过电压监测

过电压监测（通用9篇）

过电压监测 篇1

随着输电电压等级的提高和远距离输电线路增加, 过电压威胁着电力系统变电设备和大型发电机的绝缘安全。准确记录过电压数据, 结合电气设备绝缘配合与设备绝缘状态的关系综合分析计算, 确立电力系统变电设备绝缘安全预测分析思路, 通过过电压测试分析, 在线分析变电设备的绝缘工作状况, 锁定可能发生绝缘事故的年限时间区域和故障点, 预测变电设备的绝缘安全状态, 以便提出对变电设备和大型发电机进行预防性保护与预知性维护工作的依据。

1 国内外过电压在线监测状况

暂态过电压在线监测装置目前研究方向主要是两个方面, 一种是监测外过电压, 即雷电过电压, 另一种是监测内过电压。雷电过电压需要监测的雷电波形持续时间短, 一般为100 μs左右, 波头是微秒数量级, 因此, 需要高速同步采样, 理论上应该达到60 MHz的采样频率, 同时, 雷电过电压频率高, 需要采用频率响应好且电感很小的分压器测量雷电参数。经统计雷电过电压现象只占过电压现象的10%, 而且由于直击雷和感应雷的不同, 以及雷电波在线路传递过程中的能量衰减, 造成雷电过电压在线监测技术 发展迟缓。由于监测雷电过电压在测量技术和分压技术方面存在困难, 目前, 对雷电过电压监测主要是在10 kV电压等级上。对采集频率的要求, 目前也只能是初级测量, 可达到4通道的20 MHz同步采样频率。

经统计, 内过电压现象占过电压现象的90%, 内过电压除隔离开关投切以外一般频率不超过3 kHz, 这样, 监测内过电压就很实际, 电磁型的电压互感器通过的频带宽度在5 kHz以内, 所以, 内过电压的波形可以很好的通过, 避免了因监测内部过电压对现有电力系统一次设备的投入。同时, 对于500 kV及以上的电压等级, 基本采用CT末屏或带谐波测试功能的CVT方式, 测量内过电压也不存在任何改造一次设备的要求, 内外过电压进行分别测量作为目前测量过电压最实际的方法。对此, 黑龙江省电力科学研究院在2003年成功研制了OCTO-I型电力系统暂态过电压在线监测装置。

2 暂态过电压在线监测装置的优点

OCTO-I型电力系统暂态过电压在线监测装置是监测暂态和稳态电气量的在线监测设备, 其优点是:同步采集速度快, 可以达到100 kHz, 16个通道同步采集, 16个同步测量通道彼此不共地, 真实准确地反映暂态量;具有很强的抗干扰能力, 适应电力系统恶劣的运行环境;可以直接接电压互感器二次侧或分压器低压臂。自动启动方式灵活方便, 每个通道可以设置不同的启动条件;可以记录故障过程, 也可以记录各种操作过程, 还可以随时手动记录。记录次数多达1 000次, 每次记录时间长达4.8 s, 每次记录数据量达5 M字节;具备显示波形任意部分、任意大小的功能, 并可以任意打印;标准TCP/IP通信协议, 可以实现远程控制和传输数据;可以对自动记录的数据进行各种详细分析, 可以得到过电压倍数、电流涌流倍数、事故发生时刻电压和电流振荡频率, 以及计算50次的暂态谐波量等分析计算结果。

3 暂态过电压在线监测装置的现场应用

自2002年该装置投入运行以来, 长期运行在从10～500 kV多个电压等级变电站中, 并记录了大量实测的暂态过电压数据。尤其是在2004年、2005年国家电网公司在东北电网和华北电网区域内进行的两次大扰动试验, 以及黑龙江省电网公司的黑启动试验中得到应用。这几次重要的试验主要是测量暂态过电压对电网运行主设备的冲击, 试验结果证明装置完全满足试验要求, 性能上领先国内同类产品。

3.1 东北电网大扰动试验的测试

东北电网大扰动试验是以500 kV梨树变和500 kV哈南变500 kV三相接地短路方式实现对电网的扰动。哈东变暂态过电压在线监测装置录取了220 kV北母A、B、C三相相电压和零序电压, 66 kV东母A、B、C三相相电压和零序电压, 66 kV 西母A、B、C三相相电压和零序电压, 66 kV东荒线、A、C相电流, 66 kV东源线A、C相电流, 哈东变一次系统, 见图1。

2005年3月29日13时30分在500 kV哈南变三相人工接地短路进行大扰动试验时, 哈东变电压、电流均有明显变化。录得的波形图见图2, 测量结果见表1。

在500 kV哈南变三相人工接地短路试验时, 哈东变220 kV母线电压下降了39.6%, 所用变低压侧下降了33.8%。由于试验中所测量的电流参数的潮流主要是供给负荷电流, 所以短路时有的电流增加, 有的减小, 1号主变220 kV电流下降了16.5%, 2号主变220 kV电流上升了55.3%, 220 kV东中甲线上升了8%。

3.2 220 kV系统B相经高阻接地故障

220 kV系统B相经高阻接地如图3所示, B相对地电压稍有降低、电压降至81.4 kV, 出现零序电压, 经约0.1 s故障消失, 系统恢复正常。

在220 kV系统B相经高阻接地时, 随着220 kV B相电压下降, 66 kV B相也下降, 而且在66 kV中性点出现零序电压, 由于66 kV系统中性点经消弧线圈接地, 使得66 kV中性点零序电压出现衰减振荡。

在220 kV系统B相经高阻接地和接地消除过程中, 如图3所示, 220 kV A相过电压1.01倍, B相过电压1倍, C相过电压1.02倍, 零序过电压0.62倍;66 kV A相过电压1.16倍, B相过电压1.19倍, C相过电压1.22倍, 零序过电压0.37倍。

通道1—220 kV南Ⅰ母A相电压;通道2—所用变220 V电压;通道3—1号主变A相电流;通道4—2号主变A相电流;通道5—东中甲线A相电流

通道1—220 kV A相电压;通道2—220 kV B相电压;通道3—220kV C相电压;通道4—220 kV零序电压;通道5—66 kVⅠ段A相电压;通道6—66 kV Ⅰ段B相电压;通道7—66 kV Ⅰ段C相电压;通道8—66 kV Ⅰ段零序电压;通道9—66 kVⅣ段A相电压;通道10—66 kV Ⅱ段B相电压;通道11—66 kVⅡ段C相电压;通道12—66 kVⅡ段零序电压

3.3 66 kV系统A相接地故障

66 kV系统A相接地故障波形, 如图4所示。66 kV系统A相接地后, 经0.11 s接地故障消除。A相过电压1.75倍, B相过电压1.95倍, C相过电压2.8倍, 零序过电压1.2倍。由于消弧线圈良好的消弧功能, 当66 kV系统单相接地时, 电弧很快熄灭, 保证了系统的安全运行。

通道1—220 kV A相电压;通道2—220 kV B相电压;通道3—220 kV C相电压;通道4—220 kV零序电压;通道5—66 kVⅠ段A相电压;通道6—66 kVⅠ段B相电压;通道7—66 kVⅠ段C相电压;通道8—66 kVⅠ段零序电压;通道9—66 kVⅡ段A相电压;通道10—66 kVⅡ段B相电压;通道11—66 kVⅡ段C相电压;通道12—66 kVⅡ段零序电压

根据图4的波形, 零序电压为频率f0=55.04 Hz的衰减正弦波, 由此可算出, 杏花变66 kV 消弧线圈接地系统消弧线圈的脱谐度

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即消弧线圈为过补偿, 但脱谐度稍大。故障在消除后, 从波形图可看出故障相的电压恢复到相电压的时间为0.03 s。

4 结束语

该装置在多个等级变电所实际运行中, 经过考证, 装置运行稳定可靠, 完全达到了设计要求, 它可以准确记录变电所在短路、线路及设备操作时产生的过电压或过电流、接地等故障或事故发生时的暂态波形, 为电力设备运行状态监视和故障发生后分析原因提供准确的暂态记录数据, 有利于迅速查找出故障原因。

