一种厂站终端的全景数据评估方法与流程

1.本发明涉及厂站终端数据处理领域，尤其涉及一种厂站终端的全景数据评估方法。


背景技术：

2.厂站终端是变电站或发电厂内运行的关口电能表数据的采集与上传的电力二次设备，实现电能表信息的采集存储和电能表运行工况检测，并对采集到的信息进行管理和转发。厂站终端安装在变电站或发电厂控制室的电能表屏柜内，一台厂站终端具备对多个关口电能表数据的并行采样，并按照协议将数据上传调度数据网，是智能量测设备中重要的组成部分。
3.现有厂站终端不仅功能单一，仅采集关口电能表数据，而且上报数据出现故障时无法确定异常来自于表还是其自身的故障，需要结合厂站终端操作手册和现场排查才能确定异常点，有时还需要通信机房设备侧和变电站或发电厂一起多人配合才能完成故障排查，甚至部分厂站终端会出现通信参数错误，造成无法与主站通信、漏点率较高等现象。现阶段的厂站终端智能性差，给用户故障排查带来诸多不便。


技术实现要素：

4.本发明提供了一种厂站终端的全景数据评估方法，实现在本地完成电能计量装置的全环节数据采集与状态评估，提升厂站终端综合性功能，提高运维效率。
5.为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种厂站终端的全景数据评估方法，包括：
6.实时采集厂站终端内全部电能计量装置的计量数据，将计量数据进行清洗补点处理，获得各电能计量装置的第一数据；其中，电能计量装置包括关口表、电流互感器和电压互感器；
7.选择核心运算模型所需的第一数据，通过核心运算模型进行状态评估，获得评估结果，完成厂站终端的全景数据评估；其中，核心运算模型包括关口表状态计算模型、互感器计量状态计算模型和电压互感器计算绝缘模型。
8.实施本发明实施例，实时采集厂站终端内全部电能计量装置的计量数据，通过实时采集厂站终端内关口电能表、电流互感器和电压互感器的所有计量数据，即全景数据，将计量数据进行清洗补点处理，补充了全景数据，获得各电能计量装置的第一数据，通过核心运算模型，对第一数据进行状态评估，获得评估结果，完成厂站终端的全景数据评估，在本地完成关口表运行状态评估，互感器运行计量状态评估，电压互感器运行绝缘状态评估的功能，并根据评估结果，可快速定位异常数据装置，提高运维效率。通过实时采集数据到状态评估处理，实现在本地完成厂站终端相关的变电站、发电厂内全部电能计量装置的全景计量数据采集与状态评估，避免厂站终端的功能过于单一，提升厂站终端综合性功能。
9.作为优选方案，选择核心运算模型所需的第一数据，通过核心运算模型进行状态
评估，获得评估结果，具体为：
10.当电能计量装置为关口表时，选择关口表状态计算模型所需的第一数据，通过关口表状态计算模型进行关口表运行状态评估，判断关口表的运行状态是否为正常状态；
11.若是，则将评估结果设为全部的关口表运行正常；
12.若否，则根据各关口表对应监测的电流互感器的第一数据和电压互感器的第一数据，对各关口表进行计量异常识别，识别出所有处于异常状态的关口表，并统计所有处于异常状态的关口表的定位，获得关口表异常定位信息，将评估结果设为关口表异常定位信息。
13.实施本发明实施例，当判断出整体的关口表计量运行异常时，采用每只关口表对应监测的电流互感器和电压互感器数据直接计算该关口表实际电量值，通过逐只计算，找出所有异常状态的关口表，实现异常关口表的准确定位，实现关口表运行状态评估。
14.作为优选方案，选择关口表状态计算模型所需的第一数据，通过关口表状态计算模型进行关口表运行状态评估，判断关口表的运行状态是否为正常状态，具体为：
15.将全部的关口表作为一个整体，建立预设pca模型；
16.通过预设的第一试验，采集全部的关口表的输出信号，得到正常状态关口表，并根据正常状态关口表的数据合集，建立第一q统计量；
17.将全部关口表的第一数据通过预设pca模型，计算出第二q统计量；
18.根据第一q统计量判断第二q统计量是否正常，若正常，则各关口表的运行状态为正常状态；
