CN113820571B - 一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置 - Google Patents
一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113820571B CN113820571B CN202111031489.5A CN202111031489A CN113820571B CN 113820571 B CN113820571 B CN 113820571B CN 202111031489 A CN202111031489 A CN 202111031489A CN 113820571 B CN113820571 B CN 113820571B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- cable
- hfr
- resonance frequency
- power plant
- frequency resonance
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims abstract description 81
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 32
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 11
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 12
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000009194 climbing Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
- G01R31/1227—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials
- G01R31/1263—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials of solid or fluid materials, e.g. insulation films, bulk material; of semiconductors or LV electronic components or parts; of cable, line or wire insulation
- G01R31/1272—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials of solid or fluid materials, e.g. insulation films, bulk material; of semiconductors or LV electronic components or parts; of cable, line or wire insulation of cable, line or wire insulation, e.g. using partial discharge measurements
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
- G06N3/00—Computing arrangements based on biological models
- G06N3/004—Artificial life, i.e. computing arrangements simulating life
- G06N3/006—Artificial life, i.e. computing arrangements simulating life based on simulated virtual individual or collective life forms, e.g. social simulations or particle swarm optimisation [PSO]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Biophysics (AREA)
- Computational Linguistics (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Computing Systems (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Wind Motors (AREA)
- Testing Of Short-Circuits, Discontinuities, Leakage, Or Incorrect Line Connections (AREA)
Abstract
本发明涉及一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置，利用风电场交流母线的电压电流值获取风电场固有的高频谐振频率判断电缆是否发生老化，在电缆老化的情况下采用粒子群算法计算高频谐振频率值，并根据计算结果得到所监测电缆的老化程度。本发明提供的在线监测方法及装置，利用风电场系统中固有的高频谐振进行电缆绝缘老化监测，只需要获得风电场中母线上的电压、电流信息即可，不需要额外安装传感器，即可快速准确地判断出电缆是否发生老化，并在电缆发生老化时，通过采用粒子群算法计算高频谐振频率值，实现对老化程度的定量估计。
