CN110350514A - 变电站电能质量管理方法、系统及存储介质 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种变电站电能质量管理方法、系统及存储介质，根据各项电能质量溯源数据、各发电机组的丰水期最大出力值、枯水期最小出力值，以及送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，采用ETAP软件对片区电网进行仿真建模，通过潮流计算，分析和查找引起该变电站10kV母线电压偏差及其他电能质量问题的具体原因和数据，对该变电站站各项电能质量问题进行全面评估，进而有效地预测该变电站远期可能出现的更严重的电能质量问题，并提出解决该变电站10kV母线电压偏差及其他各项电能质量问题的具体方案，同时，代替了采用人工进行潮流计算的方式，提高了工作效率。
Description
技术领域
本发明涉及电能质量评估领域，特别是涉及一种变电站电能质量管理方法、系统及存储介质。
背景技术
目前，潮流计算是电力系统非常重要的分析计算，用以研究系统规划和运行中提出的各种问题。对规划中的电力系统，通过潮流计算可以检验所提出的电力系统规划方案能否满足各种运行方式的要求；对运行中的电力系统，通过潮流计算可以预知各种负荷变化和网络结构的改变会不会危及系统的安全，系统中所有母线的电压是否在允许的范围以内，系统中各种元件是否会出现过负荷，以及可能出现过负荷时应事先采取哪些预防措施等。其中，通常给定的运行条件有系统中各电源和负荷点的功率、枢纽点电压、平衡点的电压和相位角。待求的运行状态参量包括电网各母线节点的电压幅值和相角，以及各支路的功率分布、网络的功率损耗。
然而，现阶段的电能质量评估是采用人工计算的方法进行潮流计算，如此，人工计算的工作量大且计算过程较为繁琐，需消耗大量的时间；现阶段的电能质量评估方法难以还原现场的实际情况以及不能预计未来可能出现更严重的电能质量问题。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的不足之处，提供一种能够代替人工进行潮流计算、能够准确还原现场实际电能质量情况、以及能够预计未来可能出现更严重的电能质量问题的变电站电能质量管理方法、系统及存储介质。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：
一种变电站电能质量管理方法，用于管理发电机组所在线路和负荷送电线路，包括：
S110、接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，得到并存储发电机出力取值表；
S120、接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，得到并存储送电线路负荷取值表；
S130、将所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表一并导入至 ETAP软件中，并采用ETAP软件建立仿真计算模型；
S140、根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值。
在其中一个实施例中，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值之后，还具体包括：接收多个溯源电能质量值，将各所述溯源电能质量值之间进行比对，生成溯源电能质量值最大值及溯源电能质量值最小值。
在其中一个实施例中，所述溯源电能质量值包括溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相电压不平衡值。
在其中一个实施例中，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值后，还具体包括：将所述电能质量预测值与预设阈值区间比对，若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则判定为不合格电能质量预测值，生成不合格标记符，并将所述不合格标记符写入所述不合格电能质量预测值；若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将所述合格标记符写入所述电能质量预测值。
在其中一个实施例中，所述预设阈值区间包括电压偏差限值区间、谐波限值区间、电压波动和闪变限值区间及三相电压不平衡度限值区间。
在其中一个实施例中，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值之后，还具体包括：接收无功补偿设备的运行参数，存储所述运行参数，建立仿真计算模型，进行仿真计算。
一种变电站电能质量管理系统，包括：
接收模块，所述接收模块用于接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，所述接收模块还用于接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值；
