本发明属于输配电领域，特别涉及一种用于电力少油设备状态检测评价系统及状态评价方法。
背景技术：
对变电站而言，少油设备包括互感器、套管、断路器等，设备中装有一定量的绝缘油。这些设备一般处于高电磁环境条件，对绝缘有极高的要求，且体积较小，不能采用常规的如安装到变压器、电抗器上的绝缘油温度、压力测试手段。
目前，变电站对这类设备的检测一般采用人工巡测，即利用运行人员巡检和试验人员定期抽检。采用的手段包括局部放电、红外、紫外测温、绝缘油色谱分析等。这些检测还不能完全可靠实施在线检测，同时由于设备的故障率并不高，设备量大，所有设备采用当前的在线检测手段的性价比不高。由于巡检和定期抽检的局限性，故障的发现率不能100％，变电站互感器、套管故障甚至爆炸、起火还时有发生，有的设备爆炸还殃及了变电站内其他设备，损失惨重。
变电站在运行过程中，电力少油设备如互感器、断路器、套管的绝缘状态、内部机构的运行状态对电力系统的安全、稳定运行具有至关重要的意义。传统的状态检测分析方法包括采用超声局放、红外测温、油色谱分析在线/离线检测和压力监控等，传统方法存在下述缺陷：1、油色谱在线检测周期长，油色谱、超声局放、红外测温等人工检测间隔大，难以及时反映设备的运行状态；2、设备昂贵，对所有设备进行在线检测费用高，性价比低；3、大部分的在线检测技术的准确性和可靠性还不能完全满足电网安全运行的需要；4、大部分少油设备配备有膨胀装置，单一的压力监控对设备内部早期故障、发热响应不灵敏；5、普通的温度、压力测量系统电磁兼容性不能满足少油设备特殊电磁环境和绝缘特性要求。
技术实现要素：
发明目的：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供了一种能够实时、准确的对电力少油设备状态进行检测评价系统及状态评价方法。
发明内容：为解决上述技术问题，本发明提出一种用于电力少油设备状态检测评价系统，包括测量单元和检测评价单元，所述测量单元用于测量电力少油设备的实时运行状态值，所述测量单元将检测到的电力少油设备的运行状态值通过以太网发送给检测评价单元，所述检测评价单元根据接收到的检测值对每个电力少油设备的运行状态进行检测评价。
进一步，所述测量单元包括多个光纤温度传感器、多个光纤压力传感器和至少一个光纤光栅调制解调器，所述每个光纤温度传感器和光纤压力传感器分别与光纤光栅调制解调器连接，光纤温度传感器用于测量每个电力少油设备内绝缘油的温度，光纤压力传感器用于测量每个电力少油设备内绝缘油的压力；所述检测评价单元包括采集模块、数据存储模块、评价分析模块、故障预告警模块，所述采集模块用于接收测量单元发送过来的测量数据，所述数据存储模块用于存储接收的每个电力少油设备的测量数据；所述评价分析模块用于对数据存储模块中存储的数据进行分析，并将分析结果发送给故障预告模块；所述故障预告模块根据评价分析模块给的分析结果进行报警。
进一步，所述光纤温度传感器和光纤压力传感器通过电力少油设备放油孔分别设置在电力少油设备内并和油介质直接接触。这样的检测结果更加的准确。
本发明还提供了一种采用上述用于电力少油设备状态检测评价系统的状态评价方法，包括以下步骤：
步骤1：测量单元分别实时测量多个电力少油设备绝缘内油的温度、压力和环境温度；检测数据通过以太网传输到主机的检测评价单元中；
步骤2：实时通过变电站控制中心数据库获取每个设备的运行电流i；
步骤3：计算每个设备中绝缘油的温升和每俩个设备间绝缘油的温升差和压力差；
步骤4：结合运行电流i，利用单一设备的绝缘油的温升、压力变化及该设备与其它多个设备间绝缘油的温升差和压力差分析判断设备状态。
有益效果：与现有技术相比，本发明根据电力设备在运行中发生绝缘老化、局部放电、接触不良、泄露等都会直接引起油介质温度和压力变化的这一特性和电力少油设备可靠性相对较高、总体故障率低的特点，利用网络技术，将温度、压力测量单元与主机的评价分析系统通过以太网连接，通过设备油介质温度、压力及环境温度的测试，比较单一设备绝缘油温升、压力变化及该设备与其它设备的温升差、压差变化即可评价设备内部工作状态是否存在异常变化，能够实时、可靠，为电网运行提供了预告警和进一步检测依据，减少了人力、物力，降低了检测成本，提高了电网设备状态检测的目的性和运行可靠性。
附图说明
图1为本发明的结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的技术方案作进一步解释。
