一种基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法及装置与流程
本发明涉及电力工程技术，具体涉及一种基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法及装置，用于通过对任意工况下的三相互感器二次信号的基波零序特征进行识别，从而实现电力互感器状态的判断，指导运行管理部门及时开展状态检修。
背景技术：
随着我国经济的发展，用电量急剧增加，线损偏高带来的问题日益凸显。据国家电网公司统计，2014年国家电网全年线损率达到6.81％，损耗电量达到2500亿千瓦时，其中相当部分并非真实线损，而是由互感器测量失真导致的电量少计。因此及时发现互感器测量失真问题，开展相应的检修，确保互感器测量准确是保障电网企业经济效益的重要方法。
一直以来，测试高压互感器测量失真程度的方法均是停电校验，需要在被检互感器不带电的情况下开展。校验过程须使用标准互感器、互感器校验仪、互感器负载箱、高压发生器、电流升流器等一系列设备，耗时较长且存在高压危险。对于枢纽变电站，其承担着大范围供电的职责，是影响国计民生的重要设备和关键部门，每年传输的电量特别大，停电机会非常少，停电校验方法难以在该类变电站的高压互感器上实施。停电校验的不便导致该类工作不能实时开展，即使有机会开展校验，甚至发现了互感器误差超差故障，但因故障运行时间较长，少计电量情况严重，给电网企业带来了难以估量的损失。
随着国民生产生活水平的提高，对供电可靠性的要求越来越高，对高压主设备在线监测和预警的需求也越来越迫切，以不停电手段开展高压互感器的在线监测成为大趋势。这要求监测设备在不影响主设备正常运行的基础上获取运行状态特征，并经过特征分析得到相关结论，指导状态检修工作的开展。传统的互感器校验方案均要停电实现，因枢纽变电站的重要性导致该方案难以实施，使互感器误差超差这类故障不能及时发现，带来少计电量的情况比较严重，严重影响电网企业的经济效益。
技术实现要素：
本发明要解决的技术问题：针对现有技术的上述问题，提供一种能够弥补已有的互感器停电校验、在线校验方法的不足，方便快捷地实现对互感器误差超差故障的判断，保障发输配电系统的安全稳定运行和高压电能贸易结算的准确可靠的基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法及装置。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
一方面，本发明提供一种基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法，实施步骤包括：
1)获取被监测电力互感器三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值；
2)针对三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值，分别通过由n个模糊隶属函数构成的模糊隶属函数集进行模糊化处理输出一组n个模糊隶属量值，形成1×n形式的模糊状态矩阵p，每个模糊隶属函数均由矩形函数和三角形函数分段组成，且所述模糊隶属函数的输入量为基波零序量值、输出量为对应的模糊隶属量值；
3)分别将两组1×n形式的模糊状态矩阵p和预设的m个1×n形式的标准状态矩阵s计算贴近度，m个1×n形式的标准状态矩阵s和电力互感器的m种标准状态一一对应；
4)选取最贴近的标准状态矩阵对应的标准状态作为被监测电力互感器的监测结果输出。
优选地，步骤1)的详细步骤包括：
1.1)获取被监测电力互感器三相电压、三相电流；
1.2)获取被监测电力互感器三相电压的零序值、三相电流的零序值；
1.3)将三相电压的零序值经过放大、a/d转换、低通数字滤波，得到被监测电力互感器三相电压的基波零序量值，将三相电流的零序值经过放大、a/d转换、低通数字滤波，得到被监测电力互感器三相电流的基波零序量值。
优选地，步骤2)中模糊隶属函数集的n个模糊隶属函数如式(1)～(5)所示，且1×n形式的模糊状态矩阵p的函数表达式如式(6)所示；