存储模块，所述存储模块用于存储发电机出力取值表及送电线路负荷取值表；
写入模块，所述写入模块用于将所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表一并导入至ETAP软件；
建模模块，所述建模模块用于建立仿真计算模型；
计算模块，所述计算模块用于进行仿真计算，得到电能质量预测值。
在其中一个实施例中，还包括比对模块，所述比对模块用于将所述电能质量预测值与预设阈值区间比对，若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则判定为不合格电能质量预测值，生成不合格标记符，并将所述不合格标记符写入所述不合格电能质量预测值；若所述电能质量预测值处于所述数据库预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将所述合格标记符写入所述电能质量预测值。
在其中一个实施例中，所述接收模块还用于接收多个溯源电能质量值及无功补偿设备的运行参数。
一种变电站电能质量管理存储介质，包括：
所述存储介质存储有多条介质指令，所述指令适用于处理器进行加载，以执行本发明实施中所提供的任一项所述的变电站电能质量管理方法中的步骤。
本发明相比于现有技术的优点及有益效果如下：
本发明为一种变电站电能质量管理方法、系统及存储介质，通过接收溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相电压值等各项电能质量数据。根据各项电能质量溯源数据、各发电机组的丰水期最大出力值、枯水期最小出力值，以及送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，采用电力系统分析软件ETAP对片区电网进行仿真建模，通过模型的潮流计算，分析和查找引起该变电站10kV母线电压偏差及其他电能质量问题的具体原因和数据，对该变电站站各项电能质量问题进行全面评估，进而有效地预测该变电站远期可能出现的更严重的电能质量问题，并提出解决该变电站10kV母线电压偏差及其他各项电能质量问题的具体方案，同时，代替了采用人工进行潮流计算的方式，提高了工作效率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为本发明一实施方式的变电站电能质量管理方法的步骤流程图；
图2为本发明一实施方式的变电站电能质量管理系统的功能模块图；
图3为本发明一实施方式的发电机模型出力取值、各线路负荷取值、变电站各设备及接入电网线路等构建仿真计算模型图；
图4为本发明一实施方式的10kV及35kV母线电压正偏差仿真计算结果模型图；
图5为本发明另一实施方式的10kV及35kV母线电压正偏差仿真计算结果模型图；
图6为本发明一实施方式的变电站10kV和35kV母线电压图；
图7为本发明一实施方式的10kV及35kV母线电压正偏差治理仿真计算结果模型图；
图8为本发明另一实施方式的10kV及35kV母线电压正偏差治理仿真计算结果模型图；
图9为本发明又一实施方式的10kV及35kV母线电压正偏差治理仿真计算结果模型图；
图10为本发明一实施方式的10kVI段母线加感性无功补偿设备仿真计算结果图；
图11为本发明一实施方式的10kVI、II段母线各加装感性补偿装置的仿真计算结果图。
具体实施方式
为了便于理解本发明，下面将参照相关附图对本发明进行更全面的描述。附图中给出了本发明的较佳实施方式。但是，本发明可以以许多不同的形式来实现，并不限于本文所描述的实施方式。相反地，提供这些实施方式的目的是使对本发明的公开内容理解的更加透彻全面。
需要说明的是，当元件被称为“固定于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本发明。本文所使用的术语“及/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
请参阅图1，一种变电站电能质量管理方法，用于管理发电机组所在线路和负荷送电线路，包括：
S110、接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，得到并存储发电机出力取值表；
S120、接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，得到并存储送电线路负荷取值表；
S130、将所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表一并导入至 ETAP软件中，并采用ETAP软件建立仿真计算模型；
S140、根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值。
