XLPE电缆绕组（精选7篇）
XLPE电缆绕组 篇1
0 引言
电缆绕组变压器是1种新型干式电力变压器,其主要的结构特点就是把XLPE电力电缆直接绕制成变压器绕组,利用XLPE绝缘代替了传统的油浸式绝缘,从而为解决传统油浸式变压器的油纸绝缘问题提供了新的思路[1,2,3,4]。在其挂网运行时,由于自身结构的特殊性,当有雷电电压侵入这种绕组时,其芯线及外半导电屏蔽层上出现与侵入传统油浸纸绝缘结构绕组时不同的暂态电压,这一电压既有行波的特点,又有耦合和感应的特点[5,6,7,8]。
一方面,它会引起变压器内部不均匀的匝间电压分布;另一方面,暂态电压中含有的振荡谐波的频率与变压器中的若干谐振频率匹配,可能引起谐振过电压,从而破坏绕组与铁心以及匝间的绝缘。为了防止过电压对绕组的绝缘造成损坏,并且为改进此类变压器的绝缘设计提供理论依据,在建立宽频带等效模型的基础上对其进行幅频特性的分析是非常必要的。所以,对电缆绕组变压器的防雷保护问题进行研究也是非常必要的[9]。
1 电缆绕组的试验模型
1.1 绕组模型
电缆绕组线圈的XLPE电缆为同轴圆柱结构,图1为其剖面图,和一般电力电缆不同,它没有外金属屏蔽及护套,只有1层外半导电层。绕组工作时,外半导电层在若干处以一定规律作金属性接地,以保证外半导电层的电位在稳态工作时尽量接近地电位。
由于只有漏磁通才对线圈的冲击电压响应起作用,且空心电感计算简单快捷等原因,有相当的学者认为可以不考虑铁心的影响,用空心线圈电感来分析变压器绕组的波过程,不会引起很大的误差。故本文所研究的XLPE电缆绕组为一筒形空心线圈。绕组全长239 m,径向2层,轴向32匝,高约1.1 m,内半径为0.56 m,2层绕组之间沿轴向方向有8根直径1 cm的绝缘杆支撑。该绕组XLPE电缆剖面外直径33.4 mm,芯线导体直径8.0 mm,内外半导电层厚度分别为0.7 mm、0.8 mm。绕组每匝的外半导电层上有对称2点通过铜线引出相连后接地。试验时绕组立式放置,绕组底部离地1 m,由绝缘支架支撑。
绕组的输入端与末端均在最下部。将外层绕组的最下一匝视为第1匝,对绕组的匝数由下到上再到下进行编号,内层最下面一匝为第64匝。图2为试验所用绕组照片。
该双层绕组的结构尺寸如图3所示。
2 模拟雷电波作用下芯线电位分布
2.1 试验方法
本文采用HAEFELY Type 481冲击电压发生器作激励源,在该绕组的首端施加一标准雷电波,用数字存储示波器Tek TDS3052等进行测量。被试对象为图2所示的试验绕组。
通过调节HAEFELY Type 481发生器的R、C可获得不同波形的冲击电压。它能产生峰值在500 V以下的冲击电压全波和截断波。该发生器具有重复脉冲输出和单次脉冲输出的功能,但使用重复脉冲输出时,其脉冲频率为25 Hz。仪器内部已根据通常的使用要求设置了电容、电感、电阻的选择范围,当所需参数超出其选择范围时还可以利用外接元件的方法解决。其电路构成如图4所示。图4中Cs、Cb、Rs、Rp的值可调。
2.2 绕组末端开路时芯线电位分布
本文详细测取了绕组的芯线电压分布。末端开路时,由图5可以看出,第17匝电压波形除起始的十几个微秒的高频部分外,其电压波形与首端电压加32匝的芯线电压和的平均值是十分吻合的,电缆绕组第17匝波形前部谐振频率以外的高频分量衰减比较快。从图6可以看到第32匝的芯线电压与首端电压加末端电压和的一半以及17匝电压加48匝电压和的平均值基本吻合。
图7为双层绕组芯线电压的输入电压与其他各匝电压减去输入电压之后的比较。即其他各匝芯线电压减去波尾的偏置电压后的振荡电压幅值与首匝电压大小的比较,图中所示振幅比值为1:1.965:3.018:3.947。可以看出绕组振荡的幅值几乎是随匝数增加严格按线性增加的,这说明绕组的初始电压分布值随匝数增加按线性减少。图8为初始电压分布、最终电压分布与最大电位分布的相对值示意图。由图5—图8可以看出与传统变压器绕组类似的是,芯线的电压都可看作雷电波波头引起的振荡叠加波尾的偏置。而不同的是:与首端电压相比振荡的幅值相当高,末端振荡幅值的最大值超过首端电压的最大值,芯线电压出现了负值。此外除波形前部有高频振荡外各处振荡的频率、相位严格相等,振荡的主要频率只有1个。
2.3 绕组末端接地时芯线电位分布
图9可以看出绕组中部的32匝有振荡,较17匝、48匝的频率高但衰减较快。图10是首端输入电压与各匝振荡幅值的比较,其中振荡幅值是各匝电压波形减去输入电压波尾3/4、1/2和1/4电压得到的。
末端接地时,双层绕组的初始电压分布与开路时明显不同。不同层的同一匝绕组振荡电压的相位并不相同,相差接近180°,而电感较大的地方振荡幅值较大,电缆绕组的基频电压按匝数增加呈正弦形分布。
3 模拟雷电波作用下外半导电层上的电位特点
与单层电缆绕组相同:外半导电层上的电压是由芯线电压经电容耦合得到的。由于绕组前部芯线电位较高且陡度大,故绕组前部的外半导电层上感应的电压较高,是匝间绝缘最薄弱的部位。
图11与图12比较了芯线电压值差分后与对应匝的外半导电层电位值。可以看出波形的整体趋势吻合很好,波形后部完全吻合,但波形前部的峰值没有很好地吻合。文献[10]认为原因是:1)高频分量没有被很好地完全测量到;2)实际中高频分量没有完全传递到外半导电层。
由于各种频率的电压耦合系数不一样,而芯线电压含有的除了谐振基频之外的分量衰减很快,作用迅速减小,衰减后单一频率下芯线电压的微分值与外皮电压将呈固定比例。任取第17匝的芯线电压和外皮电压,将其绘制在图13、图14中,可以看出除了波形起始的几个微秒之外,芯线电压的极值与外皮电压的零值完全对应,进一步证明外皮上的电压完全是由芯线电压经电容耦合得到。
4 结论
本文主要介绍了对双层电缆绕组模拟雷电波作用的试验研究。研究发现:1)绕组的初始电压分布和强磁耦合的传统绕组类似,末端开路时初始电压分布呈直线形,末端接地的基频电压分布呈正弦形;2)外半导电层上的电压是由芯线电压经电容耦合得到的。由于绕组前部芯线电位较高且陡度大,故绕组前部的外半导电层上感应的电压较高,是匝间绝缘最薄弱的部位;3)电缆绕组在暂态下表现的强磁耦合特性可由电缆绕组的结构得到解释,因为外半导电层将电场限制在电缆内部,削弱了匝间的电耦合,相应必定加强了绕组磁耦合的联系。
参考文献
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[4]HOLMBERG P,LEIJON M,WASS T.A Wideband Lumped Circuit Model of Eddy Current Losses in A Coil with A Coaxial Insulation System and A Stranded Conductor[J]. IEEE Transaction on Power Delivery,2003,18(1 ):50-60.