p＝[p1p2p3p4p5](6)
式(1)～(6)中，p1,p2,p3,p4,p5分别表示模糊隶属函数集的五个模糊隶属函数，p表示1×n形式的模糊状态矩阵，n的值为5，a,b,c,d,e,f分别表示模糊隶属函数的边界值，x表示输入量。
优选地，针对三相电压的基波零序量值的模糊隶属函数集而言，模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的函数表达式如式(7)所示；针对三相电流的基波零序量值的模糊隶属函数集而言，模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的函数表达式如式(8)所示；
式(7)中，a,b,c,d,e,f分别表示模糊隶属函数的边界值，α2和β2为经验参数，ib表示b相电流，ic表示c相电流，θ表示bc相电流的相角差，i②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致带来的基波零序电流，i③表示因素③线路三相导线换相不完全带来的基波零序电流，i⑤表示因素⑤三相电流/电压互感器存在误差影响带来的基波零序电流；
式(8)中，a,b,c,d,e,f分别表示模糊隶属函数的边界值，uph表示基波正序电压，δ表示电压互感器比差误差的上限要求，u②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致导致的电压基波零序量值；u④a表示因素④长输电线路的三相压降不一致的零序电流在输电线路正序阻抗上压降不一致产生的基波零序电压；u④b表示因素④长输电线路的三相压降不一致的由于线路三相阻抗不平衡导致正序和负序电流通过三相线路时产生的基波零序电压；u⑤表示因素⑤三相电流/电压互感器存在误差影响导致的基波零序电压。
优选地，步骤3)中m个1×n形式的标准状态矩阵s的函数表达式如式(9)所示；
式(9)中，s表示m个1×n形式的标准状态矩阵，m的值为3，n的值为5，s1表示电力互感器的第一种标准状态，s11,s12,s13,s14,s15分别表示电力互感器的第一种标准状态的五个标准值，s2表示电力互感器的第二种标准状态，s21,s22,s23,s24,s25分别表示电力互感器的第二种标准状态的五个标准值，s3表示电力互感器的第三种标准状态，s31,s32,s33,s34,s35分别表示电力互感器的第三种标准状态的五个标准值。
优选地，步骤3)中计算贴近度的函数表达式如式(10)所示；
式(10)中，σ(p,sn)表示1×n形式的模糊状态矩阵p和电力互感器的第n种标准状态sn之间的贴进度，pm表示1×n形式的模糊状态矩阵p的第m个元素，snm表示第n种标准状态sn中的第m个元素。
另一方面，本发明还提供一种基于基波零序特征的电力互感器状态监测装置，包括：
输入量获取程序单元，用于获取被监测电力互感器三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值；
模糊化处理程序单元，用于针对三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值，分别通过由n个模糊隶属函数构成的模糊隶属函数集进行模糊化处理输出一组n个模糊隶属量值，形成1×n形式的模糊状态矩阵p，每个模糊隶属函数均由矩形函数和三角形函数分段组成，且所述模糊隶属函数的输入量为基波零序量值、输出量为对应的模糊隶属量值；
贴近度计算程序单元，用于分别将两组1×n形式的模糊状态矩阵p和预设的m个1×n形式的标准状态矩阵s计算贴近度，m个1×n形式的标准状态矩阵s和电力互感器的m种标准状态一一对应；
标准状态选择程序单元，用于选取最贴近的标准状态矩阵对应的标准状态作为被监测电力互感器的监测结果输出。