Description
技术领域
本发明涉及电缆绝缘状态的在线监测技术领域，尤其涉及一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置。
背景技术
能源危机促进了风电产业的快速发展。截至2019年底，全球风电装机总量已达到650.8GW，并仍在持续上升。其中，50％以上的风电装机由双馈风机实现。对于风电场，尤其是海上风电场，电缆系统是电能传输的主要方式。然而，风电场中的电缆相比于传统电网中的电缆更容易由于以下原因出现老化：(1)由于风速的多变性，风电场的电流经常在较短的时间内在最小值和最大值之间迅速变化，使得电缆绝缘承受较大的温度梯度和热应力，导致绝缘损坏；(2)目前许多风电场由于成本因素限制，仍然使用适用于一般电网的普通电缆，缺乏防水层。渗透的水分和盐分也会导致电缆绝缘的迅速老化。此外，对于海底电缆输电系统，其维修较为困难，故障会带来较高的运行和维护成本。因此，对风电场中的电缆输电系统进行在线监测能够避免故障发生，有效降低风电场的运行和维护成本，推动风电产业升级。
目前电缆的在线监测方式主要包括局部放电方法和基于时频域反射的方法等。基于局部放电的方法主要是利用电缆在老化过程中绝缘中出现气隙和杂质渗入，导致绝缘内部电场分布不均匀，从而出现间歇性放电现象。通过对间歇性放电的监测即可实现绝缘的在线监测。基于时频域反射的方法主要向电缆中注入一个高频信号，利用高频信号在电缆绝缘参数发生变化处出现的折反射，通过对反射信号的测量实现对绝缘的监测。对于风电场中电缆输电系统的监测，上述两种方法的主要缺陷分别如下：
局部放电方法缺陷：(1)难以定量估计老化程度；(2)需要高频测量装置，且需要分布式布置传感器，导致测量成本较高；(3)易受系统中存在的谐波干扰。在以双馈风机为主体的风电场中常存在较丰富的谐波分量，会导致局部放电方法精度大幅度降低。基于时频域反射的方法缺陷：(1)监测精度有限，多用于定位系统故障，难以对绝缘参数的整体变化进行描绘；(2)需要额外的信号注入和测量装置，成本较高，且在风电场中安装较为困难。
发明内容
基于现有技术的上述情况，本发明的目的在于提供一种风电场电缆绝缘在线监测方法，利用风电场系统中固有的高频谐振进行电缆绝缘老化监测，并且可以实现对老化程度的定量估计。
为达到上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种风电场电缆绝缘在线监测方法，包括步骤：
S1、获取风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea；
S2、判断该测量值fHFR-Mea与该电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact的误差是否超过误差阈值ε，若超过，则执行步骤S3；若未超过，则返回步骤S1；
S3、对老化程度进行更新，
σ＝σ+Δ；
其中，σ为老化程度，其初始值为1，Δ为电缆老化程度变化步长；
S4、在该更新的老化程度σ下采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR；
S5、判断(fHFR-fHFR-Mea)的符号是否发生变化，并根据判断结果对步长Δ进行更新；
S6、当步长Δ满足精度要求时，输出此时的老化程度σ作为监测结果。
进一步的，所述风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea通过以下步骤获取：
获取风电场交流母线的电流和电压；
采用快速傅里叶变换提取电流和电压中的高频谐振频率，从而得到该测量值fHFR-Mea。
进一步的，所述采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR，包括采用以下公式计算fHFR：
其中，ZWF-Amp为风电场端口等效阻抗幅值，ZWF-Phi为风电场端口等效阻抗相角，ZCable-Amp为电缆输电系统端口等效阻抗幅值，ZCable-Phi为电缆输电系统端口等效阻抗相角，λ为权重系数，用于调整阻抗幅值和相角之间的权重。
进一步的，所述采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR的公式中，风电场电缆输电系统端口等效阻抗与老化程度σ负相关。
进一步的，所述判断(fHFR-fHFR-Mea)的符号是否发生变化，并根据判断结果对步长Δ进行更新，包括：
若所述符号发生变化，则令Δ＝-αΔ；
若所述符号未发生变化，则直接执行步骤S6；
其中，α为步长调节系数。
进一步的，所述老化程度σ采用以下公式表示：
σ＝C/C0
其中，C表示在该老化程度下电缆的绝缘电容，C0表示完好电缆的绝缘电容。
进一步的，所述步骤S6中，采用以下公式判断步长Δ是否满足精度要求：
|Δ|＜thr
其中，thr为精度阈值，当|Δ|＜thr时，步长Δ满足精度要求；否则，步长Δ不满足精度要求。
进一步的，还包括：
若步长Δ不满足精度要求，则返回执行步骤S3。
根据本发明的另一个方面，提供了一种风电场电缆绝缘在线监测装置，包括高频谐振频率测量值获取模块、电缆老化判断模块、老化程度更新模块、高频谐振频率值计算模块、步长更新模块、以及监测结果输出模块；其中，
所述高频谐振频率测量值获取模块用于获取风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea；