19.若不正常，则至少存在一个关口表的运行状态为异常状态。
20.实施本发明实施例，采用“整体-单只”的评估模式，有效每组互感器电量计算对fpga消耗较大，多种模型相互协调在出现异常时才占用更多的资源进行大数据计算，在正常情况下仅计算当前的第二q统计量，根据固定的第一q统计量和当前第二q统计量比较，一次评估所有关口表状态，若出现异常再调用互感器数据实现单台关口表状态的识别，这种模式最大程度的降低模型算法对芯片工作的需求，为其他模型运行提供空间，提升电能计量装置状态评估效率。
21.作为优选方案，当电能计量装置为互感器时，选择互感器计量状态计算模型所需的第一数据，通过互感器计量状态计算模型进行互感器运行计量状态评估，判断当前的互感器的计量运行状态是否为正常状态；其中，互感器包括电流互感器和电压互感器；
22.若是，则将评估结果设为当前互感器计量运行正常；
23.若否，则将评估结果设为当前互感器计量运行异常。
24.作为优选方案，选择互感器计量状态计算模型所需的第一数据，通过互感器计量状态计算模型进行互感器运行计量状态评估，判断当前的互感器的计量运行状态是否为正常状态，具体为：
25.通过预设的第二试验，采集各互感器计量绕组输出信号，根据输出信号、预设比值差和预设相位差，建立初始多级模糊识别模型；
26.通过预设数据，获得模型初始值，并根据模型初始值，对初始多级模糊识别模型的进行首次运行误差赋值，获得预设多级模糊识别模型；
27.根据预设多级模糊识别模型和当前的互感器的第一数据，开展误差分析，计算相对误差值；其中，相对误差值包括比值差和相位差；
28.当相对误差值满足预设第一条件时，则当前的互感器的计量运行状态为异常状态；其中，预设第一条件为比值差高于预设第一值或者相位差高于预设第二值；
29.当相对误差值不满足预设第一条件时，则当前的互感器的计量运行状态为正常状态。
30.实施本发明实施例，采用多级模糊识别算法结合运行稳定性阈值实现互感器运行计量状态评估，监测电流、电压互感器的输出信号，实现电流、电压互感器计量性能状态评估，并根据互感器计量参数，基于误差计算，建立专属的多级模糊识别模型，在根据实时采集当前互感器数据，进行误差分析，判断出当前互感器计量性能出现是否异常，及时定位出异常状态互感器。
31.作为优选方案，选择核心运算模型所需的第一数据，通过核心运算模型进行状态评估，具体为：
32.当电能计量装置为电压互感器时，将当前的电压互感器的相对误差值，通过电压互感器计算绝缘模型进行电压互感器运行绝缘状态评估，判断当前的电压互感器的运行绝缘状态是否为正常状态；其中，电压互感器包括电容式电压互感器和电磁式电压互感器；
33.若是，则将评估结果设为当前的电压互感器的绝缘状态正常；
34.若否，则根据相对误差值和预设绝缘状态模型，反推出绝缘异常信息，将评估结果设为当前的电压互感器的绝缘异常信息；其中，预设绝缘状态模型包括电容式绝缘状态模型和电磁式绝缘状态模型。
35.实施本发明实施例，根据相对误差值和预设绝缘状态模型，找出误差突变情况，从误差评估数据变化反推出电压互感器绝缘状态和绝缘故障类别等信息，实现多维度互感器监测功能。
36.作为优选方案，将当前的电压互感器的相对误差值，通过电压互感器计算绝缘模型进行电压互感器运行绝缘状态评估，判断当前的电压互感器的运行绝缘状态是否为正常状态，具体为：
37.根据当前的电容式电压互感器中电容数量、电容击穿后电容量变化和二次电压变化率，计算电容元件击穿个数与二次电压变化关系，建立电容式绝缘状态模型，根据电容式绝缘状态模型，得到电容击穿误差变化阈值；
38.根据当前的电磁式电压互感器中一次匝数和二次匝数，计算电压输出比值，建立电磁式绝缘状态模型，根据电磁式绝缘状态模型，得到匝间误差变化阈值和层间误差变化阈值；
39.若当前的电压互感器的相对误差值满足第一变化阈值时，则当前的电压互感器的运行绝缘状态为异常状态；其中，第一变化阈值包括电容击穿误差变化阈值、匝间误差变化阈值和层间误差变化阈值；
