网络化电能质量监测系统

电力18讯：    电力系统存在着大量非线性、冲击性和波动性负荷，比如大功率的变频设备及拖动装置、电气化铁路、电化工业的整流设备、感应加热炉，电弧炉等，这些负荷造成了电网发生波形畸变（谐波）、电压波动、闪变、三相不平衡、非对称性，使得电网电能质量的严重降低。同时，基于计算机，微处理器控制的精密电子仪器在国民经济企业中大量使用，对供电质量的敏感程度越来越高，对电能质量提出了更高的要求，从而使电能质量问题及其解决措施逐渐成为研究的热点。


要对电网的电能质量进行改善，首先要对电能质量做出精确的检测和分析，测量电网的电能质量水平，并分析和判断造成各种电能质量问题的原因，为电能质量的改善提供依据。本文提出了网络化电能质量监测的策略，达到了实时数据采集和在线监测的功能。


1 电能质量监测方式


目前，国内外对电能质量的监测方式大致分为三种：专门测量、定期或不定期检测以及在线监测。


专门测量，即对各种干扰负荷或补偿设备，如电弧炉、换流设备、电容器组、滤波器等在接入电网前后，测量这些设备对电网电能质量各项指标的影响，通过与国家相关标准对照，决定其是否可以投运。


定期或不定期检测，即针对普通电力干扰源，根据干扰的大小、危害程序和需要等采取定期或不定期检测方式。定期检测多用于电网电能质量的定期普查，主要目的是全面了解全网电能质量水平和干扰源的特性；不定期检测是针对电力用户的特殊电能质量问题进行检测分析。


在线监测，也称为连续监测、全过程监测或日常监测等。即对于大型干扰源如炼钢厂、电气化铁路等必须按照电能质量标准，对电压偏差、频率偏差、谐波、电压波动和闪变、三相不平衡等指标进行连续跟踪监测。


随着网络通信技术和信息技术的迅速进步，为适应当代电力系统运行的需要，电能质量监测技术正向着网络化、信息化、标准化的方向发展。


2 监测点的确定


测量点的正确选择直接关系到测量的准确度和测量效果。按照国家电能质量标准，为了掌握电网内的电能质量水平，将监测点分为电网侧和用户侧。


在电网侧，500 kV、220 kV、110 kV和35 kV变电站的主变和不同电压等级母线,以及发电厂主变等处要设置监测点。特别要提出的是目前电气化铁路线路一般直接从220 kV变电站引线，通过220 kV/25 kV降压对电气化网络进行供电。由于电气化铁路对电网的影响比较大,所以在这些出线的地方也要设置测量点。在用户侧，存在着各种各样的负荷以及电力用户，有谐波源负荷，有造成电压闪变的负荷等，同样存在对电能质量要求较高的大型企业用户，应当选取向这些用户和负荷供电的变电站和各级电压母线作为监测点。


3 网络化电能质量监测系统


3.1系统整体结构


网络化电能质量监控系统由厂站终端子系统，通信网络子系统和主站子系统组成。


3.2 厂站终端子系统


安装于变电站或用户的终端设备，其数量可根据实际需要的监测点来确定。厂站终端子系统主要由两部分组成：采集装置和微机系统。双方通过485总线进行通信和数据交换。


采集装置负责对监测点的三相电压和电流进行采集，通过485总线将所采集的数据传送到微机系统。它支持在线对采集速率，采集间隔，485总线等参数进行设置，也可以通过总线接受微机系统进行终端设置。同时具备红外接口方便工作人员进行数据的人工查询和核对，以及GPS天文时钟同步功能。


微机系统实际上是一台计算机终端，它支持与多条总线的通信，定时对多条总线上的采集装置进行数据读取，并通过硬盘对数据进行存储。微机系统配备相应的计算分析软件对实时电压和电流数据进行处理，通过各自的检测算法能得到以下参数：电压和电流谐波含量、总畸变率（THD）；电压跌落幅值、跳变相位和持续时间；三相电压、电流基波的幅值和相角，以及正序、负序、零序分量的幅值、相角和不平衡度；电压短时间闪变值，长时间闪变值；电压偏差和频率偏差。微机系统配置了拨号modem和网卡，可以通过电力系统局域网或电话拨号网络与主站子系统保持通信。


3.3 通信网络子系统


很显然，建立专用的电能质量监测网可能不现实，但是SCADA系统，电能量采集系统和负荷监控系统的网络都已经建得相当完善,并且它们的网络都具有一定的扩展性，从而电能质量监测设备可以整合到这些网络中。


主站子系统和厂站子系统采用局域网或电话拨号网络相结合的方式进行通信。在具备网络接口的地区采用局域网通信，提高了数据传输速度，更好的体现数据传输的实时性。而在只具备电话拨号网络的地区可采用电话拨号方式通信，并且预留网络接口，便于升级。这样的通信子系统利用了目前电力系统通信网络中的两种方式，并将这两种方式进行有机结合，最大限度的利用了现有资源，减少了通信设备投<