需要说明的是，ETAP软件的服务器首先会接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，以及接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，生成发电机出力取值表及送电线路负荷取值表，并将发电机出力取值表及送电线路负荷取值表共同导入至ETAP软件中，并在ETAP软件中完成建立仿真计算模型，最终得到电能质量预测值。其中，ETAP软件是电力电气分析、电能管理的综合分析软件系统的简称。ETAP软件是功能全面的综合型电力及电气分析计算软件，能为发电、输配电和工业电力电气系统的规划、设计、分析、计算、运行、模拟提供全面的分析平台和解决方案。
请再次参阅图1，进一步地，在一实施方式中，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值之后，还具体包括：接收多个溯源电能质量值，将各所述溯源电能质量值之间进行比对，生成溯源电能质量值最大值及溯源电能质量值最小值。
请再次参阅图1，具体地，所述溯源电能质量值包括溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相不平衡电压值。
需要说明的是，多个溯源电能质量值指的是历年该变电站的电能质量值，并将这些电能质量值通过比对，得出历年来该变电站的电能质量最大值及电能质量最小值，并将电能质量最大值及电能质量最小值进行存储，如此，能够有效地还原了目前的电能质量情况，进而有利于工作人员更快速制作出解决方案。
请再次参阅图1，进一步地，在一实施方式中，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值后，还具体包括：将所述电能质量预测值与预设阈值区间比对，若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则判定为不合格电能质量预测值，生成不合格标记符，并将所述不合格标记符写入所述不合格电能质量预测值；若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将所述合格标记符写入所述电能质量预测值。
请再次参阅图1，具体地，所述预设阈值区间包括电压偏差限值区间、谐波限值区间、电压波动和闪变限值区间及三相电压不平衡度限值区间。
需要说明的是，预设阈值区间为国家制定的电能质量允许范围标准，ETAP 软件通过完成建模计算后，生成的电能质量预测值将会与预设阈值区间进行比对，若电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则ETAP软件将会将其判定为不合格的电能质量预测值，同时，生成不合格标记符，并将不合格标记符写入述不合格电能质量预测值，用以警示工作人员此电能质量预测值属于不合格的电能质量预测值；同理，若电能质量预测值处于预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将合格标记符写入电能质量预测值。如此，通过在ETAP软件内预设国家制定的电能质量允许范围标准，当生成多个电能质量预测值时，方便工作人员能够直接得到对比结果，并快速对不合格的线路进行维护，制定有效的解决方案。
请再次参阅图1，进一步地，在一实施方式中，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值之后，还具体包括：接收无功补偿设备的运行参数，存储所述运行参数，建立仿真计算模型，进行仿真计算。
需要说明的是，ETAP软件在生成电能质量预测值后，ETAP软件的服务器会接收无功补偿设备的运行参数，用以改善不合格电能质量预测值带来的严重电能质量问题。通过接收无功补偿设备的运行参数，以及建立仿真计算模型，进而能够准确模拟出添加无功补偿设备带来的有益效果，即添加无功补偿设备能否有效解决未来可能发生的严重电能质量问题。
如此，上述一种变电站电能质量管理方法，通过接收溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相电压值等各项电能质量数据。根据各项电能质量溯源数据、各发电机组的丰水期最大出力值、枯水期最小出力值，以及送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，采用电力系统分析软件ETAP对片区电网进行仿真建模，通过模型的潮流计算，分析和查找引起该变电站10kV母线电压偏差及其他电能质量问题的具体原因和数据，对该变电站站各项电能质量问题进行全面评估，进而有效地预测该变电站远期可能出现的更严重的电能质量问题，并提出解决该变电站10kV母线电压偏差及其他各项电能质量问题的具体方案，同时，代替了采用人工进行潮流计算的方式，提高了工作效率。
请参阅图2，一种变电站电能质量管理系统10，包括：接收模块100、存储模块200、写入模块300、建模模块400及计算模块500。
所述接收模块100用于接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，所述接收模块100还用于接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值；