所述电缆老化判断模块用于判断该测量值fHFR-Mea与该电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact的误差是否超过误差阈值ε；
所述老化程度更新模块用于当测量值fHFR-Mea与理论值fHFR-Intact的误差超过误差阈值ε时，对老化程度σ进行更新，
σ＝σ+Δ；
其中，σ为老化程度，其初始值为1，Δ为电缆老化程度变化步长；
所述高频谐振频率值计算模块用于在该更新的老化程度σ下采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR；
所述步长更新模块用于在(fHFR-fHFR-Mea)的符号发生变化时对步长Δ进行更新；
监测结果输出模块用于当步长Δ满足精度要求时，输出此时的老化程度σ作为监测结果。
进一步的，所述高频谐振频率值计算模块采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR，包括采用以下公式计算fHFR：
其中，ZWF-Amp为风电场端口等效阻抗幅值，ZWF-Phi为风电场端口等效阻抗相角，ZCable-Amp为电缆输电系统端口等效阻抗幅值，ZCable-Phi为电缆输电系统端口等效阻抗相角，λ为权重系数，用于调整阻抗幅值和相角之间的权重。
综上所述，本发明提供了一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置，利用风电场交流母线的电压电流值获取风电场固有的高频谐振频率判断电缆是否发生老化，在电缆老化的情况下采用粒子群算法计算高频谐振频率值，并根据计算结果得到所监测电缆的老化程度。本发明提供的在线监测方法及装置，提出了风电场中固有的高频谐振频率与双馈风机参数，控制器参数和电缆绝缘参数之间存在着一定的关系，随着电缆绝缘逐渐老化，风电场高频谐振频率出现下降的特点，并根据该特点利用风电场系统中固有的高频谐振进行电缆绝缘老化监测，只需要获得风电场中母线上的电压、电流信息即可，不需要额外安装传感器，即可快速准确地判断出电缆是否发生老化，并在电缆发生老化时，通过采用粒子群算法计算高频谐振频率值，实现对老化程度的定量估计。
附图说明
图1是风电场与双馈风机结构示意图；
图1(a)是风电场结构示意图，图1(b)是双馈风机结构示意图；
图2是风机端口阻抗等效电路图；
图2(a)是网侧变换器及滤波器等效电路图，图2(b)是转子侧变换器与双馈风机整体等效电路图；
图3是与风电场连接的电缆输电系统的等效电路图；
图4是风电场端口等效阻抗和电缆输电系统端口等效阻抗的波特图；
图5是风电场参数随电缆老化的高频谐振频率变化示意图；
图6是本发明风电场电缆绝缘在线监测方法的流程图；
图7是电缆老化程度σ为1.5时，得到风电场母线上三相电压、电流的波形及FFT得到的频谱示意图；
图7(a)是电压波形图，图7(b)是电流波形图，图7(c)是频谱图；
图8是本发明风电场电缆绝缘在线监测装置的构成框图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念。
下面对结合附图对本发明的技术方案进行详细说明。根据本发明的一个实施例，提供了一种风电场电缆绝缘在线监测方法，该监测方法为基于高频谐振(HFR)的风电场电缆绝缘在线监测方法。该监测方法基于以下分析。图1中示出了风电场与双馈风机结构示意图。图1(a)中，风机输出电压经由变压器T1和T2升压后，经过电缆输电系统与电网连接。其中，变压器T1将风机端口电压VW升压为风电场母线电压VPCC；变压器T2将风电场母线电压VPCC升压为并网电压VG。图1(b)中，风机为典型双馈风机(DFIG)，转子侧电压经过转子侧变换器(RSC)、网侧变换器(GSC)和LCL滤波器与定子侧电压VS并联，并经过变压器T3输出。滤波器输出电压为VR，变压器T3输出电压为VW。
首先对风电场中固有的高频谐振现象进行分析。对于由双馈风机组成的风电场，由于双馈风机端口阻抗呈现感性，而电缆输电系统的端口阻抗在一定的频率范围内呈现容性，因此二者连接时会出现谐振现象。为了对谐振频率进行进一步分析，对风电场和电缆进行精确建模如下。
对由双馈风机组成的风电场的建模：由图1可知，认为直流母线电容电压恒定，可实现电路解耦。因此对风机端口阻抗的建模包含两部分，即对网侧变换器和滤波器的建模以及对转子侧变换器和双馈风机的建模。由现有的研究可知，上述两种阻抗的等效电路如图2所示。其中Lf，Lg，Cf分别为所使用的LCL滤波器的电感和电容参数。Z1代表网侧变换器及滤波器的等效阻抗。Ggc(s-jω0)为网侧变换器的控制器传递函数。由于本实施例的方法中使用高频谐振，因此可忽略控制器中带宽较低的电压外环的影响，仅考虑电流内环的影响。在本实施例中，电流内环采用常见的PI控制策略，则Ggc(s-jω0)可表示为下式：
其中，Kpgc为PI控制器的比例系数，Kigc为PI控制器的积分系数；ω0为电网频率(50Hz)。因此，Z1可表达如下式：
对网侧变换器和双馈风机的等效电路，Z2代表其端口等效阻抗。Rr和Lσr分别表示双馈风机转子的电阻和漏感，Rs和Lσs分别表示双馈风机定子的电阻和漏感，Lm表示双馈风机的互感。slip为双馈风机的滑差角速度，可表示为：
其中ωr为转子角速度。
对转子侧变换器控制器的建模方式与对网侧变换器控制器的建模方式是类似的，在此不再赘述。Grc(s-jω0)为转子侧变换器的控制器传递函数，可表达为下式：
其中Kprc为PI控制器的比例系数，Kirc为PI控制器的积分系数。因此，转子侧变换器和双馈风机的端口等效阻抗Z2可表达为：
考虑到变压器T3，则风机整体的端口阻抗可表达为：