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[6]孙辉,喻岩珑,李晟,等.交联聚乙烯电缆中电树枝仿真与场强计算[J].陕西电力,2011,39(3):26-29.
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[8]蒲路,郑建康,景晓东,等.交联电力电缆运行维护新技术评估[J].陕西电力,2009,37(7):57-61.
[9]雷琅,吕亮,孟峥峥,等.外半导电层经电阻接地后XLPE电缆绕组的暂态现象[J].高压电器,2008,44(4):368-370.
[10]牟磊,刘家齐,王晶.XLPE电缆绕组芯线与外半导电层间的暂态耦合特性[J].高电压技术,2005,31(11):45-49.
XLPE电力电缆局部放电浅究 篇2
1 XPLE电力电缆局部放电成因
基于XPLE电力电缆的局部放电在线检测是确保产品质量的关键环节, 同时又是确保电缆能够安全、可靠和长久运行的重要因素, 电力工作者们必须认真分析电力电缆局部放电成因, 在实际检测过程中排除相关因素的影响, 确保XLPE电力电缆局部放电在线检测结果的准确性。实验证实, XLPE电力电缆之所以会产生局部放电的原因主要有以下几点:
1) 当绝缘体中局部区域的场强达到击穿场强的时候, 该局部区域就能够产生放电;
2) 导体尖端、导体直径或导体表面的毛刺过小的时候, 使得临近导体的电场过于集中, 从而该区域产生放电;
3) 浮动电位的金属体出现感应放电现象, 或者因连接点接触不良而产生放电。
在了解XPLE电力电缆的局部放电成因后, XPLE电力电缆生产厂商应严把生产质量关, 注重每一道生产工序的质量控制, 严格按照相关标准来进行生产。同时采购方与施工方也要严格审查, 确保产品质量过关, 从源头上给予保证。
2 XPLE电力电缆局部放电在线检测中常见问题分析
在实际检测局部放电的过程中, 电力检测人员常常会遇到各种各样的问题。这就要求检测人员应在检测之前, 对电缆进行严格检查, 排除外界因素的干扰, 顺利完成检测任务。同时, 对于一些常见问题, 应及时记录下来, 认真分析问题, 并积极寻求有效的解决措施。 (见表1)
这些都是XPLE电力电缆的局部放电在线检测中一些常见外部放电问题, 只要检测人员再细心、认真一些, 就能有效解决这些问题, 提高在线检测结果的精确度。而对于内部放电问题, 检测人员应根据所得出的放电图形加以区分, 并运用示波器找到准确的故障点, 剖析原因并采取有效措施来解决。结合自身实践经验, 笔者发现, 电缆内部放电多数是因为绝缘中存在气泡或者杂质、生产过程中存有外伤、导体单线焊接头崩开等原因, 这些都是要在电缆生产阶段必须克服的问题, 同时也要求采购方与施工方严把产品质量关。
此外, 在检测过程中还会遇到一些特殊情况, 必须引起我们的充分重视。
特殊问题1:局放量随线芯弯曲方向的不同而发生变化
在检测电缆时, 第一次试验局放量较大, 借助示波器定位能够快速确定故障点位置;而在倒轴分段复绕之后, 在重新检测, 却发现两段电缆局放量均消失不见。
原因分析:这类缺陷多数是因为绝缘中存在气孔, 气孔的形状随电缆弯曲方向的不同而发生改变, 使得局放量不同。
检测结果:此根电缆为不合格产品。
特殊问题2:电缆的长度对局放值造成影响
原因分析:电缆的长度过长, 一些缺陷不够明显, 增大定位找故障点的难度。
检测结果:将电缆分成两段后缺陷表现的比较明显, 定位较为容易。
3 结语
总而言之, 为了及时发现故障隐患、准确预测XLPE电力电缆, 相关检测人员应充分了解电力电缆局部放电成因, 并能解决在线检测中存在的一些常见问题, 不断提升自身的专业素质, 确保电力电缆运行的安全性与可靠性。
摘要：近些年来, XLPE (交联聚乙烯绝缘) 电力电缆被广泛应用于城市电网铺设中。为了及时发现故障隐患、准确预测XLPE电力电缆, 确保电力电缆运行的安全性与可靠性, 必须努力提升电力电缆局部放电在线检测水平。在简单介绍XPLE电力电缆的局部放电成因后, 简要分析其在线检测中的一些常见问题, 以供同仁参考。
关键词：XLPE,电力电缆,局部放电,常见问题
参考文献
[1]蒋佩南.XLPE国产交联聚乙烯电力电缆击穿故障的评定和分析[J], 电线电缆, 2007 (2) .
XLPE电缆绕组 篇3
1 局部放电产生的原因
(1) 绝缘体中局部区域的电场强度达到击穿场强时, 该区域就发生放电。
(2) 导体表面的毛刺、导体尖端或导体直径太小, 在导体附近的电场集中也会造成放电。
(3) 浮动电位的金属体而出现感应放电, 或有连接点接触不好而发生放电。
明白了局部放电产生的原因, 那么在生产过程中就要注意各道工序的质量控制, 严格按照工艺要求来保证产品质量。在局放试验过程中, 由以上三方面的原因导致局放值超标我都经历过。
2 局部放电试验过程中常遇到的问题及解决办法
电缆的局部放电值超标, 首先要区分试验所得的局部放电是来自外界干扰还是来自电缆本身, 要根据放电波形来判断。一般情况下, 电缆放电的波形是对称的, 并且在第一、三象限, 如果不是电缆放电就要按照正确的方法查找, 排除干扰, 得到正确的检测数据。
在局放试验过程中, 大部分的放电是因为电缆端头没有处理好而产生的, 下面我把亲身经历的经常发生的问题列出来, 试验人员在试验前, 严格仔细检查就能排除外界的干扰, 顺利完成试验。
(1) 电缆两端的外屏蔽层剥去的长度过短, 或刀印过深伤到绝缘层引起放电, 一般10k V电缆外屏蔽层剥切长度为8cm~10cm, 35k V电缆外屏蔽层剥切长度为40cm左右。
(2) 铜带离油杯太近造成放电, 一般要大于10cm。
(3) 切割绝缘线芯时造成端头导体变形, 影响绝缘的圆整度引起放电, 线芯分段时要切割整齐, 并且导体和油杯底部的铜针能接触牢固。
(4) 接错线芯, 两端不是接同一颜色的线芯, 应仔细检查。
(5) 线芯端头有固定分相线用的胶带或分相线离油杯很近引起放电, 应扒掉胶带、切断分相线。
(6) 交联线芯放置时间短, 试验时绝缘中有气泡冒出产生放电, 线芯应放置一段时间再生产。
(7) 高压引线或油杯离地面很近造成放电, 一般要大于30cm。
(8) 高压引线接头处或中间有破损, 造成放电, 应及时更换好的引线。