所述存储模块200用于存储发电机出力取值表及送电线路负荷取值表；
所述写入模块300用于将所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表一并导入至ETAP软件；
所述建模模块400用于建立仿真计算模型；
所述计算模块500用于进行仿真计算，得到电能质量预测值。
进一步地，在一实施方式中，还包括比对模块，所述比对模块用于将所述电能质量预测值与预设阈值区间比对，若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则判定为不合格电能质量预测值，生成不合格标记符，并将所述不合格标记符写入所述不合格电能质量预测值；若所述电能质量预测值处于所述数据库预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将所述合格标记符写入所述电能质量预测值。
请再次参阅图2，进一步地，在一实施方式中，所述接收模块100还用于接收多个溯源电能质量值及无功补偿设备的运行参数。
如此，上述一种变电站电能质量管理系统10，通过接收溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相电压值等各项电能质量数据。然后根据各项电能质量溯源数据、各发电机组的丰水期最大出力值、枯水期最小出力值，以及送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，采用电力系统分析软件ETAP对片区电网进行仿真建模，通过模型的潮流计算，分析和查找引起该变电站10kV母线电压偏差及其他电能质量问题的具体原因和数据，对该变电站站各项电能质量问题进行全面评估，进而有效地预测该变电站远期可能出现的更严重的电能质量问题，并提出解决该变电站10kV母线电压偏差及其他各项电能质量问题的具体方案，同时，代替了采用人工进行潮流计算的方式，提高了工作效率。
一种变电站电能质量管理存储介质，包括：
所述存储介质存储有多条介质指令，所述指令适用于处理器进行加载，以执行本发明实施中所提供的任一项所述的变电站电能质量管理方法中的步骤。
为了更好的说明上述一种变电站电能质量管理方法，在一实施例中，一变电站所在地区水资源十分丰富，年均降雨量约2300毫升，丰富的水资源使得地方小水电发展迅猛，截至2017年底，通过该变电站上网的小水电机组总装机容量达41.48MW。每年5月至10月为片区丰水期，降水量充足，片区小水电机组集中高出力发电上网。每年11月至次年4月为片区枯水期，降水量较少，大部分水电机组低出力、甚至零出力发电上网。另外，供电区内有一座钢铁厂，通过一回35kV线路接入该变电站，钢铁厂内主要负荷为大功率的电弧炉。上述水电机组丰水期的集中发电上网和枯水期的低出力发电上网，加之该变电站上级电网网架薄弱，使得变电站各级母线潮流落差极大，造成该变电站10kV母线电压偏差超过国标和南网规定。根据历史记录，变电站10kVI、II母线最大正偏差分别达10.86kV、10.91kV，出现时间分别为2014年3月、2015年5月，10kV I、 II母线最负正偏差分别达9.86kV、9.89kV，出现时间分别为2017年11月、2016 年5月。另外供电区钢铁厂内大功率电弧炉的使用，产生谐波注入该变电站，使各级母线谐波含量超过国标规定。
首先，根据收资，接入该变电站小水电机组单机容量均较小，其发电出力受区域降水量影响较大。丰水期时，大多数机组满出力运行；枯水期时，大多数机组低出力甚至零出力运行；各个电站按接入线路分别合并等值为一台发电机组，发电机运行功率因数根据历史发电情况按0.90～0.93考虑。各发电机模型出力取值如表1所示：
表1
根据收资，接入该变电站10kV纯负荷线路为14回，35kV负荷与水电机组合用线路2回，负荷等值模型按各线路丰水期最小负荷和枯水期最大负荷数据分别取值，线路运行功率因数根据历史用电情况按0.90～0.95考虑。各线路负荷取值如表2所示：
表2
通过上述发电机模型出力取值、各线路负荷取值、变电站各设备及接入电网线路等构建仿真计算模型，如下图3所示：
根据在ETAP软件中建立上述的仿真计算模型，同时根据接入该变电站历年水电机组出力及线路负荷情况和所在片区电网结构，对该变电站片区电网进行仿真计算，计算结果如表3所示，表3为10kV及35kV母线电压正偏差计算结果表。
表3
仿真计算结果表明：按上表设定计算条件(小水电机组出力按丰水期最大值、线路负荷按丰水期最小值考虑)，该变电站10kVI、II、III段母线及35kV I、II母线均出现电压正偏差，10kV电压正偏差计算结果略大于历史最大值。并绘制以下10kV及35kV母线电压正偏差仿真计算结果模型图4：
根据接入该变电站历年水电机组出力及线路负荷情况和所在片区电网结构，对该变电站片区电网进行仿真计算，计算结果如表4所示，表4为10kV及 35kV母线电压负偏差计算结果表。
