具有高压电力设备绝缘在线监测功能的变电站自动化系统 【技术领域】
本发明涉及电力系统、发电厂的变电站内高压电力设备的绝缘监测，属于高压电力设备状态检修和在线监测领域和变电站自动化领域。
背景技术
特高压、超高压输电是现代电力系统和输电网的特征，更高的电压等级对电力设备绝缘提出更高的要求，同时拉动材料科学和在线监测技术的应用。特高压、超高压电网的绝大多数故障表现为绝缘遭受破坏，除输电线以外的高压电力设备都集中放置在变电站内，包括主变压器、高压断路器、电流互感器(CT)、电容式电压互感器(CPT)、套管、耦合电容器、避雷器等。高压输变电设备的安全运行是影响电力系统安全、稳定和经济运行的重要因素。高压设备发生绝缘事故，不仅会造成设备本身损坏，而且还会造成多方面的损失。
随着电压等级和设备容量的不断增加，使得设备故障检修时间越来越长，费用也越来越高。传统的定时检修(计划检修)由于存在不足维修和过剩维修等缺点，已经无法满足高压电力设备安全稳定运行的要求。为了降低运行成本、提高设备的运行效率以及改善电能质量等，状态监测取代定时检测已成必然趋势。实时的绝缘监测及诊断技术是状态检修的基础，对高压电力设备进行在线监测，及时预测并诊断故障，对确保电力设备的正常运行、提高电网的可靠性以及对设备和运行人员的安全都具有重要的意义。
高压电力设备绝缘状况的监测目前通常基于对其介质损耗值tgδ、介质泄漏电流IP和电容量C的监测。介质损耗的测试原理可以简述为将被测对象的电流信号和电压信号传送到测试主机，然后将两个信号的相位进行比较，从而得到设备的介损值。电流信号一般是采用电流传感器从被测电力设备末屏接地引下线处获得，经较长电缆传输到测量装置，使得微小的泄漏电流信号很难准确测量。电压信号的取样通常也是从母线PT二次侧通过较长电缆送至测试主机，由于PT本身角差的存在，二次电压与一次电压发生了相移。这种有线方式使得现场连线非常复杂，不可靠性增加，引入的误差较大，并且故障后不易维护。
变电站自动化系统(SAS)是实现变电站测量、控制、保护、通信的一体化系统。目前由于技术原因变电站自动化系统没有涵盖高压电力设备在线监测功能，具有在线监测功能的变电站自动化系统是技术发展的必然趋势。
本专利在现有变电站自动化系统的构架下，通过具有同步相量测量功能的间隔层测控装置(PMU和IPMU)实现高压电力设备绝缘在线监测，具有分布式就地测量、测量精度高，可以实现高压电力设备绝缘在线监测，并可以作为一项子功能纳入变电站自动化系统。
【发明内容】
本发明涉及在变电站自动化系统(SAS)构架下实现变电站内高压电力设备绝缘状态在线监测技术，公开了一种利用变电站自动化系统间隔层测控装置实现同步相量测量，并结合变电站自动化系统内部通信实现的高压电力设备绝缘在线监测的方法、装置及系统。该系统包括站控层监控主站、间隔层同步相量测控装置(PMU)和分散就地安装的电流同步相量测量装置(IPMU)。其中PMU和IPMU实现基于时钟同步的同步相量测量，PMU实现间隔层测控和对主设备的绝缘在线监测；PMU基于时钟同步计算母线电压同步相量(P_V)，通过间隔层通信单元(BCOM)向IPMU广播P_V，IPMU测量容性设备的泄漏电流同步相量，实现对容性设备的绝缘在线监测，绝缘监测的特征量采用泄漏有功功率的变化量。IPMU作为一类分布式测量装置纳入变电站自动化系统，IPMU与间隔层的通信方式为现场总线或无线通信，从而使变电站自动化系统具有高压电力设备绝缘在线监测功能。由监控主站、同步相量测控装置和电流同步相量测量装置也可以构成专门的高压设备绝缘在线监测系统。
