根据全寿命周期理念对不同方案进行经济性分析，运用最小费用法得到方案年费用差如表3所示。

4.3.3 接入方案综合比较

综上所述，根据以上余水电站接入系统各方案的对比分析可知，方案一线路路径容易选取，总造价及运行维护费较低，电能直接送到中和变电站消纳，减少临中线下网潮流，网损最小；方案二改变原来电网运行方式，降低了片区电网供电可靠性；方案三投资最高、线路路径需穿越规划园区，协调难度很大。综合各方案技术经济比较，推荐方案一作为本次天白水库余水电接入方案即为新建1条35kV线路接入中和变电站。

表2 各方案主要设备量比较

表3 各方案经济指标比较

5 结语

本文探讨了开县余水电站接入系统设计方案的确定，针对所提出的三个方案进行了经济效益等方面的综合比较，方案一中线路路径容易选取，总造价及运行维护费较低，电能直接送到中和变电站消纳，减少临中线下网潮流，网损最小，属于最佳方案。

[1]王亚楠.一起110kV变电站接入系统方案研究[J].民营科技，2014（10）：5.

[2]魏力.关于抽水蓄能电站接入系统的研究[J].华东科技：学术版，2014：3.

[3]靳小喜，陈清鹤.110kV终端变电站接入系统过渡方案分析[J].绿色科技，2014（3）：269～271.

作者简历：皮川江（1978-），男，大学本科，主要从事输变电工程勘察设计工作。

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1004-7344（2016）28-0162-02

2016-9-18