表4
仿真计算结果表明：按上表设定计算条件(小水电机组出力按枯水期最小值、线路负荷按枯水期最大值考虑)，该变电站10kVI、II、III段母线及35kV I、 II母线均出现电压负偏差，10kV电压负偏差计算结果略低于历史最小值。并绘制以下10kV及35kV母线电压正偏差仿真计算结果模型图5：
根据设定条件和仿真计算结果，该变电站10kV母线将出现比历史记录更严重的电压正偏差，10kV母线最大正偏差为10.93kV。而该变电站#1，2主变分头均在1档(121kV)位置，10kV电容器组均处于退出状态，变电站已无调节手段进行电压正偏差调节。为满足国标和南网关于电压偏差要求，该变电站应增设其他调节手段对电压偏差母线进行电压调节，以改善电压质量，使电压偏差满足规范要求。而该变电站10kVI、II、III段母线均出现电压负偏差，低于历史实际录得负偏差。而变电站主变分头仍有调节空间，10kV电容器组可以根据无功缺额及电压偏差情况分组投入。因此，上述电压负偏差可以通过更改AVC 策略使母线电压在合格范围内。
以下为采用该变电站内现有调节手段(主变分头调整和投入电容器组)对上述电压负偏差进行调节治理，经仿真模型计算后的该变电站10kV和35kV母线电压如下图6所示：
10kV及35kV母线电压负偏差治理仿真计算结果表5：
表5
仿真计算结果表明：根据设定计算条件，当该变电站10kV母线出现电压负偏差时(表5.1-2设定条件及计算结果)，将#1主变分头调节至10档，10kV电容器组全部投入时，可将该变电站10kV母线电压恢复至规范要求范围内。该变电站10kV母线负偏差电压质量问题无需采取治理措施。
针对该变电站历年出现的10kV母线电压正偏差和仿真计算远期可能出现的更严重的电压正偏差(见表3)，采用在10kV母线加装不同容量感性无功补偿设备的方法对母线电压正偏差进行治理，10kV及35kV母线电压正偏差治理仿真计算结果表6、表7及表8：
表6
表7
表8
下图分别依次与表6、表7及表8对应的仿真模型图7、图8及图9；
仿真计算结果表明：根据设定条件，该变电站10kV母线出现如表5.1-1所示电压正偏差时，分别采用不同容量的感性补偿装置，能将该变电站10kV母线电压降至合格范围内的不同电压水平。当投入的感性补偿装置容量分别为 7.7Mvar和8.7Mvar时，能将10kV母线电压从10.90kV、10.93kV分别降至 10.66kV、10.67kV；当投入的感性补偿装置容量分别为13.2Mvar和14Mvar时，能将10kV母线电压从10.90kV、10.93kV分别降至10.49kV、10.51kV；当投入的感性补偿装置容量分别为21.1Mvar和21.7Mvar时，能将10kV母线电压从10.90kV、10.93kV分别降至10.24kV、10.25kV。
根据电压正偏差治理仿真计算结果，结合该变电站片区电网和远期负荷发展情况，在该变电站10kVII段母线安装一台10Mvar感性无功补偿装置。后期根据本期补偿装置投运后实际电压治理效果，总结相关运行经验后，再考虑在 10kVI段母线安装一台10Mvar感性无功补偿设备。以下为在该变电站10kVII 母线加装10Mvar感性无功补偿设备后仿真计算结果，如表9所示：
表9
仿真计算结果表明：根据设定条件，该变电站10kVI、II母线出现如表4所示电压正偏差时，采用在10kVII母加装一台10Mvar容量的感性补偿装置，能将该变电站10kVII母线电压降至10.66kV，与10kVI段母线不加感性无功补偿设备相比，治理效果明显，仿真计算结果如下图10所示。
以下为在该变电站10kVI、II母线加装10Mvar感性无功补偿设备后仿真计算结果，如表10所示：
表10
仿真计算结果表明：根据设定条件，10kVI、II母线出现如表4所示电压正偏差时，远期在10kVI、II段母线各加装一台10Mvar容量的感性补偿装置，能将该变电站10kVI、II母线电压分别降至10.596kV、10.628kV，治理效果显著，仿真计算结果如下图11所示；如此，通过对添加的无功补偿设备后进行仿真建模并计算，能够有效地检验该方案能够解决未来更严重的电能质量问题。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
上述一种变电站电能质量管理方法、系统及存储介质，通过接收溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相电压值等各项电能质量数据。根据各项电能质量溯源数据、各发电机组的丰水期最大出力值、枯水期最小出力值，以及送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，采用电力系统分析软件ETAP对片区电网进行仿真建模，通过模型的潮流计算，分析和查找引起该变电站10kV母线电压偏差及其他电能质量问题的具体原因和数据，对该变电站站各项电能质量问题进行全面评估，进而有效地预测该变电站远期可能出现的更严重的电能质量问题，并提出解决该变电站10kV母线电压偏差及其他各项电能质量问题的具体方案，同时，代替了采用人工进行潮流计算的方式，提高了工作效率。