(9) 高压引线或地线使用时间久了, 连接处接触不良有松动引起放电, 应经常检查、检修。
(1 0) 生产过程中牵线时把交联线芯绑变形, 形成印痕损伤绝缘引起放电, 牵线时应垫上保护层。
(1 1) 导体的毛刺调入油杯中或油受潮引起放电, 应经常换油, 除潮用铁桶装油, 在60°C下烘30min~60min, 在油未完全冷却前使用。
(12) 在绝缘地坪上乱堆杂物引起放电, 应把试验场清理干净。
另外, 局放试验设备系统的高压滤波器, 电感、电容、瓷瓶以及均压罩, 要经常用干净的抹布擦拭, 防止灰尘在高压下放电, 影响试验的正常进行。
试验人员只要在试验前, 认真仔细的检查, 并采取相应措施, 就能顺利和正确地完成试验。
如果是电缆内部放电, 可以根据放电图形加以区别, 通过示波器确定故障点。找到故障点后进行解剖, 发现大多数的放电是绝缘中有气泡或杂质, 有的是生产过程中造成的外伤, 有的是导体单线焊接头崩开引起的放电, 这就要求操作工在生产过程中严格按照工艺进行生产, 保证工作环境干净整洁, 加强检查力度, 保证生产出合格的产品。
3 试验中遇到的特殊问题
3.1 局放量随线芯的弯曲方向不同发生变化
电缆在进行局放试验过程中, 第一次试验局放量很大, 用示波器定位能确定故障点的位置, 但是在倒轴分段复绕后, 重新进行试验, 两段电缆局放量均消失, 这时千万不能认为这根电缆是合格的产品, 经过解剖发现这类缺陷大部分是绝缘中有气孔, 气孔的形状随着电缆的弯曲方向不同而改变, 造成局放量不同。
3.2 电缆的长度影响局放值
在用户同意的情况下, 电缆的长度最好不要超过500m, 因为在试验中发现电缆的长度越长, 一些缺陷反映的不明显, 不好定位找故障点, 把电缆分成两段后缺陷表现的比较明显, 容易定位。
4 结语
(1) 影响局部放电试验的因素虽然很多, 但对于放电量超标的电缆, 可以根据放电波形, 分析是来自外界的干扰还是电缆本身的放电, 在试验中不断的积累经验, 保证试验的顺利、正确的进行。
(2) 对局放值超标的电缆, 一定要定位找到故障点, 局部放电的数值虽然不大, 但是这些缺陷会加剧绝缘的老化最终导致绝缘击穿 (没有达到电缆的正常使用寿命) , 这对企业对国家造成的损失是巨大的。
参考文献
[1]蒋佩南.XLPE国产交联聚乙烯电力电缆击穿故障的评定和分析[J].电线电缆, 2007 (2) :1～5.
[2]孙波, 黄成军.电力电缆局部放电检测技术的探讨[J].电线电缆, 2009.
XLPE电缆绕组 篇4
交联聚乙烯 (crosslinked polyethylene, XLPE) 电缆以其可靠的电气和机械性能在矿井6k V/10k V配电系统的固定敷设段广泛应用。电、热、潮湿是电缆绝缘老化的主要应力因子[1]。矿井电缆的实际运行情况是:矿井受井田设计范围、总储煤量及产出能力等因素的影响, 开采年限通常为30年~100年, 且在此期间设备连续运行, 电缆不间断供电;在涌水量比较大的矿井, 采煤工作面和回风巷的相对湿度常年接近100%, 电缆表面覆水并可能浸在水中。因此, 在役电缆长期遭受电、热、潮湿交织作用, 往往存在不同程度的绝缘老化。绝缘老化是诱发XLPE电缆故障的主要原因, 引发停电、火灾等重大事故[2]。
XLPE电缆的绝缘老化分为初期的电导性老化和后期的电离性老化。电导性老化表现为绝缘中存在水树[3], 有水树的电缆相对介电常数 (εr) 和介质损耗因数 (tanδ) 增加, 电导损耗显著增加[4,5]。产生额外温升。现有电缆老化研究集中于老化机理、老化因子及绝缘特性[1,2,3,4,5,6,7], 很少将这些研究成果应用到老化对实际运行中电缆温升的影响。
温度是电缆健康管理的首要参数, 导体温度预测是电缆故障预警的关键所在[8,9,10,11,12], 绝缘体温度是电缆老化程度和寿命判别的依据[1,4,6]。温度计算归纳为解析法[8,9]和数值法[10,11,12], 特别是有限容积、有限差分、有限元等数值法为复杂工况下电缆温度的计算提供有效手段。但上述方法均未深入探讨或定量分析老化因素的影响, 国家电网统计数据显示, 现运行较长年限的电缆中, 均存在不同程度的绝缘老化[13], 附加介质损耗产生额外温升, 交流电阻的温度正相关性进一步加剧这种不利结果[10]。因此, 需要探寻电缆老化状态引发的导体和绝缘体温升, 特别是适用于三芯电缆的温升计算方法。
考虑本文不讨论复杂工况影响, 为此, 采用解析法定量分析老化因素的影响。首先根据电缆老化状态下绝缘参量的特征, 分析了老化引起的介质损耗, 推导了适用于矿用XLPE三芯电缆老化状态下稳态温升预测的解析式。然后介绍了ANSYS有限元仿真软件中的热电耦合迭代分析方法, 并通过算例比较了老化电缆水树附近和老化电缆整体的功率损耗和温升, 为老化状态下在役电缆的健康管理提供决策依据。
1 电缆类型及结构
我国煤矿井下供电系统的配电电压为6k V/10k V, 使用的电缆为矿用乙丙橡胶绝缘橡套软电缆和固定铺设段的XLPE电力电缆。本文以6k V/10k V MYJV22 3×70mm2矿用三芯XLPE电缆为研究对象, 探讨其老化状态下的介电常数、介质损耗因数、电缆损耗及温升, 并与导体最高允许温度进行比较, 探讨老化对电缆温升的影响。电缆具体几何尺寸及材料属性如表1所示, 结构如图1所示。
注:表1中标注*的铜芯导体尺寸代表直径。
2 老化状态下电缆功率损耗
电缆的温升取决于功率损耗, 功率损耗主要源于导体损耗, 但处于老化状态的电缆, 其介质损耗也不容忽视。
2.1 导体损耗
电缆单位长度导体功率损耗:
式中, CN为电缆线芯数, 本文CN=3, 且三芯电缆的三相电流按对称计算;I为电流有效值;rac为单位长度导体在最高工作温度下的交流电阻。
式中, rdc为单位长度导体在最高工作温度下的直流电阻, 与温度具有正相关性, 其温度效应产生的损耗很大, 需要随着工作温度升高进行修正, 这也是进行热电耦合迭代分析的原因。Ys为集肤效应因数, Yp为邻近效应因数, 考虑到研究对象导体截面积为70mm2, 比较小且本文不考虑高频谐波的影响, Ys和Yp可以忽略。
2.2 老化与介质损耗
电导性老化在固体绝缘电缆中最为普遍, 有水树的电缆介质损耗增加, 而且介质损耗的电压相关性很强, 随着电压的升高显著增加[9]。因此, 10k V及更高电压等级的电缆, 介质损耗不容忽略。