40.若当前的电压互感器的相对误差值不满足第一变化阈值时，则当前电压互感器的运行绝缘状态为正常状态。
41.实施本发明实施例，根据电压互感器的类型的特点，分别建立电容式绝缘状态模型和电磁式绝缘状态模型，按照电压互感器设计元器件参数，完成包括匝间短路、层间短路、电容击穿等类别绝缘状态评估。
42.作为优选方案，实时采集厂站终端内全部电能计量装置的计量数据，具体为：
43.根据第一预设采集方式，实时采集厂站终端内运行中的关口表的第一电能计量数据；
44.根据第二预设采集方式，实时采集厂站终端内运行中的电流互感器的第一电流计量数据；
45.根据第三预设采集方式，实时采集厂站终端内运行中的电压互感器的第一电压计量数据。
46.实施本发明实施例，将厂站终端的功能升级，保留采集多块关口表的功能前提下，增加电流、电压互感器计量绕组信号采集功能，采集实时数据便于后期关口表和互感器运行状态的评估提供数据计算基础。
47.作为优选方案，将计量数据进行清洗补点处理，获得各电能计量装置的第一数据，具体为：
48.将第一电流计量数据和第一电压计量数据进行模数转换，获得第二电流计量数据和第二电压计量数据；
49.对采样数据的异常值进行剔除，并根据采样数据和插值法，对异常值点进行数据补充，获得第二数据；其中，采样数据包括第一电能计量数据、第二电流计量数据和第二电压计量数据；
50.根据第二数据和插值法，进行采样漏点数据补充，获得各电能计量装置的第一数据。
51.实施本发明实施例，通过插值法，对采样异常值的剔除清洗和采样漏点数据补充，提升全景数据完整性，再将各设备数据推送至各自功能计算模型，提高各电能计量装置状态评估的准确性。
52.作为优选方案，选择核心运算模型所需的第一数据，通过核心运算模型进行状态评估，获得评估结果之后，还包括：
53.将计量数据与评估结果，转换为预置格式的数据文件，并根据预设传输方式，将数据文件传输至厂站终端的主站后台系统。
54.实施本发明实施例，目前厂站终端不仅功能单一，仅采集关口电能表数据，在上报数据出现故障时无法确定异常来自于表还是其自身的故障，需要结合厂站终端操作手册和现场排查才能确定异常点，有时还需要通信机房设备侧和变电站/发电厂一起多人配合才能完成故障排查，通过上报当前计量数据和评估结果，可及时定位故障异常点，提高故障排查效率。
附图说明
55.图1：为本发明提供的厂站终端的全景数据评估方法的一种实施例的流程示意图；
56.图2：为本发明提供的厂站终端的全景数据评估方法的一种实施例的厂站终端运行计算流程图；
57.图3：为本发明提供的厂站终端的全景数据评估方法的一种实施例的厂站终端设计原理图；
58.图4：为本发明提供的厂站终端的全景数据评估方法的一种实施例的电压互感器计算绝缘模型运行流程图。
具体实施方式
59.下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
60.实施例一
61.请参照图1，为本发明实施例提供的一种厂站终端的全景数据评估方法的流程示意图。本实施例的全景数据评估方法适用于厂站终端，本实施例通过采集全景计量数据，建立并调用核心运算模型，在本地完成电能计量装置的全环节数据采集与多状态量评估，提升厂站终端综合性功能，提高运维效率。该全景数据评估方法包括步骤101至步骤103，各步骤具体如下:
62.步骤101：实时采集厂站终端内全部电能计量装置的计量数据，将计量数据进行清洗补点处理，获得各电能计量装置的第一数据；其中，电能计量装置包括关口表、电流互感器和电压互感器。
63.可选的，根据第一预设采集方式，实时采集厂站终端内运行中的关口表的第一电能计量数据。
64.在本实施例中，第一预设采集方式包括但不限于采集运行中多台关口电能表(关口表)，关口电能表采样rs485传输方式采样，所采集的关口电能表第一电能计量数据包括但不限于电压幅值、电流幅值、电压和电流之间的夹角、采样时刻点、电能量数据、电网频率、有功功率和无功功率。作为本实施例的一种举例，某变电站与关口表之间通过rs485通信，采集的关口表数据包括：电压值大小、电流值大小、有功功率、无功功率和电能量。