摘要：阐述了过电压在线监测技术在电力系统的应用, 分析了黑龙江省电力科学研究院研制开发的电力系统暂态过电压在线监测装置的应用情况, 以及与在电力系统应用的在线监测装置的互补性。

关键词：操作过电压,谐振过电压,在线监测,故障录波

过电压监测 篇2

1.系统构成和功能概述

（1）系统构成。该系统利用电子式多功能电压监测仪作为基本的数据采集单元，GPRS以无线网络和Internet作为通信通道构成配电网运行实时监测系统，主要由多功能电压监测仪GPRS通讯模块、GSM公用数字通讯网，移动服务商网关，公共互联网，专有服务器和供电所监测中心构成。

（2）DY2型电压监测仪（GPRS），是依据电力行业标准开发研制的，专门用于监测电网电压的运行质量的电子仪表，该仪器以单片机和GSM/GPRS无线网络技术为核心，集监测，记录，远程通讯于一体的智能化仪器。它具有对电网电压进行实时监测、数值统计分析、存储和多种形式的报表打印等功能，并采用GPRS/短消息通讯方式来收发数据，是新一代高科技管理系统。该系统建网方便、无需布线、一次性投资少、设备运行维护费用低和几乎不受区域限制等特点。可随时利用GPRS通讯方式实现联网通讯，将电压监测数据传输到供电部门的计算机上，实现数据的传输，无论距离长短。GPRS模块直接内置在仪表内部，在供电部门使用的原有管理软件计算机上，增加TCP/IP协议收发数据的功能，就可完成和GPRS数据服务器之间的数据传输。

2.GPRS介绍

2.1　GPRS的特点

GPRS具有传输速率高、接入速度快、可永久连接、丰富的数据业务的特点。对于用户来说GPRS具有如下好处：计费合理、覆盖广泛、业务丰富、性能优越。可向用户提供多种服务。

2.2　GPRS系统

2.2.1　GRPS的逻辑结构

GPRS是在GSM网络的基础上增加SGSN和GGSN这两种网络实体以及Gb、Gn/Gp、Gi、Gr、Gf、Gd、Gs、Gc等接口而实现的。在上述接口中，Gs和Gc接口是可选接口，需要SGSN与MSC/VLR配合实现诸如联合位置更新、经由GPRS进行CS寻呼等功能时，就应选用Gs接口；如果选用Gc接口，GGSN可直接从HLR获取位置信息，则如果未选用Gc接口，GGSN则需通过其他SGSN或GGSN从HLR获取位置信息。

2.2.2　GPRS网络的基本结构

来自MS的用户信令与数据在BSS之后分流，电路业务经A接口去往MSC/VLR进入GSM核心网，分组业务则经Gb接口去往SGSN进入GPRS骨干网。在GPRS骨干网内部，各GSN实体之间通过Gn接口相连，它们之间的信令和数据传输都是在同一传输平台中进行的，所利用的传输平台可以在ATM、以太网、DDN、ISDN、帧中继等现有传输网络中选择。GPRS骨干网中的SGSN和GGSN还通过Gr/Gc、Gs、Gf、Gd等接口分别与HLR、MSC/VLR、EIR、SMS-GMSC等原GSM网络实体相连，这些实体之间的通信只涉及信令，利用SS7网络进行通信。

2.2.3　GPRS传输协议

接口射频部分：采用与GSM相同的传输模式；MAC/RLC协议：提供分组数据传输的信道，其中RLC协议可支持MS与BSS之间的有确认和无确认两种模式的数据传输；LLC协议：它与RLC协议是相对独立的，在MS与SGSN之间提供一条高度可靠的加密的逻辑链路用于数据传输。LLC协议也可同时支持有确认和无确认两种模式。LLC层可支持多种QoS延时级别；SNDCP协议（Subnetworkdependentconvergenceprotocal）：作为网络层与链路层的过渡，将IP/X.25用户数据进行分段、压缩等处理后送入LLC层进行传输。Gb接口L1bis：物理传输层。网络业务（NetworkService）该层基于帧中继，用于传送上层的BSSGPPDU。BSSGP协议：在传输平台上，该协议用于在BSS与SGSN之间提供一条无连接的链路进行无确认的数据传送；Gn接口L1/L2：底层传输网络相关的协议，底层传输网络可以是ATM、以太网、DDN、ISDN、帧中继等；UDP/TCP：UDP提供差错保护，用于承载不要求可靠传输的GTPPDU。TCP提供流量控制以及丢失和差错保护，用于承载要求可靠传输的GTPPDU；IP：GPRS骨干网协议，用于路由用户数据和控制信令。GPRS骨干网可先采用IPv4，最终将使用Ipv6．GTP协议（GPRStunnellingprotocal）：用于GPRS骨干网中GSN之间数据和信令的隧道传输，它将用户的PDPPDU用GTP字头封装用于标识特定用户。

2.3引入GPRS业务对现有GSM网络的影响

2.3.1网络设备

a.对于MS和BSS部分。无线接口的主要修改在于：无线接口的信令部分包括MAC/RLC，SNDC以及高层的信令等；逻辑信道与物理信道的映射、信道编码部分；物理层的无线链路部分包括功率控制、同步、时间提前等算法。MS支持GPRS的移动台一般在软硬件上均需改动。以传送分组数据业务为目标的GPRS业务，一般其终端都具有连接PC适配接口，以便与多种数据应用终端的连接。BTS基站不需要修改硬件设备，仅需进行软件的升级。当引入CS-3，CS-4信道编码时，目前大部分厂家的Abis接口的帧结构要发生变化。BSC为了支持GPRS，需要在BSC增加分组控制单元（PCU）。PCU需要支持BSC至SGSN的Gb接口，由于该接口采用帧中继方式，原有电路型的交换设备无法使用，必须增加新的硬件设施完成与SGSN的连接。同时，PCU还完成信道指配和无线信道管理等工作，包括广播控制信道和功率控制等。

b.对于网络部分。需要新增网络交换设施SGSN和GGSN。SGSN：与BSS接口，主要完成GPRS的移动性管理、加密和计费等功能；　GGSN：与分组数据网络接口；对于原有网络设施需要进行软件升级并配备一些网络接口连接：HLR：需要增加GPRS的相关数据，包括用户签约的GPRS业务种类和移动用户所在的SGSN的号码，以及SMS是通过MSC来传送还是GPRS网络来传送；HLR需增加与SGSN、GGSN（可选）等网络实体间的Phase2+的MAP信令接口；　MSC/VLR：当采用MSC与SGSN之间的Gs接口时，需要对于MSC/VLR进行软件升级并配备相应接口，以支持联合位置更新和寻呼；短消息业务中心：需增加与SGSN的接口，采用现有MAP信令也可实现短消息业务在GPRS中的传送；计费系统：应能够根据SGSN和GGSN采集的计费信息，建立适合于分组数据业务的计费处理系统；操作维护中心：OMC-R需要增加无线资源管理的相关数据，OMC-S部分增加了SGSN和GGSN两个网络单元，应增加其相应的管理数据和程序。

2.3.2传输网络

传输网络的投资在整体网络建设中占用相当大的比重。由于目前蜂窝网络的业务主要为电路型业务因此主要采用PCM2Mb的线路，随着GPRS骨干网络的不断发展，有选择地采用帧中继、ATM等传输方式以提高传输有效性，适应业务和网络的发展。

2.3.3无线网络的规划

过电压监测 篇3

电气设备可靠运行是实现坚强电网的基本保证。运行经验表明,电网中发生的各种事故绝大部分是由于系统中过电压引起的,过电压出现时间虽然短暂,但由于其峰值高、波形陡、能量大,会对电气设备绝缘造成严重威胁[1,2]。电力系统中常用的自动故障录波仪是分析系统事故过程及原因的主要手段。但是,目前故障录波器的电压信号通常取自电压互感器,受电压互感器自身技术条件限制,故障录波仪采样率较低,这使得准确分析判断过电压产生的原因变得十分困难。