以上所述实施方式仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。
Claims (10)
1.一种变电站电能质量管理方法，用于管理发电机组所在线路和负荷送电线路，其特征在于，包括：
接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，得到并存储发电机出力取值表；
接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值，得到并存储所述送电线路负荷取值表；
将所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表一并导入至ETAP软件中，并采用ETAP软件建立仿真计算模型；
根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值。
2.根据权利要求1所述的变电站电能质量管理方法，其特征在于，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值之后，还具体包括：接收多个溯源电能质量值，将各所述溯源电能质量值之间进行比对，生成溯源电能质量值最大值及溯源电能质量值最小值。
3.根据权利要求2所述的变电站电能质量管理方法，其特征在于，所述溯源电能质量值包括溯源电压偏差值、溯源谐波值、溯源电压波动和闪变电压值及溯源三相电压不平衡值。
4.根据权利要求1所述的变电站电能质量管理方法，其特征在于，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值后，还具体包括：将所述电能质量预测值与预设阈值区间比对，若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则判定为不合格电能质量预测值，生成不合格标记符，并将所述不合格标记符写入所述不合格电能质量预测值；若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将所述合格标记符写入所述电能质量预测值。
5.根据权利要求4所述的变电站电能质量管理方法，其特征在于，所述预设阈值区间包括电压偏差限值区间、谐波限值区间、电压波动和闪变限值区间及三相电压不平衡度限值区间。
6.根据权利要求1所述的变电站电能质量管理方法，其特征在于，在所述步骤根据所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表以及所述仿真计算模型进行仿真计算，得到电能质量预测值之后，还具体包括：接收无功补偿设备的运行参数，存储所述运行参数，建立仿真计算模型，进行仿真计算。
7.一种变电站电能质量管理系统，其特征在于，包括：
接收模块，所述接收模块用于接收各发电机组的丰水期最大出力值和枯水期最小出力值，所述接收模块还用于接收各送电线路的丰水期最小负荷值和枯水期最大负荷值；
存储模块，所述存储模块用于存储发电机出力取值表及送电线路负荷取值表；
写入模块，所述写入模块用于将所述发电机出力取值表及所述送电线路负荷取值表一并导入至ETAP软件；
建模模块，所述建模模块用于建立仿真计算模型；
计算模块，所述计算模块用于进行仿真计算，得到电能质量预测值。
8.根据权利要求7所述的变电站电能质量管理系统，其特征在于，还包括比对模块，所述比对模块用于将所述电能质量预测值与预设阈值区间比对，若所述电能质量预测值处于所述预设阈值区间外，则判定为不合格电能质量预测值，生成不合格标记符，并将所述不合格标记符写入所述不合格电能质量预测值；若所述电能质量预测值处于所述数据库预设阈值区间内，则判定为合格电能质量预测值，生成合格标记符，并将所述合格标记符写入所述电能质量预测值。
9.根据权利要求7所述的变电站电能质量管理系统，其特征在于，所述接收模块还用于接收多个溯源电能质量值及无功补偿设备的运行参数。
10.一种变电站电能质量管理存储介质，其特征在于，所述存储介质存储有多条介质指令，所述指令适用于处理器进行加载，以执行权利要求1～6中任一项所述的变电站电能质量管理方法中的步骤。
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| CN103647276A (zh) * | 2013-12-10 | 2014-03-19 | 国家电网公司 | 一种电能质量预警系统及其方法 |
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2019
- 2019-06-12 CN CN201910506887.4A patent/CN110350514A/zh active Pending
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