65.可选的，根据第二预设采集方式，实时采集厂站终端内运行中的电流互感器的第一电流计量数据。
66.在本实施例中，第二预设采集方式包括但不限于采集运行中多台电流互感器，采用模拟信号串联采集电流，第一电流计量数据包括但不限于电流幅值、采样时刻点、电流相角和电网频率。作为本实施例的一种举例，采集电流互感器数据通过穿心式电流传感器获得，传感器准确度0.02级，采集到的数据包括：电流值大小，电流相角，频率，时刻。
67.可选的，根据第三预设采集方式，实时采集厂站终端内运行中的电压互感器的第一电压计量数据。
68.在本实施例中，第三预设采集方式包括但不限于采集运行中多台电压互感器，包括电磁式电压互感器和电容式电压互感器，采用模拟信号并联采集电压，第一电压计量数据包括但不限于电压幅值、采样时刻点、电压相角和电网频率。作为本实施例的一种举例，采集电压互感器数据通过并联电压传感器获得，传感器准确度等级0.02级，采集到的数据包括：电压值大小，电压相角，频率，时刻。
69.可选的，将计量数据进行清洗补点处理，获得各电能计量装置的第一数据，具体为：将第一电流计量数据和第一电压计量数据进行模数转换，获得第二电流计量数据和第二电压计量数据；对采样数据的异常值进行剔除，并根据采样数据和插值法，对异常值点进行数据补充，获得第二数据；其中，采样数据包括第一电能计量数据、第二电流计量数据和第二电压计量数据；根据第二数据和插值法，进行采样漏点数据补充，获得各电能计量装置
的第一数据。
70.在本实施例中，厂站终端运行计算流程如图2所示，采集的关口表数据为数字量，电流互感器数据、电压互感器数据为模拟量，模拟量先经过模数转换后，进行数据清洗，数据清洗中对采样异常值进行剔除，并采用插值法实现剔除后数据的补点，当出现采样漏点时也通过插值法进行补点，提升全景数据完整性，然后将各设备数据推送至各自功能计算模型，实现状态评估，最后将计算结果通过无线或有线的方式远传后台系统。
71.步骤102：选择核心运算模型所需的第一数据，通过核心运算模型进行状态评估，获得评估结果，完成厂站终端的全景数据评估；其中，核心运算模型包括关口表状态计算模型、互感器计量状态计算模型和电压互感器计算绝缘模型。
72.在本实施例中，采集全景计量数据后，对各类数据进行分析处理，厂站终端设计原理，如图3所示，进行关口表运行状态评估，互感器运行计量状态评估，电压互感器运行绝缘状态评估，实现关口表运行状态评估，互感器运行计量状态评估，电压互感器运行绝缘状态评估通过核心运算模型实现，核心运算模型中包含三类计算模型，分别是关口表状态计算模型、互感器计量状态计算模型和电压互感器计算绝缘模型，根据采集数据的类别可实现并行调用，选择各自计算模型所需的数据，进行状态评估，获得评估结果。
73.可选的，步骤102具体包括步骤1021至步骤1023，各步骤具体如下:
74.步骤1021：当电能计量装置为关口表时，选择关口表状态计算模型所需的第一数据，通过关口表状态计算模型进行关口表运行状态评估，判断关口表的运行状态是否为正常状态；若是，则将评估结果设为全部的关口表运行正常；若否，则根据各关口表对应监测的电流互感器的第一数据和电压互感器的第一数据，对各关口表进行计量异常识别，识别出所有处于异常状态的关口表，并统计所有处于异常状态的关口表的定位，获得关口表异常定位信息，将评估结果设为关口表异常定位信息。
75.可选的，选择关口表状态计算模型所需的第一数据，通过关口表状态计算模型进行关口表运行状态评估，判断关口表的运行状态是否为正常状态，具体为：
76.将全部的关口表作为一个整体，建立预设pca模型；通过预设的第一试验，采集全部的关口表的输出信号，得到正常状态关口表，并根据正常状态关口表的数据合集，建立第一q统计量；将全部关口表的第一数据通过预设pca模型，计算出第二q统计量；根据第一q统计量判断第二q统计量是否正常，若正常，则各关口表的运行状态为正常状态；若不正常，则至少存在一个关口表的运行状态为异常状态。