近年来,电网设备容量和数量日益庞大,日常运行维护工作量在不断加重,而且设备运行维护费用也在不断攀升,已构成了电力企业最基本和最主要的成本之一。随着资产全寿命周期管理和状态检修工作的开展,输变电设备检修策略将逐渐由“计划维修”过渡到以可靠性为中心的“状态检修”,迫切要求对输变电设备绝缘状态等重要参数进行长期有效监测。设备绝缘状态监测可以捕捉设备事故的先兆信息,防止突发故障,提高设备运行的可靠性;同时通过长期积累绝缘状态特征参数数据,可为设备状态诊断、评价提供决策依据,进而有效制定设备状态检修策略,降低设备检修成本,提高设备运营效益。

本文适时开展了110 kV及以上电压系统过电压在线监测方法研究,探索新型过电压监测方法,通过综合比对以下监测方法的有效性和可行性,提出针对110 kV及以上变电站最优的过电压监测方法。

1 套管末屏分压器法

本文研究了从电容式套管末屏连接低压臂分压器进行过电压监测的方法。由于套管自身电容效应,套管电容与低压臂分压器共同作用构成一个电容分压系统[3,4,5],套管末屏分压系统测量原理如图1所示。

低压臂分压器的合理设计是整个分压系统精确测量的关键。为了减小分压单元元件与输出回路之间的磁耦合,最大限度地减少残余电感对分压器响应特性的影响,分压元件采用多个聚丙稀无感电容并联连接并沿圆周对中心均匀对称排列。采用首端电阻串联匹配和末端电阻并联匹配,匹配电阻穿过分压器中心与信号传输电缆接口连接。保护单元为压敏电阻、放电管和继电器共同组成的混合保护电路。整个分压器最外层为金属外壳,通过接地的金属外壳实现对核心部件的电磁屏蔽。套管末屏连接低压臂分压器结构如图2所示。

本文实现了110—750 kV套管末屏连接低压臂分压器的典型设计,对低压臂分压器进行了冲击电压比对试验,试验结果如图3所示。

图3中,CH1为标准冲击发生器输出电压波形,CH2为末屏连接电容分压器测量电压波形。冲击电压比对试验表明,套管末屏分压系统频率响应范围可达10 Hz～2 MHz,此方法可满足现场雷电、操作过电压测量要求。

2 GIS小板式电容传感器法

自20世纪80年代中期以来,由于VFTO造成多起330 kV及以上GIS、变压器等设备损坏,国内外对其进行了大量的研究[6,7,8]。针对性地开发了测试传感器,主要是小板式电容传感器,也称为手窗式传感器。小板式电容传感器基本有两种形式,一种是输出端子已是二次分压值,如长江三峡左岸电站500 kV GIS(SIMENS公司)内部埋入的传感器。另一种是输出端子为一次电容的下端子,外接二次电容后进行测试。小板式电容传感器结构原理见图4。

本文根据小板式电容传感器的原理,针对750kV GIS设备设计了一种电容传感器。选择外接二次电容的小板式预埋式电容传感器作为内部陡波传感器。对传感器的时域校准进行研究,获得传感器的各种响应特性如图5所示,得到传感器的刻度因数,如表1所示。

由表1可见,传感器在3种主频差异较大的电压作用下的响应是一致的,误差在2%以内。传感器频率响应范围可达10 Hz至28.2 MHz。

本文采用此方法,在750 kV兰州东变电站进行了750 kV GIS投切空载线路时过电压测试,测试结果真实可靠,验证了小板式电容传感器用于监测过电压的可行性。

3 电流还原电压法

3.1 套管末屏电流还原电压法

本文采用罗氏线圈测量过电压发生时套管末屏接地回路的暂态电流,通过积分器还原过电压波形的监测方法[9,10]。采用无铁芯的Rogowski线圈作为电流传感头测量套管末屏的电流波形,Rogowski线圈输出电流信号波形经积分器后变为电压信号波形,然后用A/D转换器对信号进行采样,最终用光纤将A/D转换的结果以串行方式发送到地面控制室,实现信号的恢复和处理。

套管末屏电流还原电压方法原理见图6,测量系统的冲击电压试验,结果如图7所示。

图7(a)中,较缓脉冲信号为原始1.2/200试验冲击电压波形,陡脉冲信号为Rogowski线圈测量的暂态电流波形;图7 (b)为测量系统还原冲击电压波形。ogowski线圈连接模拟积分器测量系统,实现了暂电流波形还原过电压波形,冲击电压频率响应特良好,范围可达2 MHz,满足现场过电压测量要求。

3.2 避雷器动作电流还原电压法

本文采用电流传感器对流过避雷器接地线的电流进行检测,通过计算软件分析电流波形参数,结合避雷器的特性参数,计算出避雷器端部过电压幅值。电流传感器可以采用电阻分流器、霍耳测量仪和罗氏线圈。根据冲击电流波形参数与避雷器的伏安特性(见图8)进行对比计算,可以计算出一定冲击电流下避雷器的端部电压值。

计算时可以忽略冲击电流的频率及冲击电流的上升时间。其原因是试验室中对金属氧化物避雷器阀片进行试验时,通过施加直流电流、工频电流、45/90μs操作冲击电流、8/20μs雷电冲击电流、4/10μs大冲击电流,测量阀片两端电压,由此得到阀片以及避雷器的伏安特性。测试时直流电流的范围在1μA～1 A,工频电流在100～500 A,操作冲击电流在1～2 kA,雷电冲击电流在3～30 kA,大冲击电流在40～100 kA。这些测试电流值范围的选取是根据系统中可能出现的各类冲击电流值选取的,即实际运行过程中,可根据避雷器中流过的冲击电流幅值的大小确定过电压的类型,进而根据伏安特性计算过电压幅值。

4 电场还原电压法

本文采用测量套管出线或架空连接线及临近设备周围的电场的方法,根据所测工频电场与高频电场的相对值来反映架空连接线等部位的过电压倍数,根据所测电场的频率来反映传感器所在位置(套管出线、架空连接线)等部位过电压频率[11,12]。

图9所示为地面上方长直架空线路示意图,r为观测点距导线中心距离,h为导线对地高度,当导线中有电荷q存在时,导线对地电位为u。导线附近为准静态场时,对于导线正下方的场点,空间电位φ与场强E之间存在如下关系:

在已知导线空间位置和特定点E的条件下,且线下不存在其他场源,可利用式(1)～式(3)求得导线的电压,电压U和径向场强Er存在如下关系:

式(4)在频率相对较高(10 MHz左右)、时变特性相对突出的情况下,k与频率和几何位置有关,与场强的幅值无关,径向电场的特性可以很好地反映电压的特性,根据被测导线的几何结构,选择合适的位置,可利用电场的相对值推导过电压的幅值和频率。

场强测量方法的关键在于场强传感器的设计,国外曾制作了一种球形电场传感器,带宽可达到25M Hz,但属于有源器件,金属球壳会造成所测电场严重畸变。本文研制出一种新型光电集成电场传感器,对传感器进行工频响应、雷电波响应、NEMP响应的计算场强校准,得到了传感器的刻度因数,如表2所示。

由表2可见,传感器在3种主频差异较大的电场作用下的响应是一致的,误差在2%以内,频率响应范围可达10 Hz至100 MHz。

本文采用此方法对西高所1 000 kV GIS隔离开关开合小电感电流、电容电流试验时过电压及750kV官亭变电站750 kV GIS隔离开关操作产生的VFTO进行了测试,测试结果良好。

5 监测方法的综合评价

5.1 直接监测方法

(1)低压分压器设计研制、实验校准是最为关键的技术,尤其是大分压比测量系统输出信噪比小,易受测试回路杂散电感、电容等因素影响,设计实现难度更大。

(2)由于分压器与一次设备连接长期运行,必须对测量系统的安全稳定性能进行有效验证。如当套管末屏连接低压臂出现故障时必须保证末屏可靠接地。同时应同制造厂家、运行部门进行沟通,进一步优化分压器的设计安装方法。