本发明适用于电力系统和冶金、化工、铁路等工业行业的各种电压等级变电站和发电厂内变电站的高压电力设备的绝缘监测，适用于在变电站自动化系统中实现高压电力设备的绝缘监测功能。
在变电站自动化系统中实现高压电力设备绝缘在线监测的具体步骤和技术要点如下：
1)变电站自动化系统(SAS)由位于控制室的站控层监控主站和位于电子设备间或现场小间的间隔层测控装置组成，如图2所示。其中站控层包括服务器、操作员站、工程师站、远动站、就地监控站；间隔层包括分别实现线路、主变压器等高压设备测控功能的测控装置；通过通信网络构成变电站自动化系统。变电站自动化系统通过GPS时钟实现对时，在测控装置中实现年月日时分秒和毫秒的对时，对时精度为微秒级，测控装置的之间的SOE分辨率为1ms。
2)在测控装置中增加对泄漏电流的测量通道，实现基于GPS统一时钟的同步相量测量。通常变电站测控装置的对时只用于产生SOE和事件时标，不用于同步采样和同步计算，本专利采用GPS来同步各间隔层测控装置的AI插件/模块的数据采集和相量计算，该类测控装置称为同步相量测控装置(PMU)，进而实现同一电压等级下各同步相量测量装置之间的相量同步比较和计算，从而实现高压电力设备的绝缘监测。
同步相量测控装置(PMU)的实现方法是通过GPS同步脉冲实现测控装置内部用于交流量采集的CPU和A/D部分地对时，确定变电站统一的同步相量计算时间间隔Δt(Δt＜1s)，用于启动测控装置同步采样和计算同步相量，并标记时标。同步相量测控装置(PMU)监测高压主设备的对地泄漏电流和母线电压，分别得到电压同步相量(P_V)和电流同步相量(P_I)。
3)同步相量测控装置(PMU)用于测量变电站内主变、进线、出线等主要设备。除此之外还有大量的容性设备，包括PT、CT、耦合电容器、避雷器等，在这些容性设备附近装设电流同步相量测量装置(IPMU)，IPMU测量容性设备泄漏电流同步相量(P_I)，配合PMU实现对容性设备绝缘的监测。
4)为了提高微弱信号的测量精度，对于主设备采用同步相量测控装置(PMU)测量P_V和P_I；对于分散安放的各种容性设备，采用电流同步相量测量装置(IPMU)测量的P_I，通过通信获得PMU测量的P_V；间隔层采用现场总线或无线通信与IPMU通信。对于新建变电站，可以统一铺设屏蔽双绞线，采用现场总线技术，例如Profibus-DP、LonWorks、CAN等；对于改造变电站，为了避免在变电站内敷设大量电缆，采用无线通信方式，例如无线传感器网络(WSN/ZigBee)，在间隔层设置无线通信单元，在各IPMU装置中采用无线通信模块，实现间隔层和IPMU的通信。
PMU和IPMU确定相同的采样率，这里采用每周波128点采样来说明，即6.4k/s采样率。PMU和IPMU通过GPS接收模块获得准确的时间信号，例如秒脉冲。其中秒脉冲信号被送入PMU和IPMU的测量MCU，经分频后在MCU中产生更精细的定时采样任务(或中断)，Δt＜1s，这里以100ms为例说明。PMU、IPMU获取精确的时钟信息，包括年月日、时分秒和毫秒，在绝对时间的每1秒的开始时刻，以每100ms为周期，启动同步相量测量，计算从该时刻开始的20ms(一个电气量周波)的相量，并打上时标作为该时刻的同步相量。
采样一个周波(128点)，得到时间序列，记为：
X(0)，X(1)，X(2)，...，X(127)
对于PMU，同步采样三相母线电压Ua，Ub，Uc，记为：
Ua(0)，Ua(1)，Ua(2)，...，Ua(127)
Ub(0)，Ub(1)，Ub(2)，...，Ub(127)
Uc(0)，Uc(1)，Uc(2)，...，Uc(127)
当然，PMU中还有其它量也被同步测量，例如本地的3相电流，这里不详细说明。