77.在本实施例中，关口表运行状态评估采用“整体-单只”的评估模式进行，首先预设的第一试验，将所有监测的关口表作为一个整体建立pca模型，长期采集关口表输出信号，并且默认刚进行监测的关口表均为正常状态，可以采用关口表的带电校准实现，此时以全部为正常状态的关口表数据合集形成固定的q统计量(第一q统计量)，若某一只关口表运行出现异常时，根据实时采集的数据，计算所得的第二q统计量，打破已建立的第一q统计量，则可知此时某一只或多只关口表计量异常，此时调用厂站终端采集的运行电流互感器、电压互感器计量绕组信号，由于电流互感器信号采样为0.05级，电压互感器信号采样为0.05级，而关口表为0.1级，因此采用每只关口表对应监测的电流互感器和电压互感器数据直接计算该关口表实际电量值，通过逐只计算，可实现异常关口表的准确定位，实现关口表运行状态评估。采用“整体-单只”的评估模式是考虑到每组互感器电量计算对fpga消耗较大，多
种模型相互协调在出现异常时才占用更多的资源进行大数据计算，因此正常情况下仅计算q统计量。
78.需要说明的是，pca模型常用于运行设备的故障诊断，有较强的经验基础和数理统计理论支撑，pca模型的主要思想是将多个有关系的特征量通过坐标轴旋转构造出新的正交空间。由于新空间是正交空间，那么样本在新空间中投影到坐标轴上的特征将是线性无关的，对所有参与计算的数据在新的坐标轴中选取样本方差最大的几个坐标轴，用样本在这些选取的坐标轴上的投影特征来代表样本，实现了关口电能表数据的降维，即从多重复杂数据中寻找到最容易影响关口电能表计量性能的少量因素，可完成站内多台关口电能表的运行状态评估。
79.作为本实施例的一种举例，某变电站存在6块关口电能表，将每块表采集的所有数据均纳入pca模型进行计算第二q统计量，根据第一q统计量判断第二q统计量是否正常，当计算结果正常时，则全部关口表均正常；当计算结果发现该站点内关口电能表运行存在异常时，调用互感器采样数据进行单台异常关口电能表的识别。关口表采集的数据来自于其监测的互感器数据，例如，某台关口表采集的电压值为a：57.77v；b：57.78v；c：58.50v；电流值为a：3.35a；b：3.35a；c：3.36a。该关口表对应的互感器采集的数据为：电压值为a：57.775v；b：57.778v；c：57.770v；电流值为a：3.351a；b：3.349a；c：3.359a。通过比对可知，c相的电压值差异0.73v，电压偏差达到1.26％，而关口表准确度等级为0.2级，该值高于关口表准确等级2个级别，因此判断该块电能表计量异常。
80.步骤1022：当电能计量装置为互感器时，选择互感器计量状态计算模型所需的第一数据，通过互感器计量状态计算模型进行互感器运行计量状态评估，判断当前的互感器的计量运行状态是否为正常状态；其中，互感器包括电流互感器和电压互感器；若是，则将评估结果设为当前互感器计量运行正常；若否，则将评估结果设为当前互感器计量运行异常。
81.可选的，选择互感器计量状态计算模型所需的第一数据，通过互感器计量状态计算模型进行互感器运行计量状态评估，判断当前的互感器的计量运行状态是否为正常状态，具体为：通过预设的第二试验，采集各互感器计量绕组输出信号，根据输出信号、预设比值差和预设相位差，建立初始多级模糊识别模型；通过预设数据，获得模型初始值，并根据模型初始值，对初始多级模糊识别模型的进行首次运行误差赋值，获得预设多级模糊识别模型；根据预设多级模糊识别模型和当前的互感器的第一数据，开展误差分析，计算相对误差值；其中，相对误差值包括比值差和相位差；当相对误差值满足预设第一条件时，则当前的互感器的计量运行状态为异常状态；其中，预设第一条件为比值差高于预设第一值或者相位差高于预设第二值；当相对误差值不满足预设第一条件时，则当前的互感器的计量运行状态为正常状态。