考虑介质损耗的绝缘体等效电路模型如图2 (a) 所示。介质施加正弦电压时, 通过介质的电流·I不是超前于电压π/2而是φ角度[14], 如图2 (b) 所示, 故存在能量损耗。
由图2可得:
式中, C0为真空状态下的电容。εr为相对介电常数, 越大介质越易发热。文献[15]指出介电常数εr与老化时间相关, 其关系折线图如图3所示, 图中给出的是电缆平均εr, 实际上水树区域的εr远大于该值, 范围为2.7F/m≤εr≤16F/m[13]。图3中的数据尽管源于老化因子加大的电缆试样, 但通过比较不同老化因子下的数据, 指出水树在不同实验条件下的生长具有相似特征, 所得数据在一定程度上体现了现场老化电缆的特征。tanδ为介质损耗因数, 反映电缆绝缘性能的整体缺陷水平, 对局部缺陷不明显。损耗因数在一定温度范围内随着介电常数变化而出现最大值, 文献[4]给出了大部分水树枝长度约为绝缘厚度80%, 且个别存在贯穿水树枝电缆试样的tanδ温度特性曲线, 如图4所示。由于10k V电缆实际运行时绝缘平均温度约为70℃左右, 刚好是水树老化电缆绝缘介质损耗因数相对较大的温度区域, 功率损耗较大。绝缘参量在实际运行中, 虽然老化因子强度小, 但老化时间长, 所以即使与电缆试样的人工老化曲线不吻合, 但绝缘参量的变化趋势是一致的。
电缆单位长度的介质损耗:
式中, f为线路频率;U0为电缆额定电压;C为单位长度电缆电容。
式中, di为绝缘层直径;dc为导体外径。老化后εr和tanδ都有近5倍~10倍的增长, 介质损耗增加。
3 老化状态下电缆温升
老化状态下电缆温升有较大程度增加, 这是因为 (1) εr和tanδ增加造成额外损耗; (2) 直流电阻的正温度系数, 损耗增加使温度升高, 引起Rdc增加, 损耗和温升继续循环。因此有必要探讨老化引起的电缆温升。
电缆中由于热容作用, 存在稳态温度和暂态温度。本文探讨的是稳态温度, 主要用于故障预警。载荷变化使暂态温度偏离预测温度这里不讨论。
现有温升计算方法主要针对单芯电缆, 这里将通过调整使之适用于三芯电缆的计算。参考文献[9]中忽略介质损耗, 由导体损耗引起的温升Δθc:
式中, T1、T2、T3、T4分别为绝缘 (导体屏蔽、绝缘、绝缘屏蔽) 、铜带到铠装层、外护层、电缆表面与周围介质之间单位长度的热阻, 需要注意的是, 单芯电缆计算各层热阻时是按导体中心为圆心向外层层计算, 但本文仿真的三芯电缆模型不能用此方法计算各层热阻。因为计算T2、T3和T4时, 如果将圆心定为某导体中心, 它对四周的热传导是不对称的。因此, 将3根导体看作一个整体对外散热, 圆心取图1中的O。相关参数计算参照文献[9]。
老化电缆介质损耗引起的温升Δθd:
叠加导体温升与介质温升即为老化状态下的电缆温升。
式中, θc为导体温度;θ0为环境温度;θd为绝缘体温度。电流给定时, 式 (8) 为包含唯一变量θc的多次代数式。
4 ANSYS仿真
ANSYS是基于有限元方法的仿真软件, 能够灵活建模和设置参数, 可用来分析电磁场和温度场的耦合问题, 本文利用其分析电缆的温升, 验证理论模型的正确性。
4.1 热电耦合迭代计算
ANSYS仿真中, 电磁场和温度场结合的热电耦合计算方法包括直接耦合和间接耦合, 前者采用包含多场自由度的单元进行统一分析, 仿真选用SOL-ID69三维热电耦合单元分析电缆的温升, 由于该单元材料属性不包含介电常数和损耗因数, 故只适用于不考虑介质损耗的电缆温升仿真。为此, 本文采用间接耦合方法, 即先计算电磁场部分产生.rst结果文件 (包括热流密度、磁流密度、电场密度、电场强度等计算结果) , 然后在热场中以生热率的形式加载到主导体热源, 最后算得温度矢量图。
间接耦合方法在不考虑电缆老化参数时, 二维电磁场使用PLANE53单元, 二维温度场使用与电磁场单元兼容的PLANE77单元。进行电磁场分析时, 需要耦合主导体的VOLT自由度, 然后以幅值形式加载相位互差120°的三相交流电流。温度场计算结果为传热过程达到热平衡, 即温度不随时间变化的稳态温度值。老化电缆仿真分析时, 将2D电磁场单元PLANE53替换为包含εr和tanδ材料特性的PLANE230单元。由于选用单元的特殊性, 电场计算完成后未产生.rst结果文件, 不能直接加载到热场。为此, 需通过APDL编程, 读取电场算得的每个单元的生热数值JHEAT, 然后以单元载荷的形式将数值加载到热场进行计算。
温升对电缆铜导体电阻率影响很大, 间接耦合中温度场结果无法直接返回到电磁场, 故存在较大误差。为此仿真采用迭代法进行计算, 即随机给定导体电阻率, 完成一次完整的电磁场-温度场耦合计算过程, 得到导体温度;然后据此更新电磁场中导体电阻率, 再计算, 直至Tn+1-Tn<Δ时迭代终止。这里设定误差Δ为0.5℃。
4.2 ANSYS电磁场计算模型
ANSYS仿真软件在电磁场中关于导体损耗计算的有限元思想为:rac于模型中作为材料属性以电阻率的形式赋值, 而电流I作为载荷, 在电缆导体截面被无数网格单元分割以电流密度形式施加到单元节点上进行计算。
介质损耗计算的有限元思想为:设电缆的线芯和绝缘层间的交界面为B, 将B剖分成n个面积单元, 从中任意选取一个编号为i, 由电磁场原理, 面i的电荷面密度与电场强度间关系[16]:
式中, σi为面i的电荷面密度;Ei为面i的电场强度, 假设面i的电荷量为qi, 则整个分界面的电荷量QB为:
结合式 (4) - (5) 可知:
根据材料属性赋值的介电常数εr和介质损耗因数tanδ, 确定介质损耗。
4.3 ANSYS温度场计算模型
温度场主要包括热传导和热对流。热传导指电缆各层之间由于温度梯度引起的内能交换。在二维温度场求解中, 电缆各层直角坐标系下的热传导遵循傅里叶定律[17]。
式中, λ为热导率, ANSYS中, 热导率以材料属性的方式赋值;A为传热截面积;Φ为热流量, 表示单位时间电磁场生热量的传递速率。
热对流指电缆外表面与外界空气由于温差引起的热量交换。热对流满足牛顿冷却方程[17]。
式中, h为对流换热系数, ANSYS仿真中以边界条件的方式赋值, 本文取8W/ (m2·℃) ;AS为电缆最外层与空气的接触面积;tS为电缆外表面的温度;tB为外界空气的温度, 取电缆设计时考虑的最恶劣环境温度40℃, 矿井实际温度为2℃~26℃。
5 算例分析
算例将忽略介质损耗的电缆、老化电缆水树附近和老化电缆整体的功率损耗和温升做了比较, 并通过ANSYS仿真验证结果的正确性, 从而加强对老化危害的重视。
5.1 忽略介质损耗的电缆温升分析
(1) 功率损耗
根据矿用电缆载流量表, 6/10k V MYJV22 3×70mm2电缆的载流量为230A。当θ取导体最高允许工作温度90℃时, 交流电阻rac为3.14×10-4Ω/m, 三芯电缆导体损耗为49.83W/m。对于未老化的电缆, tanδ、εr分别取0.004、2.3F/m, 根据式 (4) - (5) , 求得三相介质损耗为0.036W/m。
(2) 温升
根据表1结合相关参数计算, 得T1、T2、T3、T4分别为0.364℃·m/W、0.1883℃·m/W、0.1369℃·m/W、0.3199℃·m/W。根据式 (6) , 导体损耗造成的电缆温升为50.28℃, 即导体工作温度为90.28℃。根据式 (7) , 介质损耗造成的温升为0.03℃, 可以忽略。根据式 (9) , 绝缘层温度为84.234℃。
(3) 仿真
在ANSYS中建立热电耦合分析模型。由于忽略介质损耗, 选用PLANE53单元和PLANE77单元, 然后施加幅值为325.3A、相位差为120°的三相交流电流。仿真得到电缆总损耗为49.67W/m。温度云图如图5所示, 铜导体温度为89.512℃, 与理论计算值接近, 绝缘层温度的理论与仿真结果也相符。
5.2 老化电缆水树附近温升分析
老化电缆水树附近εr和tanδ都有明显增加[4,5,13], 参考文献[13]中εr取8F/m;文献[4]分析了50Hz下电缆试样中tanδ随温度的变化, 由于绝缘层的温度接近70℃, 本文tanδ取0.24。实际电缆需根据实测值进行分析, 这里仅抽取一组数据定量分析老化对电缆温升的影响。
(1) 功率损耗
对于老化电缆, 载荷不变情况下导体损耗和引起的温升不变。根据εr和tanδ的取值, 求得三相介质损耗为7.755W/m。
(2) 温升
根据式 (7) , 介质损耗造成的温升为6.43℃, 叠加导体损耗温升50.28℃得到总温升为56.71℃。鉴于温升对电阻率和外部热阻的影响, 本文采用迭代法进行计算, 重新给定交流电阻rac和外部热阻T4, 在Δθn+1-Δθn<Δ时迭代终止, 得到温升为59.76℃。由上述分析可见, 老化本身引起的温升为6.43℃, 但电阻的温度效应使导体损耗进一步增加, 使导体最高温度达到99.76℃, 超过规定的最大值90℃。电缆总损耗为58.55W/m。当水树区域的绝缘参量取值更大时, 结果更为严重。
(3) 仿真
老化电缆仿真分析时, 用PLANE230单元替换PLANE53单元, 加载相同电流。仿真得到的老化电缆总损耗为57.63W/m。温度云图如图6所示, 老化电缆导体最高温度为99.834℃, 与理论计算值接近。温度云图显示, 热源不再分布于导体, 介质损耗引起温升使绝缘层也成为热源。
从温升的分析可见, 老化导致电缆导体温升超过最高允许值, 所以实际运行中的电缆一定要考虑老化因素的影响。
5.3 老化电缆整体温升分析
参照图4的老化参数, 老化电缆整体的介质损耗往往不会如此明显, 因为此状态下εr最大为3.6F/m。在该值下, 介质损耗为3.489W/m, 由介质损耗造成的温升为2.9℃, 叠加导体损耗温升50.28℃得到老化电缆整体温升为53.18℃, 经迭代计算得到最终温升为54.34℃, 即导体最高温度为94.34℃, 电缆损耗为54.09W/m。ANSYS仿真得导体最高温度为94.679℃, 总损耗为53.64W/m。由此可见, 老化对整条电缆的影响低于对局部水树区域的影响, 因此特别需要加强局部绝缘薄弱环节的检测。
6 结束语
矿用电缆随着使用年限的增长, 恶劣的使用环境使绝缘逐渐老化。本文通过对老化电缆介质损耗及稳态温升的分析, 得出如下结论:
(1) 老化电缆水树附近的介质损耗明显增加, 引发额外温升, 电缆导体由于温度的正相关性使导体损耗进一步增加, 从而使导体温度超过90℃;同时电缆选型也需要纳入老化因素。
(2) 老化电缆由于整体的εr较正常值增加不大, 对老化电缆整体的温升影响不明显。这说明老化电缆需要特别加强局部绝缘故障的监测和检测功能。
XLPE电缆绕组 篇5
关键词：在线监测,直流分量法,水树枝,交叉互联
近年来,交联聚乙烯(XLPE)电力电缆凭借其受自然环境影响小、安全可靠、耐热好、寿命长、不易损坏和供电能力强等优点在电力系统得到了广泛应用[1]。电缆绝缘老化有诸多形式,其中水树枝老化是导致XLPE电力电缆绝缘击穿停电的主要原因,带来了巨大的经济损失[2]。关于水树枝形成机理,业界一般认为,XLPE电力电缆运行时,水存在于绝缘层中,当此处场强超过一定值时,导电物质就会沿着电场慢慢进入电缆绝缘层的深处形成类似树枝或树叶的泄痕,即水树枝[3,4]。但关于水树枝的具体形成原因仍未产生定论。针对XLPE电力电缆运行中水树枝问题,需要进行监测,以尽早发现问题,减少事故的发生。我国对电力系统中运行设备一直坚持定期进行绝缘预防性试验的制度,这对保证设备安全可靠运行、防止事故的发生起到了很好的作用[5,6]。但是,传统的常规试验间隔时间长,不易及时发现设备绝缘缺陷。试验时必需设置临时试验线路,费工费时,且停电试验还要造成一定的经济损失。因此,对电力电缆绝缘进行在线监测势在必行。在线监测可以有效掌握电力设备的绝缘变化情况,主动改善电力设备绝缘水平,对电力系统安全、经济、高效运行非常重要。
针对电力电缆水树枝的在线监测,直流分量法是一种应用较为广泛的方法[7]。该方法根据水树枝在交流正、负半周会表现出不同的电荷注入和中和特性,导致长时间交流工作电压下,水树枝的前端积聚了大量的负电荷,并逐渐向对方漂移,这种现象称为“整流效应”。相应的,电缆接地电流便含有微弱的直流成分,检测出这种直流成分即可进行劣化诊断[8]。
随着我国电力电缆进程的不断推进,越来越多长度超过1 km的电缆线路得到了投运。为了解决屏蔽层中感应电压过高的问题,需要对中间接头采用交叉互联的方式接地。但因其各段流经主绝缘的电流值的特征量难以测量,给绝缘在线监测增大了难度[9,10]。以中间接头为代表的电缆附件往往是电缆运行时的薄弱环节,产生水树枝的可能性更大[11]。文中通过对交叉互联箱进行等值电路分析,根据基尔霍夫定律进行电压方程推导,得出在两端对应接地线路中采样电阻阻值相同时,直流分量大小相同的结论。并通过选择合适的滤波及采样装置,设计出针对交叉互联装置接地电路中微弱直流电流的在线监测系统。
1 交叉互联XLPE电力电缆接地电流直流分量的模型与分析
图1为交叉互联的接地方式的一个标准单元。图中A、B、C为系统相序,a1、a2、a3、b1、b2、b3、c1、c2、c3分别为各相电缆所对应的中间接头交叉互联段,1-12为交叉互联的金属屏蔽层连接线之间以及接地线上装设的电流传感器编号。其中,将采样装置接于接地线中,并用阻容并联装置等效。
对该电路a1,b2,c3段进行戴维宁等效,得出等效电路如图2所示。
根据图2所示等值电路,分析I1,I2,I3,I4与绝缘阻抗及采样电阻的关系。其中,交叉互联电阻箱与电缆外护套阻值远远小于接地采样电阻及电缆本体绝缘电阻阻值,可忽略。近似处理后得出回路电压方程:
可以看出,若a1与c3两端接地采样电阻阻值R相同时,有:
这样,可以通过在两端同时设置参数相同的接地采样电路,并计算采样电流算数平均值,以减少试验误差。同时,I1及I4同a1、b2、c3的阻抗均存在耦合关系,即a1、b2、c3中任意一处存在水树枝时,均可通过在线监测系统发现。
2 XLPE电缆交叉互联在线监测系统方案设计
文中设计的监测系统包含电流采样、低通滤波以及监测装置3个部分。考虑到水树枝产生的直流电流非常微弱,基本上都是纳安级别,微小的干扰即会引起测量结果较大的误差[12]。首先需要通过电流采样装置采集接地电流信号,并将信号放大。现场发现,对在线监测的主要干扰不仅有高达几十伏的工频电压噪声,还有电缆的屏蔽层和大地之间的杂散电流,此外监测系统本身也可能引入大量的干扰信号。所以将信号采样后需要通过设计合理的低通滤波模块将噪声和干扰信号等滤掉,保留水树枝产生的直流电流分量。最后,通过监测装置模块对滤波后的电流信号进行采集并分析处理。整体流程如图3所示。
2.1 电流采样模块设计
由于水树枝产生的直流分量很小,需要将微弱的小信号通过采样电路放大,文中采用精密电阻采样法。该方法通过在接地回路中串入精密电阻,将直流电流转化为电压信号,再对电压信号滤波后进行采集。该方法采样结果稳定,且不会产生其他干扰源。考虑到电缆和大地之间杂散电流及真实的由水树枝引起的电流混杂在一起,会对检测结果造成很大误差,因此需要与精密电阻并联电容,将高频交流分量通过电容器进行分流,以减少对采样直流电流分量的干扰。
对比常见的阻容并联采样模块后发现,在电阻的选择上,一般采样电阻不能太小,否则不能很好放大微弱的直流电流分量,但同时需小于铠装和地之间的外护层电阻,这样对真实的测量结果影响较小[13]。在现场进行外护层绝缘摇表试验时发现,一般外护层绝缘电阻值在正常运行时均保持在1 GΩ以上,因此文中考虑采用500 kΩ的精密电阻,这样可以实现微弱直流电流的有效放大,同时小于外护套阻值,造成的误差较小。在电容的选择上,目前电容种类众多,如电解电容、云母电容、聚丙烯电容、瓷片电容以及安规电容等。考虑水树枝产生的电流很微弱,应该选取耐压高、漏电流小的电容,而聚丙烯电容和安规电容这方面参数良好。综合考虑后,文中在采样模块中采用500 kΩ精密电阻与一个无极性的安规电容并联,实现对微弱的直流电流采样。
2.2 低通滤波模块设计
经过采样模块后,已经将水树枝引起的直流电流信号转变为毫伏级的直流电压信号,此时仍存在由工频信号和热噪声高斯白噪声等频率为兆赫兹级高频噪声组成的干扰信号。尤其是工频干扰信号,经过采样电阻后电压高达几十伏。因此必须设计低通滤波系统,滤掉直流信号外的交流干扰信号。
常见的低通滤波器为阻容无源滤波器,以及巴特沃斯滤波器、切比雪夫滤波器和贝塞尔滤波器等为代表的有源滤波器。为了简化滤波器模块设计,提高装置可靠性与实用性,文中利用已经成熟的低通开关电容滤波器MAX293电路,该电路是由美国的MAXIM(美信)公司开发生产的8阶低通开关电容滤波器。MAX293滤波器使用方便,同无源滤波器和有源滤波器相比,它具有参数匹配简单、外接元件少以及灵活简便的设计等优点。当现场信号不同时,可以根据实际需要对滤波电路设计和调整。
封装上,MAX293采用了8引脚双列插式的封装形式。内部电路设计上,该芯片属于切比雪夫型滤波器,衰减值所需过渡带小。时钟信号选择上也非常灵活方便,既可以使用片内的振荡器来产生时钟,也可以选接外部的时钟信号。其中通过使用片内的振荡器,只需外接一个漏电小、无极性的高质量电容就可以产生时钟信号。振荡频率由该电容的容值决定,计算公式为:
式中:fosc为振荡频率,k Hz;Cosc为外接电容,p F。转角频率与时钟频率也有一定的关系,两者的比率公式为:
其中,f0为转角频率。设计MAX293滤波器,首先要计算出时钟频率以及外接电容,之后便可以利用时钟频率调节转角频率。具体滤波电路接线如图4所示。
在文中设计的在线监测系统中,需要得到直流电压,所以理论上可以将0 Hz以上的信号都过滤掉。首先选取4 Hz作为MAX293电路的截止频率。经过计算可知时钟频率大约为400 Hz,此时外接电容C约为0.083μF,在实际中相应适当取0.1μF电容。
将电流采样模块、低通滤波模块以及监测装置相组合,形成完整的在线监测系统。原理如图5所示。
3 现场试验分析
试验开始前,将交叉互联箱中保护器拆除,以减小保护器中泄漏电流对试验的干扰。将2个电流采样模块组装好,并分别串接进入交叉互联系统中的a1、c3段两侧接地线。与滤波模块接入后,将滤波模块输出接入监测装置。试验采用的监测装置为北京兴迪仪器有限公司开发的CMDP-200分布式电缆局部放电监测装置。该装置数据采样及分析处理能力强,相应的局放分析软件经过大量试验测试,可靠性高,是目前世界上最强大的局放分析软件之一,完全可满足在线监测需求。对某两处投运时间分别为1 a的电缆线路一与11 a的电缆线路二交叉互联系统使用直流分量法进行3次接地电流在线监测,结果如表1所示。
n A
结果表明,两段线路交叉互联箱两端的接地电流数值相差较大,说明随着电缆投运时间变长,电缆水树枝的发展也越来越严重,需充分重视。同时,每条线路两端的接地电流直流分量数值基本相同,说明了文中推导理论的合理性。
根据日本住友公司等统计数据,直流分量为10n A以下的电缆线路一健康状况良好,可继续使用[14]。而直流分量超过10 n A的电缆线路二需要密切注意监测,并在条件允许情况下应及早更换。
4 结束语
XLPE电缆绕组 篇6
受城市规划的影响以及科学技术的不断发展, 电力电缆在城区的使用得以普及。随着电力负荷分布越来越趋于集中, 单纯使用三芯电缆已不能满足电力用户需求, 高压单芯电缆的使用率也越来越多。
与三芯电缆相比, 单芯电缆可以提高单回电缆的输送能力, 减少电缆接头, 方便电缆敷设及附件安装;然而单芯电缆在通过交变电流时, 在交变电场的作用下, 金属屏蔽层上必然感应到一定的电动势。三芯电缆带负荷平衡时, 三相电流向量和为零, 金属屏蔽层感应电动势叠加为零, 所以电缆两端屏蔽层短接后可接地。单芯电缆每相之间其三相外皮在非品字型紧密连接的情况下, 由于相间距离不对称, 交变电场在三相金属屏蔽层上感应的电势不能抵消。金属屏蔽层感应电势的大小与电缆长度、线芯负荷电流成正比, 与电缆排列的中心距离、金属屏蔽层的平均直径有关。按照GB50217—1994《电力工程电缆设计规程》的要求, 单芯电缆线路的金属护套只有一点接地时, 金属护套任一点的感应电压不应超过50～100 V (未采取不能任意接触金属护套的安全措施时不大于50 V;如采取了有效措施时, 不得大于100 V) , 并应对地绝缘。因此, 应针对不同情况合理选择单芯电缆屏蔽层的接地方式。
2 高压单芯电缆不宜两端接地
在实际施工中, 当电压超过35 k V时, 绝大多数采用单芯电缆供电。单芯电缆的导体线芯与金属屏蔽层的关系, 可看作一个变压器的初级绕组。当单芯电缆线芯通过电流时就会有磁力线交链铅包 (或铝包) 或金属屏蔽层, 使它的两端出现感应电压。感应电压的大小与电缆线路的长度和流过导体的电流成正比, 电缆很长时, 护套上的感应电压叠加起来可达到危及人身安全的程度, 当线路发生短路故障、遭受操作过电压或雷电电压冲击时, 电缆的金属屏蔽层上会形成很高的感应电压, 甚至可能击穿护套绝缘。
此时, 如果仍将铝包或金属屏蔽层两端三相互联接地, 则铝包或金属屏蔽层将会出现很大的环流, 其值可达线芯电流的50%～95%, 形成损耗, 使铝包或金属屏蔽层发热, 这不仅浪费了大量电能, 而且降低了电缆的载流量, 并加速了电缆绝缘老化, 情况严重时会导致电缆的护套着火, 因此单芯电缆不应两端接地。
3 正确的接地方式的选择
35 k V单芯高压电缆在实际施工中通常采用一端接地的方式, 个别情况 (如短电缆或轻载运行时) 方可将铝包或金属屏蔽层两端三相互联接地。
当铝包或金属屏蔽层有一端不接地后, 就会面临下列问题:当雷电流或过电压波沿线芯流动时, 电缆铝包或金属屏蔽层不接地端会出现很高的冲击电压;在系统发生短路时, 短路电流流经线芯时, 电缆铝包或金属屏蔽层不接地端也会出现较高的工频感应电压, 在电缆外护层绝缘不能承受这种过电压的作用而损坏时, 将导致出现多点接地, 形成环流。因此, 对于高压单芯电缆, 除采用金属护套一端互联接地外, 还会采用三相金属护套交叉换位互联接地方式。
同时, 为防止电缆线路所在系统发生短路故障或遭受雷电冲击和操作冲击电压作用时, 在金属护套的不接地端或交叉互联处会出现过电压, 使护层绝缘发生击穿, 需在不接地端装设保护器并同时装设护层保护器, 以防止电缆护层绝缘被击穿。
因此, 在施工高压单芯电缆过程中, 应按照GB50217—1994《电力工程电缆设计规程》的要求, 当单芯电缆线路的金属护套只有一点接地时, 金属护套任一点的感应电压不应超过50～100 V, 并应对地绝缘。如果大于此规定电压时, 应采取金属护套分段绝缘或绝缘后连接成交叉互联的接线。为了减小单芯电缆线路对邻近辅助电缆及通信电缆的感应电压, 应尽量采用交叉互联接线。对于电缆长度不长的情况下, 可采用单点接地的方式。同时为保护电缆护层绝缘, 在不接地的一端应加装护层保护器。
电缆金属护套与保护器连接的要求:连接导线应尽量短, 宜采用同轴电缆;连接导线截面应满足热稳定要求;连接导线的绝缘水平与电缆护层绝缘水平相同;保护器应配有动作记录器。
4 结语
总之, 在实际施工中, 根据不同情况, 经常采用的金属屏蔽层接地方式有:一端直接接地方式;一端直接接地另一端加护层保护器接地方式;两端直接接地方式;中间接地两端加护层保护器接地方式;两端接地中间若干交叉互联方式等。
在实际应用中, 还有一种是先将电缆金属护套用同轴电缆引出至接地箱的进线端, 然后将接地箱接地端用接地线与接地带连接。在接地箱与接地带之间还有一并联接地线, 并联接地线一端采用接地线夹与原接地线连接, 另一端与接地带之间采用接地螺栓连接, 接地线夹和接地螺栓均采用防水胶带密封处理。
此种方法有效解决了隧道架设电缆线路金属护套接地端因受潮发生氧化和锈蚀, 接地点电阻增大, 导致泄漏电流增大, 接地点发热以及需对高压电缆停电进行检修处理的问题。
摘要：35kV及以上高压单芯电缆在城区的应用比较普遍, 根据施工中遇到的实际问题介绍了几种高压单芯电缆接地方式, 从而达到降低屏蔽层感应电压、降低电能损耗的目的。
XLPE电缆绕组 篇7
局部放电(以下简称局放)是造成交联聚乙烯(XLPE)电缆绝缘层损坏的重要因素和外在表现[1]。对XLPE电缆进行局放检测,是评估电缆绝缘状态和预防电缆事故的重要手段[2]。在局放的现场检测中,随机脉冲干扰因其与局放信号具有相似的时域和频域特性而难以去除,因此其抑制方法的研究对电缆局放现场检测具有重要的实际意义。
目前的随机脉冲干扰抑制研究中,文献[3]中提出了基于脉冲波形特征识别的抑制算法;针对识别算法的研究中,文献[4]提出了基于PSO算法训练神经网络来抑制随机脉冲干扰的算法;文献[5]对脉冲进行模糊聚类和灰度聚类,实现随机脉冲干扰的去除。以上研究大多基于脉冲波形本身的特征进行干扰区分,忽略了脉冲的相位分布。本文在研究国内外模糊聚类和随机脉冲干扰抑制理论成果的基础上,针对XLPE电缆宽频带局部放电在线检测,提出一种结合自适应模糊聚类和相位集中度分析的随机脉冲干扰识别方法。该方法提取脉冲信号的等效时间和等效频率(以下简称等效时频)为聚类特征,基于自适应模糊聚类得到脉冲类别,并对每类脉冲计算半周工频内的集中度以判别其脉冲所属类别从而实现随机脉冲干扰去除
1 模糊C均值聚类原理
1.1 自适应模糊C-均值聚类算法原理
模糊C-均值聚类是根据样本间距离通过优化迭代算法把样本分类并得到其隶属每一类别程度的一种无监督学习的聚类算法。
在采用模糊C-均值聚类算法处理类别数未知的样本时,聚类类别数的选择,是决定聚类算法成功与否的一个重要因素。而实际应用中,聚类数目往往无法直接判断出。因此本文中采用自适应的模糊C-均值聚类算法,可以在不给定聚类数目的情况下,根据自适应函数,给出理论上最适合的聚类效果。
设数据矩阵有n个样本,被分为c类(1
样本xj与第i类的聚类中心vi之间的距离
聚类目标函数为[6]:
总体样本的中心向量为:
聚类数c的自适应函数为[6]:
自适应模糊聚类算法步骤[6]如下:
(1)给出初始聚类数c=2,迭代标准ε>0,初始化聚类中心矩阵V(0),F(1)=0,k=0;
(2)计算第k次迭代的隶属度矩阵U(k):
其中,
若dkrj=0,则dkij=1,若i≠r,ukij=0;
(3)计算第k+1次迭代的聚类中心V(k+1):
其中,
(4)判断是否成立,若成立则停止迭代,否则k=k+1,从步骤(1)开始重复迭代。
(5)计算F(c)。在2
1.2 聚类算法中参数的确定
在应用自适应模糊C-均值聚类算法进行随机脉冲干扰消除时,不需要给出聚类数目c,因而主要需确定的参数为加权指数m和聚类特征。
(1)加权指数m
Pal和Bezdek通过研究聚类有效性试验,得出1.5≤m≤2.5是m的最佳取值范围[7]。本文选择m=2。
(2)聚类特征的确定
在聚类特征的选取上,目前的用聚类算法去除脉冲干扰的研究中,有很多种选择,如采用脉冲信号的平均幅值、脉冲信号的起始相位、脉冲个数、峰值个数、峭度、偏斜度等表征一个工频周期超高频检波脉冲信号的特征量参数[8,9]。本文在研究国外文献的基础上,采用等效时频作为模糊聚类特征。
2 基于脉冲波形特征TF的模糊聚类
2.1 脉冲波形提取
对脉冲信号进行脉冲波形提取,得到一个脉冲波形数组和一个脉冲位置数组。脉冲波形数组记录脉冲在各采样点的幅值,脉冲位置数组记录脉冲中各点的采样时间。对于一个工频周期采集到的信号,设共有N个采样点,K个脉冲,其中,第p个脉冲信号中含有n个采样点,
tp={tp1,tp2,…,tpq,…,tpn}代表第p个脉冲中各点的采样时间,
sp(tp)={ap1,ap2,…,apq,…,apn}为第p个脉冲在时域上的幅值函数
2.2 等效时频分析
鉴于随机脉冲干扰在时域和频域上分别与局放信号相似,仅时域分析或仅频域分析都不容易将其与局放信号区分开,因而采用等效时频分析法在时频域上同时提取脉冲特征。
在时域上,描述一个脉冲信号的时域波形特征的值为等效时间。
第p个脉冲的时间重心[10]:
脉冲波形信号在时域上的等效宽度[10]:
在频域上,描述一个脉冲信号的频域波形特征的值为等效频率。
对脉冲做FFT(快速傅里叶)变换,得到第p个脉冲序列在频域上的幅值,Sp(fp)={A p1,A p2,…,Apn/2};其中频率第p个脉冲的频率重心:
脉冲波形信号在频域上的等效宽度[10]:
由公式(7)～(10),将局放信号转换为等效的T和F向量,将含高维信息的局放信号进行了降维,并极大程度上保留了局放信号的时域和频域特征,为脉冲的模糊聚类提供了良好的聚类特征。
2.3 脉冲聚类
以得到的T、F数组作为特征向量,对脉冲进行模糊聚类,将有相近特性的脉冲聚为一类,特性不相近的脉冲聚为不同的类。
3 随机脉冲干扰的去除
通过宽频电磁耦合法,在变电站现场以20M采样率,采集5个工频周期(100ms)的XLPE电缆局放信号,进行白噪声、窄带干扰、周期性脉冲干扰的消噪后,放电信号中仍有随机脉冲干扰且强度较大,如图1所示。
由于随机脉冲干扰在整个工频周期内具有随机分布而局放脉冲在正负半周工频周期内具有较强的集中性,设计以下抑制随机脉冲干扰的原则:首先以脉冲的等效时频为特征,用自适应模糊聚类算法进行分类;其次以各类脉冲的相位分布集中度为指标,区分是否为随机脉冲干扰。具体流程如图2所示。
3.1 脉冲自适应聚类
选取100组未消除随机脉冲干扰的局放数据,采用等效时频法提取脉冲波形特征值对脉冲进行自适应模糊均值聚类,得到聚类数的自适应函数F(2)=345.9,F(3)=1454.4,F(4)=2087,F(5)=2023.7,最佳类别数为4,脉冲被分为4簇,如图3所示。
脉冲被聚为AB、C、D四类后,尚不能判断哪些类型为局放,哪些类型为随机脉冲干扰,为了解决这一问题,采用相位集中度分析识别脉冲。
3.2 相位集中度分析
本文以各类脉冲的相位标准差作为衡量集中度疏密的指标,标准差越大则集中度越低,相位分布也越广,为随机干扰的可能性也越大。提取四类信号在正半周(0至180度)和负半周(180度至360度)上的相位。分别计算正负半周内,四类脉冲信号的相位标准差(表1)。
可以看出,D类信号相位标准差最小,即D类脉冲相位集中度最高,而A、B、C三类信号的相位标准差较大。由局放信号放电脉冲和随机脉冲干扰的相位分布规律知,局放信号主要分布在第一、三象限,集中于90°和270°附近,而随机脉冲干扰随机分布在0°到360°,因而在正负半周期内相位标准差最小的D类信号,为局放信号;而相位标准差较大的A、B、C三类信号为随机脉冲干扰信号。
对于图1中的数据,在信号脉冲序列中,去除A、B、C三类脉冲,即可得到清晰的局放信号,如图4所示。
4 结论
本文提出了对一种用于去除XLPE电缆局放检测现场信号中的随机脉冲干扰的新方法,该方法通过对现场采集到的脉冲信号的时频特性进行自适应模糊聚类,并将每一类脉冲相位在正负工频半周内的集中度作为局放和随机脉冲的区别指标。对现场数据的处理结果表明,该方法能够在指定较少参数的条件下,准确区分局放和随机干扰脉冲去噪效果明显
摘要：为去除XLPE电缆局部放电现场检测中的随机脉冲干扰,采用等效时频法提取脉冲特征,对特征进行自适应模糊聚类,以相位集中度为指标区分局放与随机干扰。对现场数据分析处理的结果表明,该方法能够有效去除信号中的随机脉冲干扰,为评估XLPE电缆的绝缘状态提供了较好的理论和实践依据。
关键词：自适应模糊聚类,局部放电,随机脉冲干扰
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