(3)直接监测方法信号传输稳定,系统抗干扰能力强。建议在110—330 kV变电站过电压监测中优先采用,还可向更高电压等级推广。

5.2 间接过电压监测方法

(1)电流还原电压的方法,暂态电流数据本身可作为设备运行评价、事故分析的重要依据。但仍需要进一步完善,以提高监测系统测量精度。

(2)场强原理的过电压监测方法具有安装简易、频率响应快、频带宽、对原场干扰小、电磁兼容性好等优点,试验室及现场测试效果良好,具备成熟应用条件。

(3)由于间接监测方法测量装置不与一次高压电器设备建立直接电气连接,实现高低压设备的有效隔离,可大大提高人身、电网、设备安全。建议在750 kV、特高压变电站过电压监测中优先采用。

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过电压监测 篇4

关键词 电压监测仪 运行状况 整改方案 效果 发展前景

一、电压监测仪的发展史及其有关资料

（一） 电压质量的重要性

电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命有着重要的影响，电压质量合格率已作为各级供电、发电企业上等级、达标的主要考核指标。对电压的记录，从以往的人工手抄发展到通过现代电子技术实现对电压的自动监测、分析、统计、打印。

目前我公司电压监测仪实时监测着所辖变电站110kv电气化铁路专线及10kv母线电压。电压监测仪已成为了电压监测的主要工具，为电力发展做出了贡献。

（二）主要技术要求

1、使用条件要求

（1）环境温度：-5～40℃。

（2）相对湿度：40℃时20%～90%。

（3）大气压力：79.5～106.0kpa（海拔2000m及以下）。

2、外观要求

（1）监测仪的面板应整洁美观，字迹清楚醒目，各显示器及调整器件应安装得当。

（2）监测仪的外表面应光洁而无明显的机械损伤和涂覆层剥落等现象。部件安装正确，牢固可靠，操作灵活，各紧固部位无松动。塑料件无气泡、变形等缺陷。

3、功能特性要求

（1）具有监测电压偏差及直接或间接地统计电压合格率或电压超限率的功能。

（2）记录式电压监测仪能贮存与显示电压超上限累积时间、电压超下限累积时间及电压监测仪总时间。

（3）统计式电压监测仪的功能特性要求：①有按月和按日统计的功能，能显示或打印合格率及合格累计时间、电压超上限率及相应累计时间、电压超下限率及相应累计时间，至能贮存前一月和当月，前一日和当日的记录；②具有典型日监测数据显示打印功能的监测仪，其典型日可任意设定，一般不少于三日；c可按规定调显或打印贮存的各项记录与统计值；③在打印时不得对其他功能产生影响；④可显示年、月、日、时、分、秒，并能自动转换。

4、精度要求

（1）在正常使用条件下，应保证监测仪在被监测额定电压un？0%范围内，其综合测量误差rc≤？.5%。

（2）在正常使用条件下，整定电压值的上限值和下限值基本误差均为rz≤？.5%。

（3）在正常使用條件下，监测仪的灵敏度k≤0.5%。

（4）在正常使用条件下，监测仪内时钟误差每天不大于？s或每年不大于？min。

二、改造前电压监测仪及其回路存在的不足

（一）仪表本身

仪表本身的时钟不准确的问题，使统计数据时间偏移；仪表显示屏笔划残缺不全的情况；仪表系统本身有统计数据紊乱的现象，丢失数据或统计数据不全，不能反映母线的正常运行情况。

（二）母线电压监测仪

2007年7月23日，110kv西演变电站10kv5号母线电压监测仪内部短路，造成电压互感器计量保险熔断，直接影响了电能表的正确计量。

（三）刀闸、保险

因为没有专门的刀闸与保险，给检修和试验带来不便。有相当一部分变电站端子排接线密集，频繁拆接线容易造成电压互感器二次短路或接地。

（四）电压监测仪

改造前的电压监测仪需要使用电话线进行数据传输，使得远传读取数据需要较长的时间，还需要专门的设备。而且长期占用班组的微机，给班组的管理工作带来一定的影响。另外远传数据有一定的技术含量，运行人员还需要多次培训，有时还仍然不能保证熟练掌握。由于电话线传输中存在不畅通的情况，在远方读取数据时不能保证随时准确地完成。

（五）端子排

端子排的老旧问题，标识不规范。

（六）电压监测仪

电压监测仪安装位置与运行设备，给运行人员操作带来了不便；端子排距离太近，给消缺工作带来了困难。

三、电压监测仪的改造方案

（一）进行仪表更新

1、更换为第四代智能型电压监测仪，功能更强大。

2、更新后电压监测仪的主要技术指标：

（1）显示值相对误差：<0.5%

（2）统计精度：≤0.02%

（3）灵敏度：<0.5%

（4）分辨率：<0.01v

（5）时钟误差：1s<24h

（6）通讯波特率：19200

（7）功耗：<3va

（8）监测电压：ac（110v、220v、380v）？0%

（9）绝缘电阻：>19m%r

（10）泄露电流：<0.5ma（交流有效值）

外型尺寸：230？45？2（mm）挂式

重量：0.8kg

3、对dt7-g设置并进行校验

（二）加装小型断路器

1、在端子排和电压监测统计仪之间加装小型断路器

该断路器的额定开断电流值为1a，当电压监测仪发生故障时断路器提前动作，不影响电压互感器二次回路及其设备正常工作。

加装断路器后的优点：①检修工作方便；②当电压监测仪进线发生短路或接地时，有效地阻止了事故的蔓延，保证了其它设备的正常运行；③遇到监测仪死机或缺陷时，无须从端子排停电，新型的dt7-g电压监测统计仪断电重启即可消除故障；④方便带电周期试验工作，节约时间又安全。

2、规范电压监测仪的安装位置加装在公共测控屏后方，与其他设备保持一定的距离，既方便了运行人员操作，又增加了安全性。

（三）端子排改造

（1）规范微机打印标识，使接线更标准化；

（2）接口更整齐，防止和其它回路误重叠接线；

（3）使实物图和二次接线图更好的吻合，方便了线路的查找。

参考文献：

[1]电压监测仪订货技术条件.中华人民共和国行业标准dl500-92.

[2]gb12325.电能质量.供电电压允许偏差.

[3]gb4793.测量、控制和实验室用电气设备的安全要求.仪表外观要求检查.

[4]gb6587.电子测量仪器基本安全试验.

浅论高电压设备智能监测终端设计 篇5

随着电力系统技术管理的快速发展, 我们日常生活中电压使用的无线监测技术可以在很大程度上提高高电压电气设备在产生的电压消耗的参数的准确性, 并且这项技术增加了对电压参数的可靠性。无线智能监测技术是高电压状态的维修体制发展过程中的必要前提和基础, 对高电压智能监测终端数据具有重要的现实意义, 无线电通信技术可以对高电压设备进行准确的智能化的自动监测, 还能准确对高电压设备产生的原始数据进行记录分析, 在对原始数据进行处理后将数据进行传输和交互, 在对高电压智能监测终端设备平台进行搭建和测试之后, 对监测终端监测数据的准确性和可靠性进行升级改造。

1 高电压监测节点的通讯设计

1.1 高电压设备智能终端网络拓扑技术

无线局域网的拓扑技术可以分为两大类: (1) 没有中心分布的按比例的对等方式; (2) 有中心进行围绕中心的集中控制方式。

(1) 第一种是没有中心分布的按比例对等的方式, 这种没有中心的拓扑网络主要由无线局域网络里的任意的两个节点组成, 无线局域网内任意的两个节点连接后都可以直接进行通信交流, 在这中间根本不需要设置中心的信号通信的转接站, 大部分的公共的局域网络的广播通信信道主要采用的就是这种没有中心的无线局域网的拓扑结构, 在公用网络整个无线局域网络的拓扑结构中任意的网络连接点都可以去竞争公共网络的网络信道, 按比例对等模式进行网络拓扑结构的好处就是网络的耐损性强, 入网和建立网络都相对容易一些, 并且使用的费用成本较低, 但是只能是局域网内的热议的两点之间的连接才可以形成拓扑网络结构, 随意这种模式只适合在工作群使用和对网络的要求较低的网络模块。