如图1所示，本发明提供了一种用于电力少油设备状态检测评价的系统，对某变电站电力少油设备状态进行检测评价，其中变电站有4个500kv间隔，有12相输电线，对应12台互感器，以互感器的状态进行检测评价为例。本发明主要包括测量单元和检测评价单元，其中测量单元包括12个光纤压力传感器、13个光纤温度传感器和一台光纤光栅调制解调器，每个传感器分别与光纤调制解调器通过光纤连接。12台光纤压力传感器和12台光纤温度传感器分别通过12台互感器的低位放油孔安装在互感器内部测量互感器绝缘油压力和温度，1台光纤温度传感器安装在变电站户外测量环境温度。检测评价单元包括主机，在主机中设有采集模块、数据存储模块、评价分析模块和故障预告警模块。采集模块用于接收测量单元发送过来的测量数据；数据存储模块用于储存历史数据，具有存储和查询功能，其中历史数据包括设备电流、环境温度、油温度、油压力、油温升、油温升差、油压差的实时数据、历史最高、最低、日最高、最低、日平均、变化趋势等；评价模块根据采集到的实时数据和存储的历史数据，计算设备油温升、压差，综合设备运行工况(相电流i)，比较设备绝缘油压力、温升、温升差、压力差变化情况，根据变化的异常性，评价设备运行状态；故障预告警模块，根据评价分析模块的分析结果对疑似故障设备发出预警，对故障设备自动报警。其中，温升指设备绝缘油温度和环境温度的差值。温升差指不同的设备之间温升的差值，压差指不同的设备间的油压力差。测量单元主要对变电站4条出线间隔中12台互感器内绝缘油的温度、压力和环境温度进行实时测试，并将测量数据通过以太网传输到检测评价单元，检测评价单元主要进行数据的接受、处理、分析或设备状态预告警的操作。
本发明提供的用于电力少油设备状态检测评价系统的状态评价方法，包括以下步骤：
步骤1：测量单元分别实时测量变电站4条出线间隔中12台互感器内绝缘油的温度、压力和环境温度；检测数据通过以太网传输到主机的检测评价单元中。
步骤2：通过读取变电站控制中心数据库获取互感器所在相的运行参数，即运行电流i。运行电流i是通过变电控制中心数据库的数据库实时读取的。
步骤3：计算每个互感器的油温升即每个互感器中绝缘油的油温与环境温度的差值，每个互感器的压力变化是指每个互感器中绝缘油的压力与历史同工况条件下的压力变化；同时，计算每个互感器与其它互感器之间的油温升差和油压力差。
步骤4：结合运行电流i，利用互感器中绝缘油的油温升、压力变化及该互感器与其它多个互感器间的油温升差和油压力差分析判断设备状态，主要包括以下三步：
步骤41：利用单台互感器的实时工况与历史相同工况下油温升、油压力参数比较判断互感器内部工作状态。将互感器绝缘油当前温升值、压力值与历史相同工况即相同运行电流i的条件下的温升值与压力值进行比较，预先设定变化幅度最高值、变化幅度最低值和油温、油压高限限值。当单台互感器绝缘油的温升或者压力在设定的变化幅度最高值与变化幅度最低值之间，则判断该互感器存在疑似故障；当单台互感器绝缘油的温升或者压力大于设定的变化幅度最高值，则判断该互感器有故障；当互感器绝缘油温度、压力任一值高于设定高限限值时，则判断该互感器有故障；温升变化幅度最高值优选设定为30％，变化幅度最低值优选为20％。幅度的设置视设备的不同而不同，比如断路器和互感器就有较大的差异，因为其工作方式和内部充油量具有很大的差异。
步骤42：利用单台互感器与同间隔内其他互感器的绝缘油温升差和油压力差分析判断互感器内部工作状态。根据当台互感器与其它的互感器压差和温升差异常变动来进行判断：当这台互感器绝缘油的温升和油压均大于和他相比较的互感器的绝缘油的温升和油压；同时，压差呈上升趋势、温升差超过一定范围，比如平均温升的20％时，该互感器判断为故障，其中压差呈上升趋势可以是这台互感器与另一互感器进行比较的结果，也可以是和其他每个互感器进行比较的结果；当压差稳定，温升差为正值，超过设定范围，比如平均温升的20％时判断为疑似故障，超过30％，判断为故障；其中压差稳定是指这台互感器的油压与其他台互感器的油压的差值是几乎相同的。
步骤43：利用不同间隔的互感器之间的油温升差和油压力差分析判断互感器内部工作状态。不同间隔的互感器工作工况基本一致即相电流i基本一致的条件下，互感器与其它的互感器油压差和温升差异常变化：温升差、压差为正值，压差呈上升趋势、温升差超过一定范围如平均温升的20％时，该互感器判断为故障，当压差稳定，温升差为正值，超过设定范围如平均温升的20％时判断为疑似故障，超过30％，判定为故障。
如表1所示，本实施例中提供了两个互感器在不同的情况下的状态，其中，1a表示1间隔a相互感器，3c表示3间隔c相互感器。
表1：设备状态-压力、温度参数表
变电站内设备众多、量大，总体的故障率相对低，大部分设备处于正常运行状态。本发明选取了少油设备发生故障时，会显著变化的绝缘油温度、压力两个参数：温度、压力，利用光纤传感器耐高压、高电磁环境干扰的特点测量温度、压力，利用设备参数纵向变化来判断设备状态，同时也利用变电站内多个设备的绝缘油温度、压力参数来横向比较，寻找异常变动。根据异常变动情况来判断设备状态。本方法通过一种实时、在线纵向、横向比对方法，实现设备状态检测评价。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，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的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。