进一步考虑变压器T1和T2，风电场整体的端口阻抗可表达如下式，其中n代表风电场中风机台数。
对风电场电缆输电系统的建模：与风电场连接的电缆输电系统的等效电路如图3所示。其中R0和L0分别代表电缆导体单位长度电阻和电感。C代表电缆绝缘单位长度电容。由于本实施例中考虑的频段大于工频，在此情况下绝缘电容的电纳远大于绝缘电阻的电导，因此可忽略绝缘电阻的影响。
考虑电网侧电源阻抗为0，则电网侧等效为短路。根据传输线理论，风电场电缆输电系统端口等效阻抗ZCable可表达如下式：
其中L为电缆长度，γ为传播系数，可表示为
根据上述对风电场和对电缆输电系统的建模，进一步对系统中的高频谐振进行分析。使用的典型风电场参数如表1所示。
表1 双馈风机(DFIG)典型参数(2MW)及风电场电缆输电系统典型参数
风电场端口等效阻抗和电缆输电系统端口等效阻抗的波特图如图4所示。由图4可以看出，风电场端口等效阻抗和电缆输电系统端口等效阻抗的幅值波特图存在交点。对于频率为2120Hz位置处的交点，二者相位相差接近180度，因此在该频率下会出现高频谐振(HFR)。对于电缆输电系统而言，电容是表征老化程度的重要参数，在电缆老化过程中电容逐渐增大且电容在较宽的频带上一致。因此随着电缆的老化，电缆输电系统端口等效阻抗的波特图将向低频方向移动，导致系统中高频谐振频率的降低。对于上述风电场参数，随着电缆老化的高频谐振频率变化如图5所示。因此可以通过对风电场系统中高频谐振频率的测量实现对电缆老化的判断。
虽然通过风电场中电压、电流的高频谐振频率变化可以对电缆老化趋势进行判断，根据高频谐振频率对电缆老化程度进行估计仍然存在困难。因此，本实施例提出基于自适应爬山法(AHC)和粒子群算法(PSO)的风电场电缆绝缘在线监测方法，该方法的流程图如图6所示，包括如下步骤：
S1、获取风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea。该测量值可以通过以下步骤获取：
获取风电场交流母线的电流和电压；
采用快速傅里叶变换提取电流和电压中的高频谐振频率，从而得到该测量值fHFR-Mea。
其中，快速傅里叶变换方法可以采用本领域常用的FFT算法，在此不再赘述。
S2、判断该测量值fHFR-Mea与该电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact的误差是否超过误差阈值ε，若超过，则执行步骤S3；若未超过，则返回步骤S1。其中，电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact，为电缆绝缘完好时的风电场高频谐振频率，可在新电缆投入运行时获得。误差阈值ε可以根据风电场实际运行和维护的需求确定，本实施例中例如可以取典型值100Hz。
S3、对老化程度进行更新，
σ＝σ+Δ；
其中，σ为老化程度，其初始值为1，Δ为电缆老化程度变化步长。老化程度σ可以采用以下公式表示：
σ＝C/C0
C表示在该老化程度下电缆的绝缘电容，C0表示完好电缆的绝缘电容。
S4、在该更新的老化程度σ下采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR。粒子群算法计算的流程通常包括以下步骤：
随机生成N个粒子；
计算适应度函数值；
更新粒子的速度和位置；
判断是否满足停止条件，若满足停止条件，则输出估计的高频谐振频率；若不满足停止条件，则返回上一步骤。
根据本实施例提供的方法，使用粒子群算法计算此时对应的高频谐振频率，根据上文中的分析，对高频谐振频率的求解可以等效于求解以下优化问题：
其中，ZWF-Amp为风电场端口等效阻抗幅值，ZWF-Phi为风电场端口等效阻抗相角，ZCable-Amp为电缆输电系统端口等效阻抗幅值，ZCable-Phi为电缆输电系统端口等效阻抗相角，λ为权重系数，用于调整阻抗幅值和相角之间的权重。根据上文中对风电场电缆输电系统端口等效阻抗的分析中可知，风电场电缆输电系统端口等效阻抗与老化程度σ负相关。
S5、判断(fHFR-fHFR-Mea)的符号是否发生变化，并根据判断结果对步长Δ进行更新。具体包括：
若所述符号发生变化，则令Δ＝-αΔ；
若所述符号未发生变化，则直接执行步骤S6；
其中，α为步长调节系数，可以根据实际精度要求进行设置，在本实施例中，α取0.5。
S6、当步长Δ满足精度要求时，输出此时的老化程度σ作为监测结果。可以采用以下公式判断步长Δ是否满足精度要求：
|Δ|＜thr
其中，thr为精度阈值，当|Δ|＜thr时，步长Δ满足精度要求；否则，步长Δ不满足精度要求。
若步长Δ不满足精度要求，则返回执行步骤S3。
对于上述提出的风电场电缆绝缘在线监测方法，在MATLAB/SIMULINK中进行了仿真验证。使用的参数如表1。在电缆老化程度σ为1.5时，得到风电场母线上三相电压、电流的波形及FFT得到的频谱如图7所示。由图7可以看出，此时风电场系统中存在高频谐振，验证了前述分析的正确性。在不同电缆老化程度下测得的高频谐振频率及使用本实施例提出的方法估计的老化程度误差如表2所示。
表2 不同老化程度下HFR频率及所提算法的估计效果表
从表2中可以看出本实施例提供的方法可以对风电场中电缆老化程度进行有效估计，从而对风电场电缆进行监测，提高风电系统的可靠性。
本实施例提供的方法与传统方法的对比如表3。可以看出该方法在是否需要安装额外监测设备，采样频率要求及电缆绝缘老化程度估计方面都有较高的优势。
表3 本实施例方法与传统方法对比表