(2) 而第二种就是有中心进行围绕中心的集中控制方式。在这种有中心进行中心围绕的集中控制方式的拓扑的网络结构模式, 需要一个无线基站作为无线局域网络的中线转换站, 所有的连接的节点之间对于网络的访问都是由这个中心站负责控制, 而在这种模式下无线局域网络的中心站就必须要包括拓扑连接节点, 才能确保与其他设备节点进行通信, 这种模式在网络业务量不断增加的同时, 网络线路和用户的使用量成反比, 并且网络吞吐和网络的延时性可以很好的避免, 在这种模式中拓扑结构的网络中心的基站设置的布局受到环境影响的局限性较小, 且网络拓扑结构中心站还可以作为一个接入点计入主区域网络的逻辑接入点, 但是这种模式的拓扑结构的抗毁性较差, 一旦中心站出现故障会造成整个网络系统瘫痪, 而且网络引入的费用成本也十分的高。

1.2 高电压设备智能监测终端网络拓扑技术的设计

我们运用中继来进行对网络数据的传输来增加传输的距离, 我们通过时分的方式对网络数据进行传输并且运用中继技术对网络数据进行轮番的检查, 按照顺序对节点进行监测, 在对数据进行首次监测之后有网络中心站发送给基站, 再由基站通过显示频显示出来并将数据发送到上位机, 最后由上位机传输到智能监测终端。而这些数据会在上位机的终端上通过不同的形式呈现, 一般是由柱状图、面积图和曲线图等这些方式将浙西而数据进行呈现, 为了提高检测的效率我们需要对这些数据进行详细的记录, 对现场的环境进行详细的分析。

2 无线监测网络节点的硬件电路的设计

针对高电压设备的智能监测终端的硬件电路线路的设计, 该节点选用了STC的8位微处理器主控芯片进行设备的监测和数据传输, 而且该类型号的机器的单片机是宏晶科技的一种新型的耗能低的, 运行速度快的、拥有强大的抗干扰的单片机, 在这种机器中可以任意的选择12种时钟机器周期和6h的时钟周期, 并且该种芯片具有很多的优点而且该类系统的扩展性较强, 测量的准确度要求精准和控制精准度较高, 并且可靠性强, 任务的实时的调度大而机器的占地面积小, 体积小, 反应速度较快, 操作方便对技术要求的不高。

而且在该类模式中的外围的电路线路主要包括转化模块、电压的传感器的模块, 温度的传感器模块和液晶显示屏的显示模块还有无线通信的模块。

3 监测终端设计的核心控制模块

在STC89C52RC的外围的电路线路的中的TLC549A/D转化模块, 这种模块是从美国引进的这类设备是由美国德州仪器公司正产的, 这类设备可以和微处理器和控制器进行三条口线进行串行连接接口, 系统时钟和软件系统和硬件系统之间得转换的时间最长是17, 而TLC549的频率是每一秒是4000次。

在电压传感器的模块主要通过P11的接口接入设备装置的终端并且通过电压互感的而定的电流的数据2m A, 对电流进行整流转换, 转换成我们监测终端需要的电流, 在这种模式中模拟的电压和被测量装置做需要的电压之间成正比例关系。

在传感器的整个传感元件和转换电路之间集中合成在一个三极管的封闭的装集成的电路内, 而这类数据线路的特点就是让客户可以更好的更容易组建传感器网络, 同时也在为整个监测终端的网络系统的构成和组建引进新型的理念。

在液晶显示屏的显示模块中, 串行数据会被分成三个字节执行传输任务, 在第一字节中串口控制数据传送方向, 第二字节进行并行传送将8位数据的高4位的数据进行传送, 而第三字节就是并行将8位数据的低4位进行串行接口接入。

在无线通信传输的模块, 采用智能芯片作为无线传输模块的技术和存储支撑, 该模块主要包括信息和网络数据收发通道的控制端、对工作模式的控制端、接收模式信号和下载波以及信号的监测的输出的终端、还有发射接收数据信号的通道等部分组成。在这种模式中主要包括了电源的管理模块、晶体的振荡器。对于低噪音声音的放大的仪器、声音和数据传输频率的合成器、电压功率的放大器和通信协议的控制管理终端器等模块。我们采用的这种模式具有很高的抗干扰的能力, 可以很好的解决噪声对周围环境影响和对终端系统的干扰。

4 高电压设备智能监测终端的软件的设计

在基站对程序设计传输的数据进行校准, 按照规定的时间直接的接受数据完成以后, 将接受的数据进行显示之后发送到显示模式中, 通过显示屏展现出来, 可以进行实时的观测和控制管理数据, 将数据传输在上位机上, 观看数据的时间不会受到限制, 但是数据会随着观看时间的变化而变化。在基站里的每个数据都要设定一个参数值作为标准, 但是任何一个参数值超过预期设定的参数值就会出现误差, 酱爆系统就会出现报警摒弃儿还能很好的显示某个出错的环节。

在高电压设备监测终端的设计中, 中继的主要作用就是为了延长数据传输的时间和距离。中继主要是在监测终端设备的设计中对数据传输的传输作用, 将每个节点的位置准确无误的传输给基站, 然后通过基站在传输到上位机最终通过上位机将数据进行显示, 从而我们可以对传输数据进行详细的分析和参考。

5 结束语

在高电压设备的监测终端的设计中, 高电压设备的自动监测是现代电力监测管理系统的主要的技术任务, 并且可以进而准确无误的进行科学胡阿德对数据进行采集和处理, 在这一方面可以给管理层的决策起到保障和数据支持作用, 并且还能准确及时对出现的事故进行及时的解决和分析, 从而来减少事故发生的频率, 即使发生事故可以很快解决问题。随着电力系统技术管理的快速发展, 我们日常生活中电压使用的无线监测技术可以在很大程度上提高高电压电气设备在产生的电压消耗的参数的准确性, 并且这项技术增加了对电压参数的可靠性。无线智能监测技术是高电压状态的维修体制发展过程中的必要前提和基础, 对高电压智能监测终端数据具有重要的现实意义, 无线电通信技术可以对高电压设备进行准确的智能化的自动监测, 还能准确对高电压设备产生的原始数据进行记录分析, 在对原始数据进行处理后将数据进行传输和交互, 在对高电压智能监测终端设备平台进行搭建和测试之后, 对监测终端监测数据的准确性和可靠性进行升级改造。

参考文献

[1]姚宏.用可编程控制器制作通用线性温控仪[N].电子报, 2009.

[2]韩润生.变电站中低压开关柜过热故障在线监测系统[D].南京理工大学, 2007.

过电压监测 篇6

电压监测装置对供用电的质量和可靠性非常重要, 因此对其运行参数与状态进行在线监测是必要的。本文讨论了电压监测装置在线监测系统在电力系统中的应用。

1 采用GPRS电压监测装置在线监测系统的意义

1.1 原电压监测系统存在的问题

1) 此前, 现场运行的电压监测装置主要是采取周期检测的方法, 因其检测周期长, 无法对运行中的电压表的误差进行实时监测, 不能及时发现检测周期内出现的超差、接线错误、烧损等故障;

2) 原有的手抄型电压监测装置需要大量的人力到现场采集数据;

3) 原有的手抄型电压监测装置, 在统计、汇总时存在人为调整数据的现象, 不能保证数据的及时性与准确性。

1.2 意义

1) 避免现场测试时的接线错误, 将周期测试中造成的失误和安全事故降到零。同时还可以实时监测、了解电压监测仪的运行情况。

2) 采用现代通信手段满足现代办公对资源共享的需求, 适用于不同位置的需求;