本发明基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法具有下述优点：本发明获取被监测电力互感器三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值；针对三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值，分别通过由n个模糊隶属函数构成的模糊隶属函数集进行模糊化处理输出一组n个模糊隶属量值，形成1×n形式的模糊状态矩阵p，每个模糊隶属函数均由矩形函数和三角形函数分段组成，且所述模糊隶属函数的输入量为基波零序量值、输出量为对应的模糊隶属量值；分别将两组1×n形式的模糊状态矩阵p和预设的m个1×n形式的标准状态矩阵s计算贴近度，m个1×n形式的标准状态矩阵s和电力互感器的m种标准状态一一对应；选取最贴近的标准状态矩阵对应的标准状态作为被监测电力互感器的监测结果输出，将本发明应用于电力互感器在线监测领域，能够弥补已有的互感器停电校验、在线校验方法的不足，方便快捷地实现对互感器误差超差故障的判断，保障发输配电系统的安全稳定运行和高压电能贸易结算的准确可靠。
本发明基于基波零序特征的电力互感器状态监测装置为本发明基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法的步骤完全对应的程序单元构成的装置，因此同样也具有本发明基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法的前述优点，故在此不再赘述。
附图说明
图1为本发明实施例方法的基本流程示意图。
图2为本发明实施例中步骤1)的流程示意图。
图3为本发明实施例中电压互感器检测装置的结构示意图。
图4为本发明实施例中电流互感器检测装置的结构示意图。
图5为本发明实施例中基于模糊算法进行状态监测的基本原理示意图。
具体实施方式
如图1所示，本实施例基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法的实施步骤包括：
1)获取被监测电力互感器三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值；
2)针对三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值，分别通过由n个模糊隶属函数构成的模糊隶属函数集进行模糊化处理输出一组n个模糊隶属量值，形成1×n形式的模糊状态矩阵p，每个模糊隶属函数均由矩形函数和三角形函数分段组成，且所述模糊隶属函数的输入量为基波零序量值、输出量为对应的模糊隶属量值；
3)分别将两组1×n形式的模糊状态矩阵p和预设的m个1×n形式的标准状态矩阵s计算贴近度，m个1×n形式的标准状态矩阵s和电力互感器的m种标准状态一一对应；
4)选取最贴近的标准状态矩阵对应的标准状态(即电力互感器的运行状态)作为被监测电力互感器的监测结果输出。
枢纽变电站的高压输变电系统均为中性点接地系统，即三相四线制系统，正常运行状态下其三相电流/电压的向量和基本为零，即零序分量基本为零。互感器误差超差故障几乎不可能三相同时发生，因此互感器故障发生时，二次侧电流/电压向量的零序分量会明显增加，这为互感器在线监测提供了切入点。本实施例基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法的目的在于，针对目前所有的互感器停电校验方法的不足，以提取互感器的运行状态特征，针对明显的故障和异常特征进行报警，实现互感器的不停电在线监测，指导状态检修工作。
参见图2，步骤1)的详细步骤包括：
1.1)获取被监测电力互感器三相电压、三相电流；
1.2)获取被监测电力互感器三相电压的零序值、三相电流的零序值；
1.3)将三相电压的零序值经过放大、a/d转换、低通数字滤波，得到被监测电力互感器三相电压的基波零序量值，将三相电流的零序值经过放大、a/d转换、低通数字滤波，得到被监测电力互感器三相电流的基波零序量值。
本实施例中，利用微型电压互感器和微型电流互感器测量变电站互感器二次侧的三相电压、电流量。对于非线性用户，线路电流中含有大量三次谐波。三次谐波表现出的特征与零序分量一致。为避免三次谐波对零序分量检测带来干扰，应采用低通数字滤波器滤掉电压和电流中所含的高次谐波，只保留50hz附近的基波信号(基波零序电压量值)进行采样分析。