根据本发明的另一个实施例，提供了一种风电场电缆绝缘在线监测装置，该装置的构成框图如图8所示，该装置包括高频谐振频率测量值获取模块、电缆老化判断模块、老化程度更新模块、高频谐振频率值计算模块、步长更新模块、以及监测结果输出模块。
高频谐振频率测量值获取模块用于获取风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea；
电缆老化判断模块用于判断该测量值fHFR-Mea与该电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact的误差是否超过误差阈值ε；
老化程度更新模块用于当测量值fHFR-Mea与理论值fHFR-Intact的误差超过误差阈值ε时，对老化程度σ进行更新，
σ＝σ+Δ；
其中，σ为老化程度，其初始值为1，Δ为电缆老化程度变化步长；
高频谐振频率值计算模块用于在该更新的老化程度σ下采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR；
步长更新模块用于在(fHFR-fHFR-Mea)的符号发生变化时对步长Δ进行更新；
监测结果输出模块用于当步长Δ满足精度要求时，输出此时的老化程度σ作为监测结果。
其中，各模块实现对应功能的具体过程与本发明第一个实施例提供的方法相同，在此不再赘述。
综上所述，本发明涉及一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置，利用风电场交流母线的电压电流值获取风电场固有的高频谐振频率判断电缆是否发生老化，在电缆老化的情况下采用粒子群算法计算高频谐振频率值，并根据计算结果得到所监测电缆的老化程度。本发明提供的在线监测方法及装置，提出了风电场中固有的高频谐振频率与双馈风机参数，控制器参数和电缆绝缘参数之间存在着一定的关系，随着电缆绝缘逐渐老化，风电场高频谐振频率出现下降的特点，并根据该特点利用风电场系统中固有的高频谐振进行电缆绝缘老化监测，只需要获得风电场中母线上的电压、电流信息即可，不需要额外安装传感器，即可快速准确地判断出电缆是否发生老化，并在电缆发生老化时，通过采用粒子群算法计算高频谐振频率值，实现对老化程度的定量估计。
应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。
Claims (8)
1.一种风电场电缆绝缘在线监测方法，其特征在于，包括步骤：
S1、获取风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea；
S2、判断该测量值fHFR-Mea与该电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact的误差是否超过误差阈值ε，若超过，则执行步骤S3；若未超过，则返回步骤S1；
S3、对老化程度进行更新，
σ＝σ+Δ；
其中，σ为老化程度，其初始值为1，Δ为电缆老化程度变化步长；
S4、在该更新的老化程度σ下采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR；所述粒子群算法的目标函数表达如下式：
其中，ZWF-Amp为风电场端口等效阻抗幅值，ZWF-Phi为风电场端口等效阻抗相角，ZCable-Amp为电缆输电系统端口等效阻抗幅值，ZCable-Phi为电缆输电系统端口等效阻抗相角，λ为权重系数，用于调整阻抗幅值和相角之间的权重；
S5、判断(fHFR-fHFR-Mea)的符号是否发生变化，并根据判断结果对步长Δ进行更新；
S6、当步长Δ满足精度要求时，输出此时的老化程度σ作为监测结果。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea通过以下步骤获取：
获取风电场交流母线的电流和电压；
采用快速傅里叶变换提取电流和电压中的高频谐振频率，从而得到该测量值fHFR-Mea。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR的公式中，风电场电缆输电系统端口等效阻抗与老化程度σ负相关。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述判断(fHFR-fHFR-Mea)的符号是否发生变化，并根据判断结果对步长Δ进行更新，包括：
若所述符号发生变化，则令Δ＝-αΔ；
若所述符号未发生变化，则直接执行步骤S6；
其中，α为步长调节系数。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述老化程度σ采用以下公式表示：
σ＝C/C0
其中，C表示在该老化程度下电缆的绝缘电容，C0表示完好电缆的绝缘电容。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S6中，采用以下公式判断步长Δ是否满足精度要求：
|Δ|<thr
其中，thr为精度阈值，当|Δ|<thr时，步长Δ满足精度要求；否则，步长Δ不满足精度要求。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，还包括：
若步长Δ不满足精度要求，则返回执行步骤S3。
8.一种风电场电缆绝缘在线监测装置，其特征在于，包括高频谐振频率测量值获取模块、电缆老化判断模块、老化程度更新模块、高频谐振频率值计算模块、步长更新模块、以及监测结果输出模块；其中，
所述高频谐振频率测量值获取模块用于获取风电场电缆高频谐振频率的测量值fHFR-Mea；
所述电缆老化判断模块用于判断该测量值fHFR-Mea与该电缆高频谐振频率的理论值fHFR-Intact的误差是否超过误差阈值ε；