对于IPMU，同步采样三相末屏泄漏电流Ia，Ib，Ic，记为：
Ia(0)，Ia(1)，Ia(2)，...，Ia(127)
Ib(0)，Ib(1)，Ib(2)，...，Ib(127)
Ic(0)，Ic(1)，Ic(2)，...，Ic(127)
分别在PMU和IPMU中对上述采样值做相量计算，如下：
Re=Σi=0127(cos(2π128·i)·X(i))---(1)]]>
Im=Σi=0127(sin(2π128·i)·X(i))---(2)]]>
A=Re2+Im2---(3)]]>
θ=arctg(ImRe)---(4)]]>
其中Re为相量实部，Im为相量虚部，A为相量幅值，θ为相量相位。
PMU、IPMU定时100ms计算一次电压、电流相量，获得间隔为100ms的相量时间序列：
U·a(k1),U·a(k2),U·a(k3),...,U·a(kn)]]>
U·b(k1),U·b(k2),U·b(k3),...,U·b(kn)]]>
U·c(k1),U·c(k2),U·c(k3),...,U·c(kn)]]>
I·a(k1),I·a(k2),I·a(k3),...,I·a(kn)]]>
I·b(k1),I·b(k2),I·b(k3),...,I·b(kn)]]>
I·c(k1),I·c(k2),I·c(k3),...,I·c(kn)]]>
以上同步相量既用于变电站自动化系统的遥测量，又用于绝缘在线监测。
5)绝缘监测参数的计算
PMU计算出母线电压同步相量P_V和主设备的泄漏电流同步相量P_I，IPMU计算出容性设备的泄漏电流同步相量P_I。
PMU实现对主设备(主变、高压断路器等)的绝缘在线监测，并判断是否报警。
在每一个电压等级设定一个PMU定时100ms将ABC三相的电压同步相量(P_V)的时间序列发送到该母线间隔层通信单元(BCOM)，BCOM向属于该母线的各IPMU广播该母线电压同步相量，各IPMU在接收到PMU母线电压同步相量后计算本地容性设备的绝缘监测参数，并判断是否报警。
反应各高压设备绝缘水平的特征量选用绝缘泄漏有功功率Pactive，Pactive计算如下：
Pactive＝Ure·Ire+Uim·Iim (5)
6)绝缘监测的报警
PMU装置完成被监测主设备的Pactive的计算。IPMU在收到PMU发送的P_V后计算被监测的容性设备的Pactive。PMU和IPMU分别对Pactive超过设定值做报警。PMU的报警直接通过间隔层网络上送变电站自动化系统的监控主站，IPMU的报警通过间隔层通信单元(BCOM)转送给变电站自动化系统监控主站。Pactive门槛值设定为各电压等级下检修认定绝缘良好时的泄漏有功功率大小。
由于变电站内高压设备数量较多，为了有效管理各设备的绝缘信息，在变电站自动化系统的监控主站中记录各设备Pactive，并形成历史曲线用于趋势分析。监控主站监测Pactive的日变化率、周变化率和月变化率，当相应的变化率超过运行设定值时报警。定义变化率λ，计算如下：
λPactive=|Pactive(T2)-Pactive(T1)||(Pactive(T1)-Tactive(T2))/2|---(6)]]>
式中，T2＝T1+ΔT，ΔT分别取1天、1周、1月。绝缘参数变化率报警反应电力设备发生了潜在的绝缘损坏或处于故障早期。
7)PMU、IPMU和监控主站也可以单独构成绝缘在线监测系统。如图9所示。
【附图说明】