本实施例中获取被监测电力互感器三相电压、三相电流的核心部件结构，分为电压互感器监测装置和电流互感器监测装置两种。如图3所示，电压互感器监测装置包括三个小型tv(tv1～tv3)、运算放大器、adc、dsp和mpu等部件。三个小型tv(tv1～tv3)对三相电压互感器(tva～tvc)的二次电压信号进行采样，三个小型tv(tv1～tv3)的二次信号输出端串联后进入运算放大器，从而得到电压互感器组输出的零序电压信号。该零序电压信号经过adc进行模数转换成为数字量信号，由dsp(tms320型dsp芯片)进行数字滤波分析，得到关键性的电压互感器组基波零序电压，再输入mpu，由mpu按照模糊算法进行基波零序特征识别，并得到结果。开关电源模块将220v交流电源转化为该监测装置各部件需要的12v直流电源。如图4所示，电流互感器监测装置包括三个小型ta(ta1～ta3)、运算放大器、adc、dsp和mpu等部件。三个小型ta(ta1～ta3)对三相电流互感器(taa～tac)的二次电流信号进行采样，三个小型ta(ta1～ta3)的二次信号输出端并联后连接采样电阻，对应的采样电压经运算放大器进行信号放大，从而得到电流互感器组输出的零序电流信号。该零序电流信号经过模数转换成为数字量信号，由dsp(tms320型dsp芯片)进行数字滤波分析，得到关键性的电流互感器组基波零序电流信号，再由mpu按照模糊算法进行基波零序特征识别，并得到结果。开关电源模块将220v交流电源转化为该监测装置各部件需要的12v直流电源。
被监测电力互感器三相电压、三相电流的基波量值如式(11-1)所示；
式(11-1)中，
式(11-2)中，x(t)表示电压采样值，ω0为基波频率，t表示时间，a0,an,bn分别为傅里叶系数且有式(11-3)：
式(11-3)中，a0,an,bn分别为傅里叶系数，m表示在一个基波周期范围内对电压进行采样的次数，t为基波的周期，(也是其他频率分量的周期)，x表示电压采样值，m表示在一个基波周期范围内第m次采样，n表示以50hz为基波，某频率谐波针对基波的频率倍数，例如n次谐波的波形频率为50×nhz，ω0为基波频率，t表示时间，△t表示采样时间周期。
因此，式(11-2)还可以变换为式(11-4)所示形式；
式(11-4)中，x(t)表示电压采样值，ω0为基波频率，t表示时间，a0为傅里叶系数。
式(11-5)和(11-6)中，u1为基波幅值，uk表示第k次采样值，θ1为50hz基波初相角。
如图5所示，本实施例中在完成步骤1)采集电压、电流向量和基波零序量值以后，即进入基于模糊算法的状态监测过程：依次包括：建立状态识别模糊隶属函数，确定模糊隶属函数的边界值，计算电流、电压基波零序量值的模糊状态矩阵，确立标准评价矩阵，计算基波零序量值与模糊状态矩阵与各标准评价矩阵的矩阵偏差，确定基波零序量值对应的评价状态，最终还可以进一步根据评价结果来进行异常报警和开关量动作。
本实施例中，步骤2)中模糊隶属函数集的n个模糊隶属函数如式(1)～(5)所示，且1×n形式的模糊状态矩阵p的函数表达式如式(6)所示；
p＝[p1p2p3p4p5](6)
式(1)～(6)中，p1,p2,p3,p4,p5分别表示模糊隶属函数集的五个模糊隶属函数，p表示1×n形式的模糊状态矩阵，n的值为5，a,b,c,d,e,f分别表示模糊隶属函数的边界值，x表示输入量。
本实施例中，针对三相电压的基波零序量值的模糊隶属函数集而言，模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的函数表达式如式(7)所示；针对三相电流的基波零序量值的模糊隶属函数集而言，模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的函数表达式如式(8)所示；
式(7)中，a,b,c,d,e,f分别表示模糊隶属函数的边界值，α2和β2为经验参数，ib表示b相电流，ic表示c相电流，θ表示bc相电流的相角差，i②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致带来的基波零序电流，i③表示因素③线路三相导线换相不完全带来的基波零序电流，i⑤表示因素⑤三相电流/电压互感器存在误差影响带来的基波零序电流；本实施例针对三相电流的基波零序量值，模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的具体值为wta＝[a,b,c,d,e,f]＝[0.004,0.0052,0.0104,0.0156,0.0208,0.03]。
式(8)中，a,b,c,d,e,f分别表示模糊隶属函数的边界值，uph表示基波正序电压，δ表示电压互感器比差误差的上限要求，u②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致导致的电压基波零序量值；u④a表示因素④长输电线路的三相压降不一致的零序电流在输电线路正序阻抗上压降不一致产生的基波零序电压；u④b表示因素④长输电线路的三相压降不一致的由于线路三相阻抗不平衡导致正序和负序电流通过三相线路时产生的基波零序电压；u⑤表示因素⑤三相电流/电压互感器存在误差影响导致的基波零序电压。本实施例中针对三相电压的基波零序量值的模糊隶属函数集而言，模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的具体值为wtv＝[a,b,c,d,e,f]＝[0.12,0.276,0.552,0.828,1.104,1.5]。
模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的推导过程如下：
分析高压互感器组输出基波零序量值不为零的各类因素，包括了以下几方面：①一次侧出现接地短路故障；②变压器三相绕组实际变比不一致；③线路三相导线换相不完全；④长输电线路的三相压降不一致；⑤三相电流/电压互感器存在误差影响。理想情况下，即未出现上述5种情形时，高压互感器组输出的基波零序量值恒为零。因素②③④将给高压互感器组带来微弱的基波零序量值，因素①⑤可能带来显著基波零序量值。
分析因素①②③④⑤引起的基波零序量值：
因素①将迅速使继电保护装置动作，不会长期持续影响基波零序量值，因此忽略该因素对基波零序量值的影响。
因素②对电流互感器的基波零序量值贡献度由下式(8-1)确定：
式(8-1)中，(3io)2指基波零序电流量值的平方，ib、ic为b、c相电流大小，εa、εb、εc为a、b、c相变压器绕组变比误差，θ为b、c相电流的相角差。
变压器绕组的变比误差由相关国家标准规定，其值不超过一定范围，根据这个范围结合式(8-1)可得，其中i②为因素②带来的基波零序量值，其关系由下式(8-2)确定，α1、β1以相关国家标准参数，结合运行经验值推导而来。
式(8-2)中，i②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致带来的基波零序电流，(3io)2指基波零序电流量值的平方，ib、ic为b、c相电流大小，εa、εb、εc为a、b、c相变压器绕组变比误差，θ为b、c相电流的相角差，α1、β1以相关国家标准的参数。
因素②对电压互感器的基波零序量值贡献度由式(8-3)确定：
式(8-3)中，(3uo)2指基波零序电压量值的平方，ub、uc为b、c相电压大小，εa、εb、εc为a、b、c相变压器绕组变比误差。变压器绕组的变比误差由相关国家标准规定，其值不超过一定范围，且三相电压几乎完全平衡，根据这个范围结合式(8-3)可得式(8-4)：
式(8-4)中，u②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致导致的电压基波零序量值；(3uo)2指基波零序电流量值的平方，ub、uc为b、c相电压大小，εa、εb、εc为a、b、c相变压器绕组变比误差，δ表示电压互感器比差误差的上限要求。
因素③所述的三相导线换相不完全导致该线路与避雷线、其他输电线路的互感不均衡，致使该线路上的感应电流不平衡，带来了基波零序分量。因素③对基波零序量值贡献度由经验确定，正常情况下产生的基波零序值与正序电流的比值由式(8-5)确定：