82.在本实施例中，互感器运行计量状态评估采用多级模糊识别算法结合运行稳定性阈值实现，稳定性就是任意两个时刻下同一台互感器误差的变化。该模型与关口表状态计算模型类似，在刚开始监测时认为站内所有互感器计量性能均为正常状态，通过预设的第二试验，可通过对变电站内一组互感器开展离线试验，或直接采用现场交接试验数据完成，长期采集互感器计量绕组输出信号，并按照预设比值差(如：
±
0.01％)，预设相位差(如：
±1′
)的步进建立多级模糊识别模型，长期监测数据后完成初始多级模糊识别模型建立。以最
近的一组互感器的离线数据或现场交接数据，即预设数据，作为多级模糊识别整体模型初始值，实现首次运行误差赋值，获得预设多级模糊识别模型，根据实时采集的互感器数据，通过预设多级模糊识别模型持续开展误差分析，当任意一段时间内两组比值差变化超过预设第一值(如：0.133％)，或者相位差变化超过预设第二值(如：6.67
′
)，则该台互感器计量性能异常，其他情况均为正常。互感器误差分析是对运行中的互感器的比值差和相位差开展计算。其中，开展误差分析是通过长期监测每台互感器输出信号，计算两两之间的相对误差变化，进而实现判断。误差是稳态量，即相对的概念，例如，比值差f＝(u1-u0)/u0，u1为采集的一台互感器某一时刻的幅值，u0为该时刻的另一台互感器的幅值。相位差的公式是r＝r1-r0，即两台互感器在同一时刻采集的相角的直接差值，通过使用多级模糊识别算法来完成计算数据的分析，并对计算结果进行最优值求解。
83.作为本实施例的一种举例，初始时认为所有监测的互感器均为正常状态，采集大量数据对初始多级模糊识别模型开展训练。模糊识别算法将互感器的误差分为比值差和相位差两个方面进行计算，其中比值差的划分区间为0.01％，范围为
±
10.00％；相位差的划分区间为1
′
，范围为
±
50
′
。长期监测后，某天发现某台电流互感器输出信号突然从3.22a变化到1.11a，该台电流互感器位于某线路的b相位置，而该线路的a相和c相电流仍为3.22a左右，没有突变至1.11a左右，则可以确定是该台电流互感器计量性能出现异常。
84.步骤1023：当电能计量装置为电压互感器时，将当前的电压互感器的相对误差值，通过电压互感器计算绝缘模型进行电压互感器运行绝缘状态评估，判断当前的电压互感器的运行绝缘状态是否为正常状态；其中，电压互感器包括电容式电压互感器和电磁式电压互感器；若是，则将评估结果设为当前的电压互感器的绝缘状态正常；若否，则根据相对误差值和预设绝缘状态模型，反推出绝缘异常信息，将评估结果设为当前的电压互感器的绝缘异常信息；其中，预设绝缘状态模型包括电容式绝缘状态模型和电磁式绝缘状态模型。
85.在本实施例中，电压互感器运行绝缘状态评估基于电压互感器计量状态评估之上开展。计算的每台互感器误差值被电压互感器计算绝缘模型调用，根据运行时设置的每台电压互感器类别，一次匝数、二次匝数，电容式电压互感器的电容数量，绝缘模型内部实现了每台电压互感器匝间、层间、电容击穿的误差变化阈值，若某台电压互感器误差变化达到阈值范围，则按照数据大小实现绝缘异常分类，按照电压互感器类型，分别开展电容单元绝缘状态评估和电磁单元状态评估，分别对应电容式绝缘状态模型和电磁式绝缘状态模型。需要说明的是互感器的绝缘性能水平可以从误差数据中得到反映。例如，对于电容式电压互感器，当电容单元出现击穿，会改变电容式电压互感器的比值差，高压电容击穿一个，比值差往正向偏移百分位，中压电容击穿一个比值差往负向偏移千分位，由电容单元数量决定的，根据各厂家制造的数据可计算出来。匝间、层间绕组短路原理也类似，影响互感器的输出幅值大小，直接导致误差出现变化。反推出绝缘异常信息方式是指计算出来误差数据后，可以明确绝缘出现哪些变化。
86.可选的，将当前的电压互感器的相对误差值，通过电压互感器计算绝缘模型进行电压互感器运行绝缘状态评估，判断当前的电压互感器的运行绝缘状态是否为正常状态电压互感器，电压互感器计算绝缘模型运行流程，如图4所示，包括步骤401至步骤404，各步骤具体如下:
87.步骤401：根据当前的电容式电压互感器中电容数量、电容击穿后电容量变化和二
次电压变化率，计算电容元件击穿个数与二次电压变化关系，建立电容式绝缘状态模型，根据电容式绝缘状态模型，得到电容击穿误差变化阈值。
88.在本实施例中，开展电容单元绝缘状态评估，建立电容式绝缘状态模型，电容单元针对电容式电压互感器(cvt)开展。电容单元计算方式如下：
89.电容单元(电容c1和电容c2)击穿引起cvt计量误差，为确定电容量变化对cvt运行变差的影响程度，首先通过计算得出元件击穿个数与二次电压的关系。
90.首先，计算电容c1击穿后电容量变化，cvt中若单个电容元件的电容量记为cn，其c1有n个电容元件，如果击穿后电容元件个数为n
′
，则电容变化率η，如下式所示：
[0091][0092]
根据上式，则可计算出cvt中任意一节分压电容击穿后的电容量变化率。
[0093]
其次，计算电容c1、电容c2变化与计量二次电压关系，结合现场运行情况，充分考虑到cvt可能存在c1、c2电容元件同时击穿，若cvt中c1、c2的电容击穿元件数分别为x，y时，cvt的额定下的变化比k
额定
以及故障下的变化比k
故障
，如下式所示，式中n1、n2分别为c1、c2中电容元件个数。
[0094][0095][0096]
可推导出在cvt中c1、c2的电容击穿元件数分别为x，y时，二次电压变化，如下式所示：
[0097][0098]
在不考虑其他因素影响的条件下电容元件发生变化后与二次电压的关系，根据电容元件发生变化后与二次电压的关系，即可确定电容击穿误差变化阈值。若电容式电压互感器中的电容c2被击穿的话，二次电压负偏很大，实际运行经验表明电容c2被击穿的概率很小，一般情况下若发生电容击穿大部分是电容c1被击穿。
[0099]
作为本实施例的一种举例，对500kv典型的cvt结构进行计算，型号为一次额定电压为二次额定电压为分压电容单元为膜纸复合型绝缘结构，通过计算得到c1中电容元件击穿个数与二次电压变化关系，500kv cvt c1元件击穿与二次电压关系，如表1所示，通过计算得到c2中电容元件击穿个数与二次电压变化关系，500kv cvt c2元件击穿与二次电压关系，如表2所示。
[0100]
表1 500kv cvt c1元件击穿与二次电压关系
[0101][0102]
表2 500kv cvt c2元件击穿与二次电压关系
[0103][0104][0105]
步骤402：根据当前的电磁式电压互感器中一次匝数和二次匝数，计算电压输出比值，建立电磁式绝缘状态模型，根据电磁式绝缘状态模型，得到匝间误差变化阈值和层间误差变化阈值。
[0106]
在本实施例中，电磁式电压互感器会出现匝间或层间短路，也可以从电压互感器误差进行判断，电磁式电压互感器输入电压u1和输出电压u2之间的关系与一次绕组匝数w1和二次绕组匝数w2成正比，根据当前的电磁式电压互感器中一次匝数和二次匝数，计算电
压输出比值l，根据电压输出比值，即可确定匝间误差变化阈值和层间误差变化阈值，如下式所示：
[0107][0108]
当一次绕组匝数或二次绕组匝数出现变化后，直接体现在电压输出比值l中。例如，某电磁式电压互感器一次匝数10万匝，二次100匝，则该电磁式电压互感器的电压输出比值l为1000。
[0109]
步骤403：若当前的电压互感器的相对误差值满足第一变化阈值时，则当前的电压互感器的运行绝缘状态为异常状态；其中，第一变化阈值包括电容击穿误差变化阈值、匝间误差变化阈值和层间误差变化阈值。
[0110]