图1示意了变电站内的主接线和相关设备。以110kV变电站为例，变电站内包括主变压器、进线、母线、出线、断路器、PT、CT、避雷器、耦合电容器、无功补偿电容器等高压电力设备。其中进线的电压等级相同，数量通常为2条至多条；母线分段设置或多母线接线；主变压器实现多个电压等级的变换；在进线、出线和母线之间设置断路器；在母线处设置电压互感器(PT)，在线路进线、出线处设置电流互感器、避雷器和耦合电容器。本专利监测其中的主变压器、断路器、PT、CT、避雷器、耦合电容器等设备的绝缘状况。
图2和图3示意了变电站自动化系统的两种系统结构。变电站自动化系统是分层分布式系统，分为站控层和间隔层，其中站控层由多台监控主机构成主站系统，包括服务器、操作员站、工程师站、就地应用工作站和远动站；间隔层由与变电站内一次设备(线路、变压器等)一一对应的测控装置构成，这些测控装置实现对进线、出线、变压器、PT等设备(即间隔)的测量、控制和通信，同时通过通信接入该间隔的保护装置相关信息。间隔层测控装置通过网络与站控层构成变电站自动化系统。间隔层测控装置分为两种，一种是集中组屏安放在电子间，另一种是分布安放在现场小间和开关柜内。变电站自动化系统实现内部对时和时钟同步，其中站控层由服务器通过GPS时钟获得准确的年月日时分秒信息，对于集中放置在电子间的间隔层测控装置通过GPS时钟的IRIG-B或脉冲对时信号授时到毫秒(如图2所示)；对于分布放置在现场小间的测控装置通过测控装置自带的GPS接收模块接收IRIG-B或脉冲对时获得准确的毫秒信息，如图3中虚线框内所示。监控主站通过通信网向各测控装置授时到年月日时分秒。
图4示意了变电站自动化系统的间隔层测控装置的常规内部结构。测控装置由电源插件、主控CPU插件、对时模块(RIRG-B或脉冲对时)、AI插件、DI插件、DO插件、通信插件构成。其中AI、DI、DO可以多块，数量按各间隔的实际需要配置，分别完成交流模拟量、直流模拟量、开关量的采集、计算和开关量的控制输出。对时模块仅对主控CPU插件和DI实现毫秒对时，通信插件实现测控装置的内部通信和对外通信，对外通信包括与间隔层通信和与站控层通信。
图5示意了本专利采用的新型同步相量测控装置(PMU)的内部结构。同步相量测控装置(PMU)由电源插件、主控CPU插件、对时模块(RIRG-B或脉冲对时)、AI插件(包括测量泄漏电流的专用插件)、DI插件、DO插件、通信插件构成。其中AI、DI、DO可以多块，数量按各间隔的实际需要配置，分别完成交流模拟量、直流模拟量、开关量的采集、计算和开关量的控制输出。PMU与常规间隔层测控装置的区别在于其增加了对末屏泄漏电流的测量和数采系统通过对时脉冲完成对模拟量的采样和计算。
对时模块(IRIG-B或脉冲)对主控CPU和各DI插件对时到毫秒，主控CPU经内部分频对AI插件输出数采对时脉冲，间隔Δt，Δt＜1S，这里取100ms。即各AI插件在每个整秒时间开始时刻开始按相同采样率做采样，这里取为6.4k，即每周波128点，并利用公式(1)～(4)计算相量，打上时标，称为同步相量测量。通信插件实现测控装置的内部通信和对外通信，对外通信包括与间隔层通信和与站控层通信。
图6示意了新型同步相量测控装置(PMU)的数采系统的内部组成，通过外置式穿心霍尔型电流传感器测量三相泄漏电流，通过电磁式电流互感器、电压互感器测量主设备三相电流和母线三相电压；通过主控CPU插件经GPS授时后的分频输出控制各A/D芯片同步采样的脉冲信号，AI插件的MCU通过SPI或并行总线驱动A/D实现同步采样，并计算出电压相量Ua、Ub、Uc的实部、虚部和模、角度，结合采样时刻的时标构成同步相量时间序列，经装置内部通信送给主控CPU模块，同时AI插件计算测控装置需要计算的功率等测量量。主控CPU模块定时判断所测量的主设备的绝缘泄漏有功功率并上送主站。