i③＝k1iph(8-5)
式(8-5)中，i③表示因素③线路三相导线换相不完全导致的电流基波零序量值，iph为基波正序电流值，k1表示因线路三相导线换相不完全产生的电流基波零序量值相对基波正序电流量值的倍数。
因素④所述的长输电线路三相压降不一致导致了基波零序电压的产生。这主要体现在两个方面，一是零序电流在输电线路正序阻抗上压降不一致；二是由于线路三相阻抗不平衡，导致正序和负序电流通过三相线路时产生零序分量，而三相阻抗不平衡是由于三相输电线路未完全换位，互感分布不均导致的。因素④导致的电压基波零序量值由式(8-6)、(8-7)确定；
u④b＝k3uph(8-7)
式(8-6)、(8-7)中，u④a表示因素④长输电线路的三相压降不一致的零序电流在输电线路正序阻抗上压降不一致产生的电压基波零序量值；u④b表示因素④长输电线路的三相压降不一致的由于线路三相阻抗不平衡导致正序和负序电流通过三相线路时产生的电压基波零序量值；k2、k3由运行经验确认的经验参数，io为线路基波零序电流大小，iph为基波正序电流值，uph为基波正序电压值。
因素⑤中所述的互感器误差可分为正常误差和异常误差。根据国标要求，互感器正常运行时实际误差在误差线范围内，误差线由其准确度等级确定。异常误差状态下，其实际误差超过误差线。另外互感器无输出可视为误差为100％，即互感器输出大小可以用误差指标来表征。因素⑤中所述正常误差导致的电压基波零序量值由式(8-8)确定，导致的电流基波零序量值由式(8-9)确定。
式(8-8)中，u⑤表示因素⑤三相电压互感器存在误差影响导致的基波零序电压，(3uo)2指基波零序电压量值的平方，ub、uc分别表示b、c相电压大小，a、b分别表示b相电压互感器误差向量减a相电压互感器误差向量的模，a表示以a相电压互感器误差向量为基准向量，b相电压互感器误差向量与a相电压互感器误差向量之差得到的差向量与基准向量的角度位移，a＞0表征差向量超前基准向量，a＝0表征差向量与基准向量同向，a＜0表征差向量滞后基准向量；b表示以a相电压互感器误差向量为基准向量，c相电压互感器误差向量与a相电压互感器误差向量之差得到的差向量与基准向量的角度位移，b＞0表征差向量超前基准向量，b＝0表征差向量与基准向量同向，b＜0表征差向量滞后基准向量。εa、εb、εb分别为三相电压互感器的误差且由同向分量和正交分量组成，θ为b、c相电压间的夹角，δ表示国家标准中对电压互感器比差误差的上限要求，uph表示正序电压值。
式(8-9)中，i⑤表示因素⑤三相电流互感器存在误差影响导致的电流基波零序量值，(3io)2表示基波零序电流量值的平方，ib、ic为b、c相电流大小，a、b分别表示b相电流互感器误差向量减a相电流互感器误差向量的模，a表示以a相电流互感器误差向量为基准向量，b相电流互感器误差向量与a相电流互感器误差向量之差得到的差向量与基准向量的角度位移，a＞0表征差向量超前基准向量，a＝0表征差向量与基准向量同向，a＜0表征差向量滞后基准向量；b表示以a相电流互感器误差向量为基准向量，c相电流互感器误差向量与a相电流互感器误差向量之差得到的差向量与基准向量的角度位移，b＞0表征差向量超前基准向量，b＝0表征差向量与基准向量同向，b＜0表征差向量滞后基准向量。εa、εb、εb分别为三相电流互感器的误差，由同向分量和正交分量组成，θ为b、c相电流间的夹角，α2、β2为经验参数。因素⑤中所述误差超差导致的基波零序量值将大于式(8-8)、式(8-9)推导出的误差线范围。
分析互感器误差超差带来的基波零序分量与其他因素导致的基波零序分量在区段上的分布时，电流、电压互感器误差超差典型区段分别由式(8-10)、(8-11)确立；
3uo>uph·δ％(8-11)
式(8-10)、(8-11)中，3io表示基波零序电流量值，α2、β2为经验参数，θ为b、c相电流或电压间的夹角，ia、ib、ic为a、b、c相电流大小，3uo表示基波零序电压量值，δ表示国家标准中对电压互感器比差误差的上限要求，uph表示正序电压值。其他因素带来的电流、电压基波零序分量典型分布区段分别由式(8-12)、(8-13)确立：
式(8-12)、(8-13)中，3io表示基波零序电流量值，i②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致带来的基波零序电流，i③表示因素③线路三相导线换相不完全带来的基波零序电流，i⑤表示因素⑤三相电流/电压互感器存在误差影响带来的基波零序电流；3uo表示基波零序电压量值，u②表示因素②变压器三相绕组实际变比不一致导致的电压基波零序量值；u④a表示因素④长输电线路的三相压降不一致的零序电流在输电线路正序阻抗上压降不一致产生的基波零序电压；u④b表示因素④长输电线路的三相压降不一致的由于线路三相阻抗不平衡导致正序和负序电流通过三相线路时产生的基波零序电压；u⑤表示因素⑤三相电流/电压互感器存在误差影响导致的基波零序电压。由于互感器误差超差区段和其他因素典型分布区段有重合，因此不能用一条明显的界线区分互感器组基波零序量值正常与否，于是采用模糊判断机制。
本实施例中，步骤3)中m个1×n形式的标准状态矩阵s的函数表达式如式(9)所示；
式(9)中，s表示m个1×n形式的标准状态矩阵，m的值为3，n的值为5，s1表示电力互感器的第一种标准状态，s11,s12,s13,s14,s15分别表示电力互感器的第一种标准状态的五个标准值，s2表示电力互感器的第二种标准状态，s21,s22,s23,s24,s25分别表示电力互感器的第二种标准状态的五个标准值，s3表示电力互感器的第三种标准状态，s31,s32,s33,s34,s35分别表示电力互感器的第三种标准状态的五个标准值。本实施例中，步骤3)中m个1×n形式的标准状态矩阵s的具体取值如式(9-1)所示；其中，s1表示电力互感器的第一种标准状态“互感器运行正常”，s2表示电力互感器的第二种标准状态“互感器运行预警”，s3表示电力互感器的第三种标准状态“互感器运行超差”。
本实施例中，步骤3)中计算贴近度的函数表达式如式(10)所示；
式(10)中，σ(p,sn)表示1×n形式的模糊状态矩阵p和电力互感器的第n种标准状态sn之间的贴进度，pm表示1×n形式的模糊状态矩阵p的第m个元素，snm表示第n种标准状态sn中的第m个元素。
为实现本实施例基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法中的模糊识别功能，应提前设定模糊隶属函数的边界值a,b,c,d,e,f的具体值和贴近度的状态判定输出阀值，该项功能由两方面的操作实现：一是提前预设相关量值，选择缺省状态时直接调用该量值；二是手动设定相关量值，操作人员利用装置的操作系统和键盘实现。针对模糊识别设定值、电压电流监测值、状态量值、状态结论的视觉反馈由装置的操作系统和显示器实现。
本实施例基于基波零序特征的电力互感器状态监测方法具体是基于计算机程序来实现的，通过前述计算机程序实现的基于基波零序特征的电力互感器状态监测装置包括：
输入量获取程序单元，用于获取被监测电力互感器三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值；
模糊化处理程序单元，用于针对三相电压的基波零序量值、三相电流的基波零序量值，分别通过由n个模糊隶属函数构成的模糊隶属函数集进行模糊化处理输出一组n个模糊隶属量值，形成1×n形式的模糊状态矩阵p，每个模糊隶属函数均由矩形函数和三角形函数分段组成，且所述模糊隶属函数的输入量为基波零序量值、输出量为对应的模糊隶属量值；
贴近度计算程序单元，用于分别将两组1×n形式的模糊状态矩阵p和预设的m个1×n形式的标准状态矩阵s计算贴近度，m个1×n形式的标准状态矩阵s和电力互感器的m种标准状态一一对应；
标准状态选择程序单元，用于选取最贴近的标准状态矩阵对应的标准状态作为被监测电力互感器的监测结果输出。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
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