在本实施例中，对于电容式电压互感器(cvt)，c1的电容元件个数较多电容量较小，少量的电容元件击穿对二次电压的影响较小；c2的电容元件个数较少电容量较大，发生电容元件击穿时二次电压降低较为明显。当c1击穿9个元件时，电容单元电容量的变化率k达到2％，而c2仅有一个电容元件击穿时，电容单元电容量的变化率k达到-4％，超出电力设备预防性试验规程中的注意值(2％)的要求。根据击穿电容对二次电压的影响可知，电容单元击穿会导致cvt比值差出现严重偏移，影响程度在千分位至百分位范围，远大于外电场引起的误差偏移，根据计算得到的cvt的误差值完成电容单元绝缘性能的评估。通过步骤1022中利用预设多级模糊识别模型计算误差值的方法，首次误差数据可以以离线数据为准，然后通过两两互感器的相对误差实现误差的传递，实现每台电容式电压互感器(cvt)的误差计算。根据电容单元绝缘的分析，根据当前的电容式电压互感器中电容数量、电容击穿后电容量变化和二次电压变化率，计算电容元件击穿个数与二次电压变化关系，每个电容单元击穿后对误差的影响程度见表1和2所示。根据计算得到的当前相对误差值，若满足电容击穿误差变化阈值，则当前的电压互感器的运行绝缘状态为异常状态，并可以根据当前的相对误差值，反推该cvt可能出现了几个电容单元的击穿，击穿的是电容c1(上电容单元)还是电容c2(中间电容单元)。
[0111]
在本实施例中，对于电磁式电压互感器，作为本实施例的一种举例，某电磁式电压互感器一次匝数10万匝，二次100匝，则该电磁式电压互感器的电压输出比值l为1000，在当一次匝数减少1匝时，l将往负方向变化，此时变比表示为则l的变化率f为：即当一次绕组出现两匝短路，则比值差变化f(电压输出比值的变化率)为-0.01％；同理，若一次绕组出现层间短路，则根据短路匝数可推断误差变比，例如层间短路产生1000匝短路，则比值差变化f为：则说明当比值差往负方向突变1％时，绝缘监测可知一次绕组出现层间短路。同理可计算二次绕组出现匝间、层间短路后比值差变化情况，电磁式绝缘状态模型则逆向推理，若满足匝间误差变化阈值和层间误差变化阈值，则当前的电压互感器的运行绝缘状态为异常状态，根据计算的比值差突变大小，反推绝缘状态类别，并实现故障类别定位。
[0112]
步骤404：若当前的电压互感器的相对误差值不满足第一变化阈值时，则当前电压互感器的运行绝缘状态为正常状态。
[0113]
在本实施例中，当计算的当前电压互感器的相对误差值并没有达到变化阈值范围时，则并没有出现电容击穿、匝间或者层间短路的情况，其运行绝缘状态为正常。
[0114]
步骤103：将计量数据与评估结果，转换为预置格式的数据文件，并根据预设传输方式，将数据文件传输至厂站终端的主站后台系统。
[0115]
在本实施例中，运行电能计量装置的全环节数据采集与状态评估，具备高精准时间标签，将采集数据与计算评估结果转换成主站系统识别的格式，生成预置格式的数据文件，定期向主站发送，数据传输方案通过在运所有厂站终端与电网现有后台系统通过有线或无线的方式完成。
[0116]
实施本发明实施例，改变传统厂站终端工作模式单一，上传数据异常后故障定位困难的现状，将厂家终端功能升级，保留采集多块关口表的功能前提下，增加电流、电压互感器计量绕组信号采集功能，并且内置关口表运行状态评估，互感器数据采集，互感器运行计量状态评估，电压互感器运行绝缘状态评估的功能，在本地完成电能计量装置运行状态的评估。结合目前厂站终端内运算模块的特点，在关口表运行状态识别时，提出“整体-单只”的识别模式，在常规情况下一次评估所有关口表状态，若出现异常再调用互感器数据实现单台关口表状态的识别，这种模式最大程度的降低模型算法对芯片工作的需求，为其他模型运行提供空间，提升电能计量装置状态评估效率。通过监测电流、电压互感器的输出信号，实现电流、电压互感器计量性能状态评估，并根据互感器参数，建设专属模型，从误差评估数据变化反推电压互感器绝缘状态，实现多维度互感器监测功能。解决于现有变电站厂站终端仅能采集关口表数据，无法采集关口表和互感器组成的电能计量装置全环节数据，以及无法获知运行中电能计量装置是否正常运行，哪部分出现异常的评判的问题。
[0117]
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。