3) 系统采集到的数据在终端可以再现现场的实际状况, 同时还可以与电压表采集到的数据进行比较, 验证电压表的数据的准确性。

4) 现场只需对电压监测仪的准确度进行测试, 并且可以根据系统提供的多个测试结果反证电压监测仪的误差变化情况, 判断是否需要对电压监测仪进行测试。

2 GPRS电压监测装置在线监测系统的结构原理及特点

2.1 结构与原理

GPRS电压监测装置在线监测系统由GPRS型电压监测仪、计算机 (客户端) 软件、GPRS数据服务器 (含服务器软件) 及GPRS无线数据采集器构成。它利用现有的GPRS无线数据采集器把现场数据发送或接收到远程电力部门的客户软件操作平台上, 实现对现场仪表数据的远程无线采集和监控, 系统原理框图如图1所示。

2.2 在线监测系统的特点

系统采用先进的的电力电子技术, 高精度A/D转换技术, 单片机控制技术和抗干扰技术, 具有测量精确, 可靠性高, 功能齐全, 人机界面友好, 安装方便, 操作简单等特点。该系统采用GPRS通讯方式来收发数据, 实现了主叫和被叫双重功能, 是新一代高科技管理系统。该系统具有建网方便、无需布线、一次性投资少、设备运行维护费用低和几乎不受区域限制等特点。

3 在线监测系统终端软件的功能

在线监测系统软件功能全面, 能够由客户软件操作平台在线实时自行监测并把数据自动存入数据库, 在终端随时可调用, 还能够制定计划任务。该软件具有数据录入、同步数据、设备信息、测试数据、计划任务、数据分析和报表输出等功能, 具体功能如下:

3.1 数据录入功能

对于无法实现通讯的电压监测点, 可将上报的统计数据, 通过人工录入的方法, 录到上位机的数据库中, 以便对数据进行统计和生产报表。

3.2 同步数据功能

可在客户端计算机登录远程监测点时, 将包括计划任务在内的所有新建数据下载到客户端计算机中, 从而达到数据同步的目的。

3.3 设备信息功能

可对各个监测点信息进行统一的管理, 包括仪表编号、仪表类别、电压限值、运行时间、电压合格率、用户名称、线路名称、安装具体位置等。

3.4 计划任务功能

可以向远程监测点下达计划任务, 使客户端在无人的情况下, 按照计划的时间自行进行数据的招测, 并同时记录数据。

3.5 数据分析和报表输出功能

依据能源电218号文件, 对供电电压质量进行统计和汇总报表输出;在Windows98以上平台支持下, 通过监测分析软件可以完成联机通讯数据存储、统计、报表输出。

4 结语

综上所述, GPRS电压监测装置在线监测系统能够实现对电压监测装置安全、可靠、实时地监测, 满足了国家电监会对电压合格率实施信息公开的要求。在电力系统应用该在线监测系统, 既有利于提高电力管理单位的劳动生产率, 优化资源配置, 节约成本, 又可以提高企业经济效益。相信在不久的将来, GPRS电压监测装置在线监测系统必将在电力系统得到广泛应用。

摘要：针对目前变电站、配电室等运行的电压监测装置不能有效、实时测试电压监测点电压的问题, 安装了GPRS电压监测装置在线监测系统。实际应用表明, 该系统实现了存储测试数据、远程数据下载、测量并存储各种瞬时量参数 (最大值电压、最小值电压、总运行时间、电压合格率、越限总时间等) 、实时监测、数值统计分析、存储和多种形式的报表打印等功能, 对提高电压监测装置的可靠性和安全运行起到了重要作用, 为电网电压统计提供了科学、准确的依据。

过电压监测 篇7

传统分散的电压监测仪器安装在各个变电站, 通过工程技术人员到变电站利用专用设备读取存储器中的电压监测数据, 进行统计分析, 存在数据时效性差和需要工程技术人员往返变电站等缺点。

采用独立的电压监测系统进行电压监测, 电压监测满足了电网运行的需要, 但存在建设和运行维护经费支出大等问题。

随着电力系统自动化的发展, 变电站和发电厂安装了高性能的RTU或综合自动化装置, 调度自动化主站建立起了功能强大的EMS系统, 这一切为电压监测提供了更多的手段, 使得以EMS系统为核心的电压采集、统计和分析成为可能。EMS系统利用远动终端完成电压量的采集, 数据可实时送往调度主站, 由后台软件对其进行统计和计算。这种方式可实现对多个变电站同时进行监测, 并有统计电压最大值、最小值、电压合格率、按时间查询、各测试点的日电压曲线、打印日报表和月报表等多种功能。目前, 很多地区的调度中心已经采用这种方式。但现行基于EMS的电压监测存在如下问题:

(1) 由于EMS系统每5min保存1次历史数据, 不满足国家标准对电压偏差监测每1min保存1次历史数据的要求;

(2) 由于自动化信息在传输过程中受到电磁干扰和通信系统产生的误码等, 都会造成上传到调度自动化EMS数据源的不准确。现行EMS均未进行数据滤波处理, 不合理的原始数据被作为统计数据源, 造成的电压合格率统计计算结果的可信度下降;

(3) 现行EMS系统作为电压监测不完全具备国家规定的统计功能, 例如越上限和越下限时间总和等功能, 无法为电网指挥人员提供必要的分析数据;

(4) 现行EMS系统作为电压监测未考虑远程数据传输所存在的特殊问题, 例如调度自动化系统EMS失效时的情况, 造成的电压合格率计算可信度和可用率的下降。

由于绝大多数电网综合负荷一般呈现平稳缓慢变化的特性, 从电压监测工程应用的角度上讲, 传统电压监测仪器1s进行1次采样和调度自动化EMS每3～5s上传1次数据区别不大, 工程应用是可行的。

本研究立足于现有的调度自动化EMS系统, 通过提高统计数据点密度 (每1min存储1次历史数据) 、中值滤波 (对每个电压监测点1min内3～5s的实时数据进行排序取中值) 后的数据作为统计数据源、按照国家对电压监测仪统计功能的要求以及考虑到远程数据传输所存在的特殊问题, 在此基础上进行统计和分析, 使电压偏差的监测、统计和分析满足国家对电压偏差监测的要求, 能更好地反映系统电压的变化情况, 具有更好的可信度和实时性, 为调度对系统的电压调节, 优化潮流分布, 提高电压质量提供重要的决策依据, 为电压的考核统计提供一个统一的、方便维护的管理信息系统。

对于少数供给冲击负荷的变电站由于冲击负荷所引起电压快速变化的情况, 一般都伴随有谐波、闪变和三相不平衡等情况的产生, 因此这些场合一般都需要安装在线的电能质量监测仪器, 二者结合可以用较小的资金解决电网电压监测和统计分析的工作。

1 提高调度自动化E M S统计数据点密度

国家相关标准规定了以每1min的时间间隔存储1次历史数据, 并以此数据作为统计分析计算的数据源。而传统的EMS系统每5min保存1次历史数据, 不满足国家标准对电压偏差监测每1min保存1次历史数据的要求。在EMS中单独建立以1min为时间间隔的数据区存储电压偏差监测数据作为统计分析计算数据源的数据库。

2 中值滤波后的数据作为统计数据源

中值数据滤波就是对上传到调度自动化主站EMS系统中的每个电压偏差监测点1min内3～5s的实时数据进行排序, 去掉一定数量的最大值和最小值, 取剩余数据的算数平均值。具体的计算机实现如下功能:

(1) 增加共享内存段存储所有电压监测点1min实时数据;

(2) 在数据库中增加1张表来存储每个电压监测点每分钟处理过后的中值, 将该表中每个监测点的该域值添加到采样定义表中;

(3) 增加1个排序计算程序, 该程序每隔1min对每个电压监测点1min内3～5s的实时数据进行排序取中值处理, 计算结果放入功能2新增的表中, 计算结束清除内存中的数据。

3 调度自动化E M S远程数据传输所存在的问题

调度自动化EMS存在失效的问题, RTU、通信链路和主站系统任何一个环节软硬件故障都会使电压偏差监测进程感受到一组不刷新的数据, 因此调度自动化EMS取代分散电压监测仪要考虑这一情况。处理方法包括4种。

(1) 软件实现将变电站母线电压数据不刷新的时间段剔除, 不在统计分析的范围内。

(2) 最近类同日数据替代法。取相同变电站母线最近类同日相同时段的电压变化规律, 作为测计期内电压的变化规律。取相同变电站母线最近类同日和计算日调度自动化EMS系统失效前3个点各自负荷平均值的比值作为计算日电压计算的比例修正系数。以调度自动化EMS系统失效前的电压值为基数, 按照最近类同日相同时段的电压变化规律, 乘以比例修正系数, 便得到在调度自动化EMS系统失效期间监测点电压的估计值。

(3) 随着通信系统主备通道的逐步建设, RTU和调度自动化EMS主站系统可靠性的不断提高, 调度自动化EMS失效的概率越来越小, 调度自动化EMS取代分散电压监测仪将会更加具有生命力。

(4) 采用“断点续传”方法的解决通信链路中断的问题。

目前变电站RTU均无记忆存储功能, 采集数据直接上送至调度自动化EMS主站系统, 由于外界自然或人为种种因素, 系统通道中断时常发生, RTU采集的现场数据无法及时上送至调度自动化EMS主站系统, 造成对电网监测数据丢失, 使得监控中心自动化系统出现数据中断、缺失, 数据的不连续和不完整, 妨碍了调度员对电网运行工况、异常和故障作出全面、正确的分析, 甚至威胁电网的安全运行。

因此, 有必要开发EMS系统的断点续传功能, 实现采集数据缓冲存储和自动化数据断点续传, 降低通道异常和中断对调度自动化系统的影响, 保证调度自动化数据的有效性、连续性、完整性和真实性, 减少事故发生, 保障电网安全、稳定和经济运行。

对于常用的CDT规约需要进行扩展 (调度自动化EMS主站和RTU子站) , 增加调度自动化EMS主站召唤时标数据及响应时标数据报文, 升级现有变电站RTU硬件配置, 增加电子盘, 就地存储带时标数据, 响应召唤上送时标数据。在调度自动化EMS开发断点数据检索和断点数据召唤软件, 自动检测通道与断点数据, 向RTU自动或手动召唤断点数据并补存丢失数据, 实现调度自动化EMS数据断点续传, 有效降低了系统异常、故障或通道中断对调度自动化系统的影响, 保证自动化数据的有效性、连续性和完整性, 使得调度自动化EMS系统报表和统计数据更准确和完整。

4 统计分析软件具有电压监测仪器的功能

电压统计数据包括日最高、日最低、日最高发生时间、日最低发生时间、日合格率, 月最高、月最低、月合格率, 年最高、年最低、和年合格率等。可以组合各种过滤条件, 包括厂站的选择, 查询密度的选择 (1min、5min, 1h) , 时间范围的选择, 日报类型的选择 (日、月、年报) 来生成报表。

5 前景展望

随着电力电子技术的发展, 直流输电、电气化铁路和大功率单相整流技术在工业部门和用电设备上被广泛应用, 成为影响电能质量的重要因素, 冲击负荷对电电网产生很大的扰动。恶劣的电能质量对电力系统运行和用电设备运行产生严重危害, 甚至有的危害是破坏性的, 要对整个供电网络和大型用电客户的电能质量状况进行全面了解和跟踪需要采用电能质量实时监测设备实行在线监测。

研制一种新型综合远动装置, 该装置除了满足RTU的功能还融合电能质量在线监测的功能, 具有实时电压偏差、谐波、电压闪变和三相不平衡度监测数据上传功能, 为监控中心提供实时、详细和准确的数据信息。可以有效提高电网自动化监测管理水平, 实现变电站端的信息整合、功能整合和设备整合, 一方面通过减少设备投资、减少运行维护费用节约成本;另一方面可以通过电能质量在线监测来有效提高电能质量增加经济效益和社会效益。

采用双CPU或多CPU技术, 在RTU软件中加入电能质量分析的软件模块, 使之进行有机的整合, 不同CPU承担不同的工作。一个CPU承担原RTU的工作, 另外一个CPU承担电能质量的分析计算工作。

过电压监测 篇8

1 系统应用背景

当前农村配电网三相负荷不平衡及低电压综合治理工作中，在需要对三相负荷进行调整时，一般都是人工进行负荷测量和调整。而在实际工作中，往往存在以下问题。

(1)人工调整，费时费力。三相负荷调整都是电工自己到台区去测量电流，采集多个点之后才可以调整。在调整的时候，需要断线、换相，费工、费时，效率很低，三相负荷的调整既滞后，又很难准确。有时候明明知道某个台区的负荷不平衡，由于只能人工去调整负荷，却不得不进行一系列测量及改线换线工作，操作起来十分费时费力。

(2)台区监控数据处理滞后，不能实时或及时监测到台区的运行情况。当前农村低电压普查等数据多数仍只是以纸质或者电子文档的形式存在，没有形成有效的数据库，大量原始数据和基础数据分散在各基层单位，查询起来都很难，更不用说进行统计和分析了。数据统计和处理速度太慢，不仅造成人力资源的极大浪费，也造成数据统计上报不及时，甚至容易出现统计数据遗漏和出错的现象。而由此造成的监测数据统计的滞后，也必然影响到台区低电压调控的及时性和台区运行智能化、自动化发展。

2 系统基本介绍

(1)系统结构。低电压监测与三相负荷平衡自动调整系统由系统软件平台与智能配电网监控单元、换相开关、一级电子式剩余电流断路器、油温监测单元等共同组成。通过GPRS通信网络，实现远程信息传输及控制。

(2)功能特点。该系统主要实现三相线路负荷不平衡自动调整、线路末端低电压监测与改善;还可实现营销管理(配电参数监测、远抄、远控)及变压器油温和低压侧出线头温度监测。由系统软件平台和自动换相开关进行负荷自动调整，既能让三相负荷平衡调整变得更科学、及时，最大限度地降低线损，又能减小所要调整的单元表箱，避开用电高峰，尽量避免因调整给客户用电带来的不便，最大限度地提高供电可靠性。

3 系统实现的目标

(1)数据采集规范化、科学化。能够及时采集到台区的用电负荷、电压、电流、功率、线路剩余电流(漏电流)、变压器油温及出线侧的接线柱温度、各级保护器跳闸原因等一系列参数，用于台区基本数据的掌握。通过系统的投入运行，摆脱传统的手工处理信息方式，利用先进的信息技术和网络技术，实现数据和资源共享。

(2)实现远程控制、自动报警。如果台区出现异常情况，可通过调度软件对台区进行远程控制操作，例如分闸、合闸、控制继电器等操作。软件实时监测线路运行情况，通过台区终端，实现第一时间告警、预警功能。

(3)实现手动或者自动调整负荷平衡。可以通过系统实现人工或者自动地对换相开关换相，自动调整负荷平衡，使线路的不平衡率降到预定的不平衡率以下。此外，还可以通过软件查询当前线路的负荷情况、用户在某相的使用情况等具体详细信息。

(4)降低劳动强度，提高工作效率。系统运行后可大大减少在调整线路平衡当中的众多烦琐人工工作环节，降低了工作强度，提高了工作效率。

(5)提高用户服务质量和供电可靠性。应用该系统可以掌握每条线路的三相负荷不平衡调整情况和农村低电压工作进展情况，更好地服务于用户，提高供电可靠性。

4 三相负荷平衡自动调整系统工作流程

(1)由安装在支路上的电子式剩余电流断路器获取各支路三相线路的相线电流及剩余电流，并由剩余电流断路器的通信组件传至智能配电网监控单元。

(2)由安装在相线路上各单元表箱中的自动换相开关，获取各表箱单元的电流与电压，并由无线或载波通信上传至智能配电网监控单元。

(3)由智能配电网监控单元将所监测到的各支路相线电流及各表箱单元的电流与电压，一并由GPRS上传至系统软件平台。

(4)系统软件平台根据设定的不平衡率上限值、调整周期、各支路三相负荷平均不平衡率及各支路相线电流平均值大小，来确定是否进行相线间负荷的调整，再根据相线中表箱单元的电流平均值，按照由大到小的次序来确定具体所要调整的表箱。

(5)最后，根据设定的调整时刻，由系统软件平台发出指令，经智能配电网监控单元下传至自动换相开关，完成单元表箱电源相位的自动转换，从而实现支路三相负荷平衡的自动调整。

5 总结

过电压监测 篇9

随着各地经济的快速发展,社会用电需求保持了快速增长态势,低压客户用电需求急剧上升,但由于受电网建设制约,农村地区供电半径过长、线路残旧、末端电压过低等问题仍十分严重,相关投诉居高不下,客户满意度得分低于平均水平。在此环境下,出于用电检查现场检测的需求,将负荷终端应用到低压配电网电压监测中的方法应运而生,通过负荷终端、GPRS无线移动通信网络,连接计量自动化系统,实现低压配电网的实时监测、数据采集和分析处理,为提高供电企业的用电管理水平提供了技术支持。

1 现状和背景

博罗县位于广东省东南部,辖区17个镇,总面积2 858 km2,总人口120万,是全国百强县之一。博罗供电局主要担负着全县的供电任务,截至2014年12月31日,全局拥有10 k V变压器9 210台,总容量约280万k VA,电力用户数逾39万,其中低压用户达38.5万,农村用户32万,占用户总数的82%。2014年第三方客户满意度调查,博罗供电局总体得分为73分,低于广东总体得分12分,低于惠州供电局得分5分。以第三方客户满意度调查的91个调查结果为不满意的客户所反映的128个原因作为分析样本,分析表明,因电压质量不稳定而不满意的客户占14.29%。2014年,95598转办辖区内抱怨工单96宗,其中电压质量抱怨工单54宗,占56%,且全部为低压用户。

目前,博罗供电局对中压配网运行状况的监测、控制已逐步完善,专变、配变已基本实现数据系统自动采集,但低压配电网的电压监测点少,运行状况掌握不够全面、准确。每次转办抱怨电压低工单,用电现场管理均采用传统的操作方式,即用电检查员现场采用钳形电流表、万用表等仪表仪器现场测量,不但工作效率低,且工作质量也不尽人意。

主要表现:一是工作效率低,通常一个公变要负责很大范围内的供电,出现低压配电网电压过低一般都是末端用户,处于较为偏远的地区,测量一个点的电压要跑二三次,可能花费一天的工作时间,工作效率低;二是取证存在差异,负荷是变化的,在用电高峰时和非用电高峰时测量结果大不相同,而每台台变因所接负荷性质不同出现的高峰时段不同,测量结果可能与用户描述相差甚大,往往会因此引起用户的重复抱怨;三是没有形成有效的数据库,大量原始数据和基础数据分散在各基层单位,不便保存、查询,且数据分析统计较差,更加没分类建档,不能完全发挥作用,无法为配电网改造立项提供参考。

博罗供电局营销覆盖面广,部分用电检查人员业务素质、技术素质及学历都有所欠缺,在当前精细化管理形势下,必须依靠强有力的信息技术手段,科学地开展营销需求侧管理、用电运行监测,才能更好地推进营销工作和营销服务,提升服务品质和质量,提高客户满意度。

2 负控终端监测配电网电压工作原理

负控终端属于负控管理系统,建立在计算机硬件技术、计算机软件技术、数字通信技术、电能计量技术、电力营销技术基础之上。负控管理系统包括GPRS无线网络、负控终端及主站系统,具有远程自动抄表、用电异常信息报警、负荷质量监测及电能质量监测等功能。

GPRS又称为无线分组业务,其是高速度数据处理的一种通信服务方式,具有实时在线、高速传输用户数据的功能,通过使用流量进行电能收费,可以有效降低用电信息采集系统的使用成本。根据运营商提供通信服务的范围,可对大部分区域进行网络的覆盖,以有效处理分散用户的通信数据。与传统的短信通讯方式相比较,GPRS通信方式能有效处理数据量大的用户数据,对于分散不集中的用户,也能实现有效的通信数据;对于高山、洼地等较偏远的地区,借助中国移动的通信网络进行通信,能有效降低用电信息采集系统建设的成本。

负控终端融合了无线通信和高精度电能计量等技术,基于GPRS无线移动通信网络,以TCP/IP协议为主要通信方式,具有4路轮次跳闸输出、1路报警输出、2路RS485接口、4路遥信/脉冲开关量信号输入。终端自身具有交流采样功能,并可通过RS485等方式采集电表数据和遥信量数据,能满足用电监测、远程抄表、大用户管理等多方面的应用需求。

主站系统与负控终端的数据传输主要是通过无线移动通信网络实现的,为保证终端功能的实现及与前置机(主站)的正常通讯,可根据用户实际情况及需求,通过遥控或按键设置相关参数,包括通讯参数、主动上报参数、任务参数、主站通讯地址(包括通讯信道类型、主站IP、主站端口)等。主站系统每5 min采集测量一次电压,记录最大值、最小值和发生的时间,实现配电网电压监测统计。

3 负荷终端在电压监测中的应用

配电网中电力用户一般较为分散,如果以电力用户单元为监控点构筑电压监测系统,投入非常大。既然负控终端具有远程自动抄表、电能质量监测等功能,那么如何应用到配电网电压监测中呢?

3.1 设备的改造

根据用电检查对低压用户电压监测的需求,将三相四线的负控终端引出电压线和地线,增加插头,改装为带插头式终端,通过无线移动通信网络将终端数据传递到主站系统,主站系统建立虚拟用户,实现远程监测电压。

3.2 设备的应用

2015年初,博罗供电局客户服务全方位会议委员会决定将负控终端应用在配电网电压监测工作中,流动对可能存在低电压现象的台区和抱怨用户开展电压实时监测,以掌握供电区域低电压用户分布情况。

3月,经改良的34台三相四线负控终端投入17个供电所,供电所怀疑存在低电压台区或出现电压低抱怨用户时,工作人员携带“神器”对用户进行单点测量,插头插入用户的开关面板,即可实时在线查询数据。经过1~2天的测试,基本可根据采集的数据分析电压变化情况,完成电压测量任务。

经近半年的应用,流动监测电源点56个,效果显著,主要表现如下:一是该投入结束了过去靠用电检查员人工测量的落后局面,由于操作简单方便,可由辖区抄表员代劳,大大减轻了用电检查员的工作量,提高了工作效率;二是做到了数据采集实时、高效、准确、可靠,去除人为和时间因素,有效解决了用户电压低抱怨工单数据取证问题;三是实时在线监测系统可根据配电网管理需要,对数据进行统计、分析,实现数据和资源共享,不仅为电压质量改善提供了良好的技术支撑,有效推进了配电网低电压快速响应机制的建立,确保了配电网低电压整治工作快速有序开展,也为配电网改造立项、完善网架结构提供了有效依据。

4 结语

负荷终端运用在低压配电网电压监测中,不仅为人们带来了便利,也实现了对配电单点负荷的自动监测、数据采集和处理、统计分析、远程传输等功能,提高了工作的质量和效率,是供电企业用电管理的技术支撑。

摘要：随着经济的发展,农村的用电需求量与日俱增,但农村电网的运行以及改造却相对滞后。农村地区的电能供应经常会出现低电压的情况,抱怨电压低的工单数量居高不下。采用负荷终端作为监测低压用户电能质量的工具,应用于现场用电检查,科学有效地处理客户诉求,为低压配电网改造提供了有效依据。现针对博罗供电局电压低抱怨多的现状,提出将负荷终端应用于低压配电网电压监测,其可行性、合理性已在实际应用中得到了证实,且具有良好的可操作性。

关键词：负荷终端,低压配电网,电压监测,工作原理

参考文献

[1]魏锋.用电信息采集系统在智能电网发展中的建设应用[D].南京:南京理工大学,2011.

[2]陈盛,吕敏.电力用户用电信息采集系统及其应用[J].供用电,2011(4).