所述老化程度更新模块用于当测量值fHFR-Mea与理论值fHFR-Intact的误差超过误差阈值ε时，对老化程度σ进行更新，
σ＝σ+Δ；
其中，σ为老化程度，其初始值为1，Δ为电缆老化程度变化步长；
所述高频谐振频率值计算模块用于在该更新的老化程度σ下采用粒子群算法计算高频谐振频率值fHFR；所述粒子群算法的目标函数表达如下式：
其中，ZWF-Amp为风电场端口等效阻抗幅值，ZWF-Phi为风电场端口等效阻抗相角，ZCable-Amp为电缆输电系统端口等效阻抗幅值，ZCable-Phi为电缆输电系统端口等效阻抗相角，λ为权重系数，用于调整阻抗幅值和相角之间的权重；
所述步长更新模块用于在(fHFR-fHFR-Mea)的符号发生变化时对步长Δ进行更新；
监测结果输出模块用于当步长Δ满足精度要求时，输出此时的老化程度σ作为监测结果。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111031489.5A CN113820571B (zh) | 2021-09-03 | 2021-09-03 | 一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111031489.5A CN113820571B (zh) | 2021-09-03 | 2021-09-03 | 一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113820571A CN113820571A (zh) | 2021-12-21 |
| CN113820571B true CN113820571B (zh) | 2024-01-26 |
Family
ID=78914006
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111031489.5A Active CN113820571B (zh) | 2021-09-03 | 2021-09-03 | 一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113820571B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114740272B (zh) * | 2022-04-18 | 2023-03-21 | 西南交通大学 | 一种母线电容在线监测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN117330917B (zh) * | 2023-11-21 | 2024-02-06 | 厦门慧感光电科技有限公司 | 一种用于实现绝缘电阻在线检测的系统及方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH09101340A (ja) * | 1995-07-28 | 1997-04-15 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 配電系統の間欠地絡位置標定方法と絶縁劣化監視方法 |
| CN103344893A (zh) * | 2013-07-16 | 2013-10-09 | 国家电网公司 | 基于变频串联谐振耐压试验的分布式电缆局放测量方法 |
| CN203643553U (zh) * | 2013-12-20 | 2014-06-11 | 成都高斯电子技术有限公司 | 一种电缆故障定位及绝缘老化测试装置 |
| CN104362628A (zh) * | 2014-09-28 | 2015-02-18 | 浙江运达风电股份有限公司 | 一种避免大型风电场谐振的控制方法及其装置 |
| CN104937427A (zh) * | 2012-10-24 | 2015-09-23 | 维尔斯坎有限公司 | 监控电缆状态的方法和系统 |
| CN112448399A (zh) * | 2019-08-29 | 2021-03-05 | 南京理工大学 | 基于模拟电感的双馈风电场次同步振荡的抑制方法 |
| CN112881806A (zh) * | 2020-12-21 | 2021-06-01 | 四川大学 | 一种基于冲击阻抗谱的中压电缆绝缘在线监测方法 |
-
2021
- 2021-09-03 CN CN202111031489.5A patent/CN113820571B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH09101340A (ja) * | 1995-07-28 | 1997-04-15 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 配電系統の間欠地絡位置標定方法と絶縁劣化監視方法 |
| CN104937427A (zh) * | 2012-10-24 | 2015-09-23 | 维尔斯坎有限公司 | 监控电缆状态的方法和系统 |
| CN103344893A (zh) * | 2013-07-16 | 2013-10-09 | 国家电网公司 | 基于变频串联谐振耐压试验的分布式电缆局放测量方法 |
| CN203643553U (zh) * | 2013-12-20 | 2014-06-11 | 成都高斯电子技术有限公司 | 一种电缆故障定位及绝缘老化测试装置 |