图7示意了电流同步相量测量单元IPMU的内部组成和设计。IPMU由外置霍尔型电流互感器单元(CT)、数采单元(A/D)、MCU单元、MMI单元、GPS单元、通信单元和电源组成。CT单元外置穿心套接在容性设备接地线(末屏)上，3只CT同时测量三相泄漏电流Ia、Ib、Ic，原边泄漏电流量程为0～50mA(AC)，CT副边输出信号为正负5V电压信号；GPS单元通过便携式GPS天线接收并解码卫星时钟，通过UART与MCU通信，使MCU获得精确的年月日、时分秒信息，GPS单元输出秒脉冲信号给MCU，MCU接收秒脉冲信号，经CPU定时后产生100ms间隔的定时采样任务，MCU在绝对时间的每1秒开始时刻及以后每间隔100ms开始启动A/D采样，以6.4k的采样率采样20ms，即1个周波，MCU通过SPI或并行总线读取A/D采样数据并做相量计算，计算出电流相量Ia、Ib、Ic的实部、虚部和模、角度。MCU用电流同步相量与PMU的电压同步相量计算相应容性设备的绝缘泄漏有功功率Pactive。MCU经高速串口与通信单元通信，由通信单元实现IPMU的对外通信，包括接收监控主站的配置、接收PMU的电压同步相量和上送监控主站本地被监测高压设备的绝缘参数。通信单元可采用现场总线单元或无线通信单元。
图8示意了完整的具有高压电力设备绝缘在线监测功能的变电站自动化系统。包括监控主站、同步相量测控装置(PMU)、现场总线通信单元和无线通信单元及电流同步相量测量装置。
图9示意了通过绝缘监测主站、PMU和IPMU构成功能独立的变电站绝缘在线监测系统。
【具体实施方式】
以图1所示110kV变电站为例，在变电站主控室设置有N台监控主站，设置主站地址为F1H、F2H，…，FnH。在两台主变压器、110kV进线断路器、母联断路器、10kV出线断路器、10kV母联断路器、10kV厂用变压器处配置PMU，PMU地址分别为01H、02H，…，依次排序。在110kV的PT、110kV进线CT、110kV进线避雷器、10kV的PT、10kV进线CT处配置IPMU，110kV的IPMU地址分别为81H、82H，…，依次排序；10kV的IPMU地址分别为A1H、A2H，…，依次排序。PMU和IPMU按电压等级分为110kV和10kV两个组。两组各设置一个间隔层通信单元BCOM，两个BCOM的地址分别为FDH、FEH。指定110kV组由一台110kV主变压器的PMU向110kV组的IPMU发送电压同步相量，10kV组由一台10kV厂用变压器的PMU向10kV组的IPMU发送电压同步相量。BCOM采用CAN总线与IPMU通信。
PMU通过变电站自动化系统GPS时钟对时，IPMU通过GPS接收模块对时，系统开始工作。PMU和IPMU都定时100ms完成电压、电流同步相量测量。各母线组由指定的PMU按定时1s发送电压同步相量时间序列到组内的BCOM，BCOM按定时1s通过CAN总线向组内的各IPMU广播电压同步相量。PMU定时1s计算主设备的泄漏有功功率并与定值比较，超过定值时报警，报警信息上送监控主站，PMU定时10min上送监控主站主设备的泄漏有功功率；IPMU定时1s计算容性设备泄漏有功功率，并与定值比较，超过定值时报警，报警信息上送监控主站，IPMU定时10min上送监控主站容性设备的泄漏有功功率。
监控主站在实现变电站自动化系统的常规监控功能的同时记录各主设备和容性设备的泄漏有功功率曲线，显示是否有设备绝缘报警。监控主站定时每天判断各设备绝缘泄漏有功功率的变化量，包括当天值与前一天同一时间的值的差值，当天值与前一周同一时间的值的差值，当天值与前一月同一时间的值的差值，对超过定值者报警。