| CN104362628A (zh) * | 2014-09-28 | 2015-02-18 | 浙江运达风电股份有限公司 | 一种避免大型风电场谐振的控制方法及其装置 |
| CN112448399A (zh) * | 2019-08-29 | 2021-03-05 | 南京理工大学 | 基于模拟电感的双馈风电场次同步振荡的抑制方法 |
| CN112881806A (zh) * | 2020-12-21 | 2021-06-01 | 四川大学 | 一种基于冲击阻抗谱的中压电缆绝缘在线监测方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 基于FPGA的XLPE电缆局部放电在线监测技术;李华春;金甲杰;杨文虎;;电线电缆(03);42-44 * |
| 基于敏感度分析的海上风电场谐波谐振研究;戎骏;胡海涛;邵洋;何正友;;电网技术(08);2510-2517 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113820571A (zh) | 2021-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113820571B (zh) | 一种风电场电缆绝缘在线监测方法及装置 | |
| CA2833953C (en) | System and method for detecting a grid event | |
| CN109642536B (zh) | 控制或处理系统和方法 | |
| US8610306B2 (en) | Power plant control system and method for influencing high voltage characteristics | |
| US10273940B2 (en) | System and method for detecting pitch bearing damage in a wind turbine | |
| US9683552B2 (en) | System and method for robust wind turbine operation | |
| EP2801139A1 (en) | Method and apparatus for controlling a frequency converter | |
| KR20180032628A (ko) | 공급 네트워크에서 전압을 검출하는 방법 및 장치 | |
| KR101520248B1 (ko) | 백스테핑 적응 제어 방법을 이용한 권선형 유도발전기 제어 방법 및 장치 | |
| CN110954763B (zh) | 一种基于谐波电流注入和谐波阻抗测量的微电网非破坏性孤岛检测方法 | |
| CN111130136A (zh) | 一种基于附加虚拟阻抗控制的次同步振荡抑制方法 | |
| CN112529373B (zh) | 多回直流同时故障下电网频率稳定性评估方法 | |
| Wu et al. | Online monitoring for power cables in DFIG-based wind farms using high-frequency resonance analysis | |
| CN112018784B (zh) | 一种基于同步相量测量数据的次同步谐振溯源方法 | |
| CN110707728B (zh) | 一种基于次同步振荡短路比指标的次同步振荡抑制方法 | |
| CN104320030B (zh) | 永磁同步风力发电机的整流电压的控制方法及控制装置 | |
| CN110749810A (zh) | 一种调相机绝缘故障预测方法及系统 | |
| CN113572156B (zh) | 一种基于功率谱密度的电力系统等效惯量评估方法 | |
| Sabir et al. | Diagnosis of rotor winding inter-turn short circuit fault in wind turbine based on DFIG using hybrid TSA/DWT approach | |
| Liang et al. | A multi-information fusion algorithm to fault diagnosis of power converter in wind power generation systems | |
| CN115833089A (zh) | 基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法 | |
| CN110879355B (zh) | 一种基于fft的发电机调速系统引发低频振荡辨识方法 | |
| CN105406490B (zh) | 一种风电机组及其低频谐振自适应电压型补偿系统和方法 | |
| Sabir et al. | Diagnosis of rotor winding inter-turn short circuit fault in wind turbine based on DFIG using the TSA-CSA method | |
| Dahiya | Development of a low cost test rig for standalone WECS subject to electrical faults |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |