WO2016098644A1 - 電力機器の部分放電判定方法、部分放電判定装置、部分放電判定システム、これらを用いて部分放電判定された電力機器、および部分放電判定方法を含む電力機器の製造方法 - Google Patents

電力機器の部分放電判定方法、部分放電判定装置、部分放電判定システム、これらを用いて部分放電判定された電力機器、および部分放電判定方法を含む電力機器の製造方法 Download PDF

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voltage
acoustic signal
mechanical vibration
signal
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貴弘 梅本
壮一朗 海永
吉村　学
青野　一朗
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三菱電機株式会社
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    • G01R31/1209—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 using acoustic measurements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
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Definitions

  • the present invention relates to a partial discharge determination method, a partial discharge determination device, a partial discharge determination system for a power device, a power device for which partial discharge determination is performed using these, and a method for manufacturing a power device including the partial discharge determination method.
  • Partial discharge is a precursor phenomenon of breakdown (all-path breakdown) of a device, and it is possible to prevent breakdown of a device by establishing a technique for reliably detecting partial discharge.
  • the high-voltage charging unit is not exposed in the electric device, and is stored in an insulating container or a metal casing (tank) having a ground potential.
  • the partial discharge signal generated inside the equipment is very weak, and further when operating electrical equipment in the field
  • a method using an acoustic (AE) sensor is known.
  • AE acoustic
  • Patent Document 1 an acoustic wave signal generated by a partial discharge is detected by an acoustic sensor, and at the same time, a current flowing through a tank wall surface or a ground line with the partial discharge is detected using a current sensor.
  • Patent Document 1 A technique for detecting the above is disclosed. This technique uses the difference in the spatial propagation speed of an acoustic signal and an electrical signal. That is, when a partial discharge signal is generated inside the electric device, first, a current pulse due to the partial discharge is detected by the current sensor.
  • the partial discharge signal is detected by the acoustic sensor after a predetermined time difference determined by the distance between the high voltage charging unit and the acoustic sensor. If the detection signal of the current sensor is synchronized with the period of the applied voltage waveform of the electrical device and the time difference between the detection signal of the current sensor and the acoustic sensor is the same, it is determined that the discharge is partial discharge when there is a predetermined number within a certain time By doing so, it becomes possible to separate the partial discharge signal from the external noise.
  • Patent Document 2 Japanese Patent Laid-Open No. 9-152424 (Patent Document 2), a correlation between the maximum amplitude detected by an acoustic sensor and the amount of discharge charge is obtained in advance, and this correlation is used to generate inside the power equipment. The magnitude of the discharge is determined.
  • Patent Document 1 and Patent Document 2 are directed to preventive maintenance diagnostic techniques for preventing dielectric breakdown caused by aging degradation after electrical equipment is installed in the field. It is applied during normal operation when AC commercial power is applied.
  • the lightning impulse voltage generation device used for high-voltage electrical equipment is based on its operating principle, and generates a large amount of electromagnetic noise at the moment of voltage generation.
  • the impulse voltage is applied, it is impossible to detect a partial discharge current pulse signal appearing on the tank wall surface or the ground line because the charging current flowing through the capacitance of the inspection target device is superimposed on the partial discharge current.
  • An object of the present invention is to provide a partial discharge determination method, a partial discharge determination device, a partial discharge determination system, a power device that is determined to be partial discharge using these, and a method of manufacturing a power device including the partial discharge determination method.
  • the present invention relates to a partial discharge determination method using an acoustic sensor, which involves applying an impulse voltage by applying an impulse voltage to a device to be inspected and an acoustic sensor installed on a wall surface of a container housing the device to be inspected.
  • the step of removing the mechanical vibration component from the acoustic signal at the time of applying the high-voltage impulse voltage based on the mechanical vibration component of the inspection target device appearing in the acoustic signal, and the step of removing the mechanical vibration component at the time of applying the high voltage A step of determining whether or not partial discharge has occurred in the inspection target device based on the acoustic signal, and partial discharge has occurred The case, including acquired in advance, and the measured signal by the acoustic sensor, based on the correlation between the feature quantity of partial discharge, and determining tolerance to be inspected device dielectric breakdown.
  • the present invention at the time of a lightning impulse withstand voltage test, it is possible to accurately determine whether or not partial discharge has occurred in the inspection target device by removing the electromagnetic noise superimposed on the acoustic signal and the mechanical vibration component of the inspection target device. can do. Furthermore, it is possible to know how much room is available until the machine to be inspected reaches dielectric breakdown based on the characteristic values of the measurement signal obtained by the acoustic sensor and the partial discharge signal acquired in advance.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration of a partial discharge determination device according to Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure showing the relationship between the square of the wave height of an impulse voltage, and the amplitude value of a mechanical vibration component. It is a figure showing the structure of the partial discharge determination system which concerns on Embodiment 1 of this invention.
  • a power outer iron type transformer is used as an example of an electrical device that is a device to be inspected.
  • the inspection target device of the partial discharge determination method and the partial discharge determination device according to the present invention can be any electric device such as a power substation device or a power distribution device.
  • an inner iron type transformer or an insulated switchgear can be used as the inspection target device.
  • Embodiment 1 (Lightning impulse withstand voltage test) A lightning impulse withstand voltage test is performed on electrical devices such as power transformers and power distribution devices as one of the insulation tests performed before product shipment. This test is to ensure insulation performance even when an abnormal voltage waveform such as a lightning surge or switching surge generated outside is charged during normal operation of electrical equipment such as a power transformer. is there. Specifically, a test is performed to ensure that dielectric breakdown does not occur even when a voltage waveform defined by a standard is applied to an electrical device. However, in order to guarantee the insulation reliability of the product, it is necessary to clarify the tolerance to the dielectric breakdown with respect to the applied voltage.
  • an AC commercial voltage is usually applied, such as an electromagnetic wave method in which an electromagnetic wave generated by a partial discharge is detected using an electromagnetic wave sensor (antenna) or a method of detecting a current pulse flowing along with the occurrence of a partial discharge.
  • an electromagnetic wave method in which an electromagnetic wave generated by a partial discharge is detected using an electromagnetic wave sensor (antenna) or a method of detecting a current pulse flowing along with the occurrence of a partial discharge.
  • an electromagnetic wave method in which an electromagnetic wave generated by a partial discharge is detected using an electromagnetic wave sensor (antenna) or a method of detecting a current pulse flowing along with the occurrence of a partial discharge.
  • an electromagnetic wave sensor an electromagnetic wave sensor
  • a partial discharge detection method for electric power equipment a method of detecting an acoustic wave signal generated by partial discharge and propagating inside the equipment by an acoustic sensor is generally performed.
  • the applicant has revealed that there are the following problems when this method is used for a lightning impulse withstand voltage test.
  • tolerance is used as an index up to dielectric breakdown during the impulse withstand voltage test.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a configuration of a power outer iron type transformer 50 that is an example of a device to be inspected for partial discharge according to Embodiment 1 of the present invention. In FIG. 1, a part of each configuration is cut out.
  • a power outer iron type transformer 50 includes an iron core 1, a coil portion 2 formed of a winding wound around the iron core 1, a tank 3 that houses the iron core 1 and the coil portion 2, Insulating oil (not shown) filled in the tank 3 and immersed in the iron core 1 and the coil portion 2 is provided.
  • the iron core 1 is composed of a plurality of laminated magnetic steel plates.
  • two rectangular parallelepiped iron cores 1 having openings at the center are arranged adjacent to each other.
  • the coil part 2 is wound around the legs of the two iron cores 1 adjacent to each other so as to penetrate the opening of each iron core 1.
  • Insulating oil serves as both an insulating medium and a cooling medium.
  • the insulating oil flows around the iron core 1 and the coil portion 2 in the tank 3.
  • mineral oil is used as the insulating oil, but ester oil or the like may be used as the insulating oil.
  • FIG. 2 is a perspective sectional view showing a coil structure of a power outer iron type transformer 50 as a representative example of the inspection target device according to the first embodiment of the present invention.
  • a plurality of coils are arranged from the highest voltage high voltage side coil 4 to which the high voltage impulse waveform is applied to the lowest voltage grounding coil 5 connected to the impulse voltage generator.
  • the coil part 2 is comprised by arrange
  • the end P2 of the lowest voltage grounding coil 5 is grounded.
  • the power outer iron type transformer 50 is designed so as to suppress the progress of discharge by appropriately arranging an insulating barrier even when partial discharge occurs and progresses.
  • the partial discharge determination method for an electrical device avoids the partial discharge signal being buried in the electromagnetic noise described above and determines the partial discharge when determining the partial discharge at the impulse voltage using the acoustic sensor. Only the partial discharge signal is extracted by removing the mechanical vibration component at the time of applying the high voltage that can generate the partial discharge using the waveform of the mechanical vibration component that appears at the time of applying the low voltage that does not surely occur. Furthermore, the partial discharge determination method for the electrical device according to the present embodiment determines the tolerance until the device reaches dielectric breakdown from the partial discharge signal obtained by the acoustic sensor obtained in advance and the feature amount of the partial discharge. .
  • FIG. 3 is a diagram illustrating the configuration of the partial discharge determination device according to the first embodiment.
  • partial discharge determination device 8 includes low-pass filter 13, applied voltage capturing unit 9, waveform recording device 10, mechanical vibration removal unit 15, partial discharge determination unit 11, and feature quantity.
  • the specifying unit 18, the tolerance determination unit 12, the correlation value storage unit 19, and the output unit 20 are provided.
  • the impulse voltage generator 14 applies an impulse voltage waveform that satisfies the standards to the power outer iron type transformer 50.
  • the peak value is determined by the standard according to the wave length (rise time) and wave tail length (fall time) of the voltage waveform, and the rated voltage and capacity of the equipment. Yes.
  • the applied voltage capturing unit 9 captures the impulse voltage waveform and stores it in the waveform recording device 10, and specifies the voltage application start time from the captured impulse voltage waveform and stores it in the waveform recording device 10. Since the voltage waveform output from the impulse voltage generator 14 is a high voltage, the applied voltage acquisition unit 9 stores a voltage waveform obtained by dividing the acquired impulse voltage waveform using a voltage divider in the waveform recording device 10. Also good. As the waveform recording apparatus 10, a general oscilloscope can be used.
  • the acoustic sensor 6 is installed on the outer surface of the tank 3 of the power outer iron type transformer 50 which is a device to be inspected.
  • the acoustic sensor 6 acquires an acoustic signal accompanying application of an impulse voltage generated inside the tank 3.
  • the acoustic sensor 6 detects an elastic wave (stress wave) generated by a mechanical movement of a substance by an AE (Acoustic Emission) method, and outputs the detection result as an electric signal.
  • the impulse voltage generation device 14 outputs a voltage waveform by generating a spark discharge between the spherical gaps installed in the device 14.
  • the great electromagnetic noise generated by the spark discharge between the sphere gaps is a major factor that makes it difficult to detect the partial discharge signal, but the time for which the electromagnetic noise continues intensively is about several tens of microseconds at most.
  • the propagation speed of acoustic signals in insulating oil is generally 1400 meters per second. Although depending on the size of the tank 3, it takes about several hundred microseconds to several milliseconds for the acoustic signal emitted from the inspection target device accommodated in the tank 3 to reach the acoustic sensor 6.
  • the time range in which the acoustic signal accompanying the application of the impulse voltage is detected by the acoustic sensor 6 is after most of the electromagnetic noise emitted from the impulse voltage generator 14 has been attenuated.
  • This is a great advantage of using the acoustic sensor 6 as the partial discharge detection means.
  • the waveform still has the electromagnetic noise component superimposed on the measurement signal from the acoustic sensor 6.
  • a low-pass filter 13 is used.
  • the low-pass filter 13 removes electromagnetic noise components (noise components caused by the impulse voltage generator 14) from the acquired measurement signal of the acoustic sensor 6.
  • the function of the low-pass filter 13 may be realized by digital signal processing.
  • the low-pass filter 13 one having a cutoff frequency characteristic capable of separating the original acoustic signal and electromagnetic noise in terms of frequency is selected.
  • the electromagnetic noise radiated by the spark discharge between the spherical gaps of the impulse voltage generator 14 has a strong component on the order of several hundred MHz, while the acoustic signal is several tens to several hundreds kHz.
  • the low-pass filter 13 having a cutoff frequency of about 1 MHz, it is possible to remove the electromagnetic noise component superimposed on the measurement signal of the acoustic sensor 6 and pass only the component of the acoustic signal to be detected.
  • the main component of the acoustic signal generated by applying the impulse voltage by removing the electromagnetic noise by the low-pass filter 13 can be acquired.
  • the signal after passing through the low-pass filter 13 is a power external transformer produced by instantaneous charging current regardless of whether or not partial discharge occurs in the power external transformer 50.
  • the noise component resulting from the mechanical vibration of 50 coil parts 2 is contained. It is the mechanical vibration removing unit 15 that deals with this.
  • the mechanical vibration removing unit 15 removes a noise component caused by mechanical vibration included in the processing signal of the low-pass filter 13.
  • the test voltage specified in the standard is not suddenly applied, but as specified. Is output by outputting several low voltage waveforms that do not cause partial discharge reliably in the tank 3 of the power outer iron type transformer 50.
  • a charging current flows through the coil unit 2, and therefore the mechanical vibration component of the coil unit 2 is detected by the acoustic sensor 6.
  • the mechanical vibration component has the property that even if the peak value of the impulse voltage applied to the inspection target device is changed, the period is exactly the same and only the amplitude is changed.
  • FIG. 4 is a diagram showing the relationship between the square of the pulse height of the impulse voltage and the amplitude value of the mechanical vibration component.
  • the inventors of the present invention indicate that the amplitude value of the mechanical vibration component is proportional to the square of the charging current flowing through the coil portion 2 of each winding, that is, proportional to the square of the peak value of the impulse voltage.
  • the amplitude value of the mechanical vibration component is proportional to the square of the charging current flowing through the coil portion 2 of each winding, that is, proportional to the square of the peak value of the impulse voltage.
  • the peak value of the impulse voltage when applying a low voltage waveform in which partial discharge does not occur is V1
  • the amplitude value of the mechanical vibration component is A1
  • the peak value of the impulse voltage when applying a high voltage conforming to the withstand voltage test standard is V2.
  • the waveform recording apparatus 10 outputs the acoustic signal waveform LW output from the low-pass filter 13 when a low voltage is applied so that partial discharge does not occur, and the low-pass filter 13 outputs a high voltage conforming to the standard of the withstand voltage test.
  • the acoustic signal waveform HW is recorded.
  • the acoustic signal waveform LW becomes a mechanical vibration component waveform that appears in the detection signal of the acoustic sensor 6. Therefore, the amplitude of the acoustic signal waveform LW is the amplitude value A1 of the mechanical vibration component.
  • the mechanical vibration removing unit 15 specifies the amplitude value A1 of the mechanical vibration component from the acoustic signal waveform LW when the low voltage is applied, which is stored in the waveform recording device 10.
  • the mechanical vibration removing unit calculates a proportional coefficient K according to the equation (1).
  • the mechanical vibration removing unit 15 obtains the mechanical vibration component waveform NW when the high voltage is applied by multiplying the acoustic signal waveform LW when the low voltage is applied by K times.
  • the mechanical vibration removing unit 15 subtracts the mechanical vibration component waveform NW at the time of applying the high voltage from the acoustic signal waveform HW at the time of applying the high voltage stored in the waveform recording device 10. As a result, an acoustic signal waveform from which mechanical vibration components are removed when a high voltage is applied can be obtained.
  • the low-pass filter 13 and the mechanical vibration removing unit 15 can remove the electromagnetic noise caused by the impulse voltage generator 14 and the mechanical vibration component of the coil unit 2 from the acoustic signal waveform detected by the acoustic sensor 6.
  • external noise other than the partial discharge signal mentioned here may be superimposed on the acoustic signal component measured using the acoustic sensor 6. For example, an impact sound due to a foreign object colliding with the tank 3 during an impulse voltage test, an elastic wave due to a sound generated outside the tank 3, or the like is detected as external noise by the acoustic sensor 6 installed on the wall surface of the tank 3. .
  • the means for removing the external noise and detecting the partial discharge is the partial discharge determination unit 11.
  • the propagation speed of acoustic signals in insulating oil is generally 1400 meters per second. Based on the acoustic signal propagation velocity V and the distance between the acoustic sensor 6 and the high-voltage charging unit (that is, the high-voltage side coil 4) in the structure of the power outer iron type transformer 50 that has been grasped in advance. A time difference between the voltage application start time and the time at which the partial discharge signal reaches the acoustic sensor 6 can be predicted within a certain range.
  • the partial discharge determination unit 11 determines the shortest distance between the high voltage charging unit of the structure of the power outer iron type transformer 50 and the installation position of the acoustic sensor 6 by the acoustic signal propagation velocity V in the oil.
  • the divided time t1 is calculated.
  • the partial discharge determination unit 11 calculates a time t2 obtained by dividing the longest distance between the high voltage charging unit of the structure of the power outer iron type transformer 50 and the installation position of the acoustic sensor 6 by the acoustic signal propagation velocity V in the oil. To do.
  • the partial discharge determination unit 11 generates a partial discharge in the power outer iron type transformer 50 when an acoustic signal component appears within the time range t1 to t2 with reference to the impulse voltage application start time. That is, it is determined that there is a partial discharge signal.
  • the partial discharge determination unit 11 generates a partial discharge inside the power outer iron type transformer 50 when an acoustic signal component does not appear within the time range t1 to t2 with reference to the impulse voltage application start time. It is determined that the partial discharge signal does not exist.
  • an electromagnetic wave sensor signal or a current sensor signal can be used as means for acquiring the impulse voltage application start time.
  • the tolerance determination unit 12 uses the correlation between the partial discharge signal waveform obtained by the acoustic sensor and the characteristic amount of the partial discharge obtained in advance before the impulse withstand voltage test, and the power outer iron type transformer. The tolerance to the dielectric breakdown of the vessel 50 is determined.
  • FIG. 5 is a diagram showing a configuration of partial discharge determination system 40 according to Embodiment 1 of the present invention.
  • the partial discharge determination system 40 includes the impulse voltage generation device 14 described above, the acoustic sensor 6, and the partial discharge determination device 8.
  • the partial discharge determination device 8 is represented by a hardware configuration.
  • the applied voltage capture unit 9, the partial discharge determination unit 11, the tolerance determination unit 12, the mechanical vibration removal unit 15, and the feature amount specification unit 18 of FIG. 3 are executed by a processor 31 that executes a program stored in the memory 32. Realized.
  • the output unit 20 in FIG. 3 includes a display 33.
  • FIG. 6 is a flowchart showing the procedure of the partial discharge determination method according to Embodiment 1 of the present invention. 7 and 8 show examples of waveforms that can be acquired according to the flowchart of FIG. The partial discharge determination method according to this embodiment will be described below in order.
  • step S ⁇ b> 101 the impulse voltage generator 14 applies a low voltage impulse voltage waveform that satisfies the standard to the power outer iron transformer 50.
  • FIG. 7A shows an example of a low voltage impulse voltage waveform. The peak value of the low voltage impulse voltage waveform is V1.
  • step S102 the acoustic sensor 6 installed on the wall surface of the tank 3 acquires an acoustic signal accompanying application of an impulse voltage.
  • FIG. 7B shows an example of the waveform (acoustic sensor measurement waveform) of the acoustic signal acquired by the acoustic sensor 6.
  • step S103 the acquired measurement signal of the acoustic sensor 6 is passed through the low-pass filter 13, thereby removing the electromagnetic noise component (noise component caused by the impulse voltage generator 14) from the measurement signal of the acoustic sensor 6.
  • the acoustic signal waveform LW output from the low pass filter 13 when the low voltage is applied is stored in the waveform recording device 10.
  • FIG. 7C shows an example of the acoustic signal waveform LW output from the low-pass filter 13 when a low voltage is applied.
  • the amplitude of the acoustic signal waveform LW is A1.
  • step S ⁇ b> 104 the impulse voltage generator 14 applies a high voltage impulse voltage waveform satisfying the standard to the power outer iron type transformer 50.
  • FIG. 8A shows an example of a high voltage impulse voltage waveform.
  • the peak value of the low voltage impulse voltage waveform is V2.
  • step S ⁇ b> 105 the applied voltage capturing unit 9 captures a high voltage impulse voltage waveform and stores it in the waveform recording device 10, and specifies the voltage application start time from the captured impulse voltage waveform to the waveform recording device 10. save.
  • step S106 the acoustic sensor 6 installed on the wall surface of the tank 3 acquires an acoustic signal accompanying application of the impulse voltage.
  • FIG. 8B shows an example of the waveform (acoustic sensor measurement waveform) of the acoustic signal acquired by the acoustic sensor 6.
  • step S107 the acquired measurement signal of the acoustic sensor 6 is passed through the low-pass filter 13, whereby the electromagnetic noise component (noise component due to the impulse voltage generator 14) is removed from the measurement signal of the acoustic sensor 6.
  • An acoustic signal waveform HW output from the low-pass filter 13 when a high voltage is applied is stored in the waveform recording device 10.
  • FIG. 8C shows an example of an acoustic signal waveform HW output from the low-pass filter 13 when a high voltage is applied.
  • the amplitude of the acoustic signal waveform HW is A2.
  • the mechanical vibration removing unit 15 removes a noise component caused by the mechanical vibration included in the processing signal of the low-pass filter 13. Specifically, the mechanical vibration removing unit 15 specifies the amplitude value A1 of the mechanical vibration component from the acoustic signal waveform LW stored in the waveform recording apparatus 10 when the low voltage is applied. The mechanical vibration removing unit calculates a proportional coefficient K according to the equation (1). The mechanical vibration removing unit 15 obtains a mechanical vibration component waveform NW when a high voltage is applied by multiplying the acoustic signal waveform LW when a low voltage is applied by K times.
  • the mechanical vibration removing unit 15 subtracts the mechanical vibration component waveform NW when a high voltage is applied from the acoustic signal waveform HW when the high voltage is applied, which is stored in the waveform recording device 10, so that the mechanical vibration when the high voltage is applied is subtracted.
  • An acoustic signal waveform from which vibration components are removed is obtained.
  • FIG. 8D is a diagram illustrating an example of an acoustic signal waveform from which mechanical vibration components are removed when a high voltage is applied.
  • step S109 the partial discharge determination unit 11 divides the shortest distance between the high voltage charging unit of the structure of the power outer iron type transformer 50 and the installation position of the acoustic sensor 6 by the acoustic signal propagation velocity V in the oil. Time t1 is calculated.
  • step S110 the partial discharge determination unit 11 divides the longest distance between the high voltage charging unit of the structure of the power outer iron type transformer 50 and the installation position of the acoustic sensor 6 by the acoustic signal propagation velocity V in the oil. Time t2 is calculated.
  • step S111 the partial discharge determination unit 11 uses the impulse voltage application start time as a reference, and an acoustic signal component appears in the time range t1 to t2 (t1 or more and t2 or less) of the acoustic signal waveform obtained in step S108. Check whether or not. If an acoustic signal component appears in the time range t1 to t2, the process proceeds to step S113. If no acoustic signal component appears in the time range t1 to t2, the process proceeds to step S112.
  • step S112 the partial discharge determination unit 11 determines that partial discharge has not occurred.
  • step S113 the partial discharge determination unit 11 determines that partial discharge has occurred.
  • the feature amount specifying unit 18 specifies the feature amount of the partial discharge signal extracted by the partial discharge determination unit 11 when the power outer iron type transformer 50 that is an actual inspection target device is connected.
  • the tolerance determination unit 12 uses the correlation value stored in the correlation value storage unit 19 obtained before the impulse withstand voltage test from the feature amount of the partial signal specified by the feature amount specifying unit 18. The tolerance to the dielectric breakdown of the outer iron type transformer 50 is determined.
  • the partial discharge signal can be detected using an acoustic sensor. Furthermore, according to the present embodiment, it is possible to determine the tolerance until dielectric breakdown occurs.
  • the following method can be used as the correlation between the partial discharge signal obtained by the acoustic sensor and the partial discharge feature amount for determining the tolerance until the device breaks down.
  • the partial discharge signal measured by the acoustic sensor includes the maximum amplitude of the signal, the duration of the signal, or the frequency of occurrence of the partial discharge signal.
  • the characteristic amount of the partial discharge generated inside the device includes the discharge progress length, the discharge progress time, that is, the duration, or the discharge charge amount of the partial discharge.
  • the partial discharge feature quantities are estimated from the partial discharge signals measured during the lightning impulse withstand voltage test of the device, and this is used for dielectric breakdown. It is possible to determine the margin to the extent.
  • the applied voltage capture unit 9, the partial discharge determination unit 11, the tolerance determination unit 12, the mechanical vibration removal unit 15, and the feature amount specification unit 18 execute programs stored in the memory 32.
  • the processor 31 to be executed the present invention is not limited to this.
  • the monitor may perform these functions manually using an analysis tool or the like.
  • the margin M is expressed by the following equation when the distance from the high voltage side coil 4 to the ground coil 5 is d1, and the progress length of the discharge that has started progressing from the high voltage side coil 4 to the ground coil 5 is d2. It can be expressed as
  • the method using the discharge progress length as an index among the feature quantities of the partial discharge signal described in the first embodiment is the most effective when determining the tolerance to the dielectric breakdown of the device. is there.
  • FIG. 9 is a diagram for explaining a technique for obtaining a correlation between the feature amount of the partial discharge signal and the discharge progress length.
  • the tank of the power outer-type transformer 50 is made of metal, has no light transmission, and is not provided with a window or a flange for checking the inside. Therefore, the discharge light emission and discharge inside the tank during the impulse withstand voltage test. It is impossible to observe progress.
  • the correlation between the characteristic amount of the partial discharge signal acquired by the acoustic sensor 6 and the discharge progress length is not necessarily unique, and depends on the structure and size of the power outer iron type transformer 50.
  • a real scale transformer model having a typical transformer structure is prepared, and an observation window 7 is installed in the tank 3 as shown in FIG.
  • the acoustic sensor 6 is installed on the outer surface of the tank 3.
  • the correlation value between the characteristic length of the partial discharge signal and the discharge progress length is obtained by simultaneously detecting the partial discharge signal by the acoustic sensor 6 and optically observing the discharge progress. This correlation value is stored in the correlation value storage unit 19.
  • the inventors of the present application experimentally found that the amplitude of the first wave reaching the partial discharge signal acquired by the acoustic sensor 6 and the discharge progress length have a correlation.
  • FIG. 11 is a diagram showing the relationship between the amplitude of the first arrival wave of the partial discharge signal acquired by the acoustic sensor 6 and the discharge progress length. As shown in FIG. 11, there is a clear correlation between the amplitude of the first reaching wave and the discharge progress length.
  • the correlation value between the amplitude of the first arrival wave of the partial discharge signal acquired by the acoustic sensor 6 and the discharge progress length is used as an index representing the correlation between the feature quantity of the partial discharge signal and the discharge progress distance.
  • the feature amount specifying unit 18 obtains the amplitude of the first arrival wave of the partial discharge signal obtained by the partial discharge determination unit 11 as the feature amount of the partial discharge signal.
  • the tolerance determination unit 12 until dielectric breakdown uses the correlation value stored in the correlation value storage unit 19 obtained before the impulse withstand voltage test from the feature amount of the partial signal specified by the feature amount specifying unit 18. Thus, the discharge progress length inside the power outer iron type transformer 50 is obtained.
  • the tolerance determination unit 12 until dielectric breakdown further determines the tolerance M until dielectric breakdown inside the power outer iron type transformer 50 based on the above equation (3) based on the discharge progress length. To do.
  • the correlation between the duration of the partial discharge signal acquired by the acoustic sensor and the discharge progress length is used as an index representing the correlation between the feature quantity of the partial discharge signal and the discharge progress distance.
  • FIG. 12 is a diagram showing the relationship between the duration of the partial discharge signal acquired by the acoustic sensor 6 and the discharge progress length.
  • the progress of discharge in oil is about 1000 meters per second. That is, as the discharge progress length increases, the time required for the discharge progress also increases.
  • the acoustic signal due to the partial discharge is always emitted while the discharge is progressing, and as shown in FIG. 12, there is a correlation between the discharge progress length and the duration of the partial discharge signal.
  • the configuration of the partial discharge determination device and the partial discharge determination method of the third embodiment are substantially the same as the configuration of the partial discharge determination device of the first embodiment and the partial discharge determination method.
  • the feature amount specifying unit 18 of the third embodiment obtains the duration of the partial discharge signal obtained by the partial discharge determination unit 11 as the feature amount of the partial discharge signal.
  • the start time of the partial discharge signal is defined as the time when the waveform level is equal to or higher than the threshold in the time range t1 to t2 of the acoustic signal waveform with the impulse voltage application start time as a reference.
  • t1 and t2 are the same as the values obtained by the method described in the first embodiment.
  • the end time of the partial discharge signal is defined as the point in time when the waveform level is below the threshold for a certain time in the time range t1 to t2 of the acoustic signal waveform with the impulse voltage application start time as a reference.
  • the duration of the partial discharge signal is obtained by subtracting the start time of the partial discharge signal from the end time of the partial discharge signal.
  • the location where the discharge occurs in the transformer structure is not necessarily uniquely determined, and the distance from the location where the discharge occurs to the acoustic sensor may vary from test to test. Since the acoustic signal attenuates when propagating in oil or a structure, the attenuation may change from test to test.
  • N acoustic sensors (first acoustic sensor to Nth acoustic sensor) are installed in the tank 3 of the power outer iron type transformer 50.
  • N is 4 or more. Detailed description of portions corresponding to or corresponding to those of the first embodiment will be omitted.
  • the characteristic that the amplitude of the mechanical vibration component is proportional to the square of the charging current flowing through the coil of the power outer iron type transformer 50, that is, proportional to the square of the applied voltage is not changed.
  • the proportionality constant differs for each acoustic sensor. Focusing on this feature, we measured the mechanical vibration components of each acoustic sensor when a low voltage was applied so that partial discharge did not occur reliably, and actually applied a high voltage impulse waveform with a peak value specified by the standard. If the mechanical vibration component waveform is removed from the mechanical vibration component waveform that appears in each sensor by the method described in the first embodiment, only the partial discharge signal can be extracted in each sensor. However, it is the same as in the first embodiment that the acoustic signal component that appears within a predetermined time range determined by the high voltage charging unit of the transformer structure and the installation position of each acoustic sensor is determined as partial discharge.
  • the partial discharge occurrence position based on the acoustic signal propagation speed in the insulating oil.
  • four acoustic sensors are required to uniquely determine the partial discharge position inside the tank having a three-dimensional structure.
  • the distance from the discharge occurrence point to the acoustic sensor can be calculated.
  • Acoustic signals are attenuated as they propagate through oil. If the distance from the discharge occurrence point to the acoustic sensor can be calculated, the amount of attenuation accompanying propagation in oil can be corrected, and the discharge progress length can be accurately calculated from the feature amount of the partial discharge signal.
  • One of the plurality of acoustic sensors is used as a representative acoustic sensor, and the feature quantity of the partial discharge signal is acquired in advance and stored in the correlation value storage unit 19 for the representative acoustic sensor.
  • the tolerance is determined by the representative acoustic sensor.
  • the first acoustic sensor is a representative acoustic sensor.
  • FIG. 13 is a flowchart showing the procedure of the partial discharge determination method according to Embodiment 4 of the present invention. The partial discharge determination method according to this embodiment will be described below in order.
  • step S201 the variable i is set to 1.
  • step S202 the processes of steps S101 to S113 in FIG. 9 are executed for the i-th acoustic sensor.
  • step S203 if the variable i is 4, the process proceeds to step S205, and if the variable i is not N, the process proceeds to step S204.
  • step S204 the value of variable i is incremented, and the process returns to step S202.
  • step S205 if the determination result for all acoustic sensors is a determination result indicating that partial discharge has occurred, the process proceeds to step S207. If the determination result for at least one acoustic sensor is a determination result indicating that partial discharge has not occurred, the process proceeds to step S206.
  • step S206 the partial discharge determination unit 11 comprehensively determines that partial discharge has not occurred.
  • step S207 the partial discharge determination unit 11 comprehensively determines that partial discharge has occurred.
  • the partial discharge determination unit 11 estimates the partial discharge position from the time difference between the partial discharge signals obtained by the first to fourth acoustic sensors. Specifically, it is a point in time when the waveform level becomes equal to or higher than a threshold value within the time range t1 to t2 of the acoustic signal waveform obtained by the first acoustic sensor to the fourth acoustic sensor with reference to the impulse voltage start time.
  • the partial discharge start times s1, s2, s3, and s4 are specified. However, t1 and t2 are values obtained by the method described in the first embodiment.
  • the partial discharge determination unit 11 specifies the occurrence position of the partial discharge based on the times s1, s2, s3, and s4.
  • step S209 the partial discharge determination unit 11 corrects the attenuation amount of the partial discharge signal obtained by the first acoustic sensor. Specifically, the partial discharge determination unit 11 increases the correction amount in the partial discharge signal obtained by the first acoustic sensor as the distance between the partial discharge occurrence position and the first acoustic sensor increases. Is added.
  • the feature amount specifying unit 18 specifies the feature amount of the partial discharge signal obtained by the first acoustic sensor.
  • the tolerance determination unit 12 uses the correlation value stored in the correlation value storage unit 19 obtained before the impulse withstand voltage test from the feature amount of the partial signal specified by the feature amount specifying unit 18. The tolerance to the dielectric breakdown of the outer iron type transformer 50 is determined.
  • the tolerance to dielectric breakdown can be accurately estimated even if the location where the partial discharge occurs is a location away from the acoustic sensor location.
  • the feature quantity of the partial discharge signal is acquired in advance by each of the plurality of acoustic sensors, and the tolerance determination is performed on the measurement signal by each acoustic sensor, so that the accuracy of the tolerance determination leading to dielectric breakdown is determined. Improvements may be made.
  • a method for manufacturing a power device includes a step of manufacturing a power device, a step of determining a tolerance until the power device manufactured by performing each step described in the above-described embodiment causes dielectric breakdown, A step of testing the manufactured electric power device may be included depending on whether the degree is equal to or greater than a predetermined value.

Abstract

　雷インパルス耐電圧試験時において、絶縁破壊に至るまでどれだけ余裕があるかを知らせることができる部分放電判定方法、部分放電判定装置、部分放電判定システム、これらを用いて部分放電判定された電力機器、および部分放電判定方法を含む電力機器製造方法を提供する。ローパスフィルタ（１３）は、音響センサ（６）によって取得されたインパルス電圧印加に伴う音響信号を受けて、音響信号に重畳する電磁ノイズを除去する。機械的振動除去部（１５）は、予め取得しておいた、低電圧のインパルス電圧印加時に音響信号に現れる検査対象機器の機械的振動成分に基づいて、高電圧のインパルス電圧印加時の音響信号から機械的振動成分を除去する。部分放電判定部（１１）は、機械的振動成分が除去された高電圧印加時の音響信号に基づいて、検査対象機器における部分放電の発生の有無を判定する。裕度判定部（１２）は、予め取得しておいた部分放電信号の特徴量に基づいて、検査対象機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定する。

Description

電力機器の部分放電判定方法、部分放電判定装置、部分放電判定システム、これらを用いて部分放電判定された電力機器、および部分放電判定方法を含む電力機器の製造方法
　本発明は、電力機器の部分放電判定方法、部分放電判定装置、部分放電判定システム、これらを用いて部分放電判定された電力機器、および部分放電判定方法を含む電力機器の製造方法に関する。
　電力用の発電機器および変電機器に代表される電気機器における通常運転時の内部異常の代表として、機器の内部で発生する部分放電が挙げられる。部分放電は、機器の絶縁破壊（全路破壊）の前駆現象であり、部分放電を確実に検知する技術を確立することで、機器の絶縁破壊を予防することが可能となる。一般的に、電気機器は高電圧充電部が露出していることはなく、絶縁物の容器あるいは接地電位の金属筐体（タンク）内部に収納されている。このように部分放電が発生し得る高電圧充電部が他の構造物により覆われていることに加え、機器内部で生じる部分放電信号は非常に微弱であること、さらにフィールドでの電気機器運転時には種々の外来ノイズが部分放電信号に重畳することによって、部分放電信号をノイズ信号と分別して抽出する工夫が必要になる。
　電気機器の部分放電検出手法として、音響（AE　:　Acoustic　Emission）センサを用いる方法が知られている。例えば、特開２００８－１８０６８１号公報（特許文献１）では、音響センサによって部分放電が発する弾性波信号を検出すると同時に、電流センサを用いて部分放電に伴ってタンク壁面、或いは接地線を流れる電流を検出する技術が開示されている。この技術は、音響信号と電気信号の空間伝播速度の違いを利用したものである。すなわち、電気機器内部で部分放電信号が発生した場合、まず部分放電に起因する電流パルスが電流センサによって検出される。次に、高電圧充電部と音響センサ間の距離で決まる所定時間差の後に音響センサで部分放電信号が検出される。電流センサの検出信号が電気機器の印加電圧波形の周期と同期し、かつ電流センサと音響センサの検出信号との時間差が同一となる場合が、一定時間内に所定数ある場合に部分放電と判定することによって、部分放電信号と外来ノイズとの分別を図ることが可能となる。
　また、運転中の電力機器の内部で発生する部分放電電荷量を推定する手法として、音響センサで検出した部分放電信号波形の最大振幅を用いる手法がある。例えば特開平９－１５２４２４号公報（特許文献２）では、音響センサで検出した最大振幅と放電電荷量との相関関係を予め求めておき、この相関関係を利用することで、電力機器内部で発生する放電の大きさを判定している。
特開２００８－１８０６８１号公報 特開平９－１５２４２４号公報
　特許文献１および特許文献２に開示される技術は、電気機器がフィールドに設置された後、経年劣化などによって生じる絶縁破壊を予防するための予防保全診断技術に向けられており、基本的には交流の商用電源が印加される通常運転時に適用される。
　一方、電力用変電機器や配電基盤などの電気機器には、製品出荷前の絶縁試験や製品開発試験として、雷インパルス耐電圧試験が課せられる。標準規格（例えば電気規格調査会が定める標準規格ＪＥＣ０１０３（２００５））上は、規定の電圧波形を有するインパルス波形を印加した際に機器が絶縁破壊しなければ合格であるとされている。しかしながら、製品の絶縁信頼性を保証するため或いは絶縁破壊までの裕度を明確にするためにも、絶縁破壊の前駆現象である部分放電を検出できることが重要である。すなわち、雷インパルス耐電圧試験時において、部分放電を検出した上で、さらに絶縁破壊までどれだけ余裕があるかを明確にしたいというニーズが存在する。
　このようなニーズに対して、特許文献１および特許文献２に開示される音響センサを用いた手法をそのまま適用することはできない。以下、その理由を説明する。
　特許文献１および特許文献２の部分放電検出手法を用いる場合、高電圧電気機器に用いられる雷インパルス電圧発生装置は、その動作原理上、電圧発生の瞬間に多大な電磁ノイズが発生する点、雷インパルス電圧印加時には、検査対象機器の静電容量を介して流れる充電電流が部分放電電流に重畳する点から、タンク壁面或いは接地線に現れる部分放電電流パルス信号を検出することが不可能である。
　また、早い立ち上り時間を持つインパルス電圧が検査対象機器に印加されると、充電電流が瞬間的に流れることで、検査対象機器自体に機械的な振動が生じる。この機械的振動が弾性波となってタンク内を伝播し、音響センサで検出されることから、タンク内部の部分放電の有無に関わらず、電圧印加の時刻から一定時間経過後に音響信号が検出される。特許文献１ではこの機械的振動成分の影響を全く考慮していない。
　以上から、特許文献１の手法では、雷インパルス耐電圧試験時における部分放電を検出することは不可能である。同様に、特許文献２の手法では、雷インパルス耐電圧試験時における部分放電信号を音響センサにより取得できないため、放電電荷量の推定を行うことは不可能である。
　本発明は、上記のような問題点を解決するためになされたものであり、雷インパルス耐電圧試験時において、部分放電を検出した上で絶縁破壊に至るまでどれだけ余裕があるかを知らせることができる部分放電判定方法、部分放電判定装置および部分放電判定システム、これらを用いて部分放電判定された電力機器、および部分放電判定方法を含む電力機器の製造方法を提供することを目的とする。
　本発明は、音響センサを利用した部分放電判定方法であって、インパルス電圧を検査対象機器に印加するステップと、検査対象機器を収納する容器の壁面に設置した音響センサによって、インパルス電圧印加に伴う音響信号を取得するステップと、音響センサで検出する音響信号に重畳する電磁ノイズをローパスフィルタを介して除去するステップと、予め取得しておいた、部分放電が発生しない低電圧のインパルス電圧印加時に音響信号に現れる検査対象機器の機械的振動成分に基づいて、高電圧のインパルス電圧印加時の音響信号から機械的振動成分を除去するステップと、機械的振動成分が除去された高電圧印加時の音響信号に基づいて、検査対象機器における部分放電の発生の有無を判定するステップと、部分放電が発生している場合に、予め取得しておいた、音響センサによる測定信号と、部分放電の特徴量との相関に基づき、検査対象機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定するステップとを含む。
　本発明によれば、雷インパルス耐電圧試験時において、音響信号に重畳する電磁ノイズおよび検査対象機器の機械的振動成分を除去することによって、検査対象機器における部分放電の発生の有無を正確に判定することができる。さらに、予め取得しておいた音響センサによる測定信号と部分放電信号の特徴量に基づいて、検査対象機が絶縁破壊に至るまでどれだけ余裕があるかを知ることができる。
本発明の実施の形態１に係る部分放電の検査対象機器の例である電力用外鉄型変圧器の構成を示す斜視図である。 本発明の実施の形態１に係る検査対象機器の代表例としての電力用外鉄型変圧器のコイル構造を表わす斜視断面図である。 実施の形態１に係わる部分放電判定装置の構成を表わす図である。 インパルス電圧の波高の二乗と機械的振動成分の振幅値との関係を表わす図である。 本発明の実施の形態１に係る部分放電判定システムの構成を表わす図である。 本発明の実施の形態１に係る部分放電判定方法の手順を示すフローチャートである。 部分放電判定方法で得られる波形を説明するための図である。 部分放電判定方法で得られる波形を説明するための図である。 部分放電信号の特徴量と放電進展長との相関を取得するための手法を説明するための図である。 放電進展長を説明するための図である。 音響センサで取得した部分放電信号の到達第一波の振幅と放電進展長の関係を示す図である。 音響センサで取得した部分放電信号の継続時間と放電進展長の関係を示す図である。 本発明の実施の形態４に係る部分放電判定方法の手順を示すフローチャートである。
　以下、本発明の実施の形態に係る部分放電判定方法および部分放電判定装置について、図面を参照しつつ説明する。以下の実施の形態の説明においては、図中の同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰返さない。
　以下の説明においては、検査対象機器である電気機器の一例として電力用外鉄型変圧器を用いる。しかしながら、本発明に係る部分放電判定方法および部分放電判定装置の検査対象機器としては、電力用の変電機器や配電機器などの任意の電気機器を対象とすることができる。例えば、内鉄型変圧器、または絶縁開閉装置などを検査対象機器とすることができる。
　［実施の形態１］
　（雷インパルス耐電圧試験）
　電力用の変電機器や配電機器などの電気機器に対して、製品出荷前に実施される絶縁試験の一つとして雷インパルス耐電圧試験が行われる。この試験は、電力用変圧器などの電気機器が通常運転中に、外部で生じた雷サージや開閉サージ等の異常電圧波形が荷電された場合であっても絶縁性能を保証するための試験である。具体的には、標準規格で定められた電圧波形を電気機器へ印加した場合であっても、絶縁破壊しないことを保証するための試験が行われる。但し、製品の絶縁信頼性を保証するため、印加電圧に対する絶縁破壊に至るまでの裕度を明確にしておくことが必要とされる。
　（インパルス電圧発生装置）
　次に、電力用変圧器をはじめとする電力機器のインパルス耐電圧試験に用いられるインパルス電圧発生装置の動作原理を説明する。まず、並列に接続した数個のコンデンサに所定の電圧を充電させた後、複数の球ギャップを同時に放電させることでコンデンサを模擬的に直列に接続する。これによって、インパルス電圧発生装置と検査対象機器を含む回路の回路定数で決まる波頭長、波尾長の波形を出力する。
　この動作原理上、インパルス電圧波形の出力と同時に球ギャップ間放電に起因する非常に強い電磁ノイズが放射されるため、電力用変圧器内部で発生する部分放電を検出することが非常に困難である。
　例えば、部分放電が発する電磁波を電磁波センサ（アンテナ）を用いて検出する電磁波法や、部分放電の発生に伴って流れる電流パルスを検出する方法などのような、交流の商用電圧が印加される通常運転時における高電圧電気機器の部分放電検出手段として一般的に用いられる方法では、インパルス耐電圧試験時においては部分放電信号がインパルス電圧発生装置の電磁ノイズに埋没してしまい、部分放電の発生を検知することが不可能となる。
　また、電力機器の部分放電検出方法として、部分放電により発生し機器内部を伝搬する弾性波信号を音響センサによって検出する手法も一般的に行われている。出願人は、この方法を雷インパルス耐電圧試験に用いた場合、以下のような問題点があることを明らかにした。
　電力用変圧器のインパルス耐電圧試験時においては、インパルス電圧を変圧器に印加すると変圧器の静電容量を介して充電電流が瞬間的に流れる。充電電流がコイルを流れることで、各巻線間に物理的な力が発生しコイルには機械的振動が生じる。コイルの機械的振動により変圧器タンク内を充填する絶縁油に弾性波が伝播する。そのため、音響センサを用いて部分放電を検出することを試みた場合、機械的振動による成分が、タンク内部の部分放電発生の有無に拘らず検出される。
　（絶縁破壊までの裕度）
　本実施の形態では、インパルス耐電圧試験時における絶縁破壊に至るまでの指標として裕度を用いる。
　（検査対象機器）
　図１は、本発明の実施の形態１に係る部分放電の検査対象機器の例である電力用外鉄型変圧器５０の構成を示す斜視図である。図１においては、各構成の一部をカットして示している。
　図１に示すように、電力用外鉄型変圧器５０は、鉄心１と、鉄心１に巻き回された巻線からなるコイル部２と、鉄心１およびコイル部２を収容するタンク３と、タンク３内に充填されて鉄心１およびコイル部２が浸漬された図示しない絶縁油とを備える。
　鉄心１は、積層された複数の磁性鋼板から構成されている。本実施形態においては、中央部に開口を有する直方体状の鉄心１が２つ隣り合うように配置されている。
　コイル部２は、各鉄心１の開口を貫通するように、２つの鉄心１の互いに隣り合った脚に巻き回されている。
　絶縁油は、絶縁媒体と冷却媒体とを兼ねている。絶縁油は、タンク３内において鉄心１およびコイル部２の周囲を流動している。本実施形態においては、絶縁油として鉱油を用いているが、絶縁油としてエステル油などを用いてもよい。
　図２は、本発明の実施の形態１に係る検査対象機器の代表例としての電力用外鉄型変圧器５０のコイル構造を表わす斜視断面図である。
　電力用外鉄型変圧器では、インパルス電圧発生装置に接続され、高電圧のインパルス波形が印加される最も高電圧の高電圧側コイル４から最も低電圧の接地コイル５まで複数枚のコイルが並んで配置されることによって、コイル部２を構成している。
　最も低電圧の接地コイル５の端部Ｐ２は接地されている。インパルス電圧が高電圧側コイル４の端子Ｐ１に印加されると、電圧が印加された高電圧側コイル４付近に最も高い電界が形成され、部分放電発生箇所となる。一般に、電力用外鉄型変圧器５０では、部分放電が発生し進展した場合でも、絶縁バリアを適切に配置することで放電の進展を抑制するように設計されている。
　（部分放電判定方法）
　本実施形態に係る電気機器の部分放電判定方法は、音響センサを用いてインパルス電圧時の部分放電を判定する際に、前述した電磁ノイズに部分放電信号が埋没することを回避するとともに、部分放電が確実に発生しない低電圧印加時に現れる機械的振動成分波形を利用して部分放電が発生し得る高電圧印加時の機械的振動成分を除去することによって、部分放電信号のみを抽出する。さらに、本実施形態に係る電気機器の部分放電判定方法は、予め取得しておいた音響センサによる部分放電信号と、部分放電の特徴量から、機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定する。
　（部分放電判定装置）
　図３は、実施の形態１に係わる部分放電判定装置の構成を表わす図である。
　図３を参照して、部分放電判定装置８は、ローパスフィルタ１３と、印加電圧取込部９と、波形記録装置１０と、機械的振動除去部１５と、部分放電判定部１１と、特徴量特定部１８と、裕度判定部１２と、相関値記憶部１９と、出力部２０とを備える。
　インパルス電圧発生装置１４は、規格を満たすインパルス電圧波形を電力用外鉄型変圧器５０に対して印加する。一般的な高電圧機器のインパルス耐電圧試験においては、電圧波形の波頭長（立上がり時間）と波尾長（立下り時間）、および機器の定格電圧や容量に応じて波高値が規格で定められている。
　印加電圧取込部９は、インパルス電圧波形を取り込んで、波形記録装置１０に保存するとともに、取り込んだインパルス電圧波形から電圧印加開始時刻を特定して波形記録装置１０に保存する。インパルス電圧発生装置１４から出力される電圧波形は高電圧のため、印加電圧取込部９は、取り込んだインパルス電圧波形を分圧器を用いて分圧した電圧波形を波形記録装置１０に保存してもよい。波形記録装置１０としては一般的なオシロスコープを用いることができる。
　音響センサ６は、検査対象機器である電力用外鉄型変圧器５０のタンク３の外面に設置される。音響センサ６は、タンク３の内部で発生したインパルス電圧印加に伴う音響信号を取得する。音響センサ６は、物質の機械的な動きによって発生する弾性波（ストレスウェーブ）をＡＥ（Acoustic　Emission）法によって検出し、その検出結果を電気信号として出力する。
　前述したように、インパルス電圧発生装置１４は、装置１４内に設置された球ギャップ間に火花放電を発生させることで、電圧波形を出力する。球ギャップ間の火花放電が発する多大な電磁ノイズが、部分放電信号の検出を困難にしている大きな要因であったが、電磁ノイズが集中的に継続する時間は高々数１０マイクロ秒程度である。一方、絶縁油中を音響信号の伝播速度は一般に毎秒１４００メートルである。タンク３のサイズにも拠るが、タンク３内に収納された検査対象機器から発せられた音響信号が音響センサ６に到達するためには、およそ数１００マイクロ秒から数ミリ秒の時間を要する。すなわち、インパルス電圧印加に伴う音響信号が音響センサ６によって検出される時間範囲は、インパルス電圧発生装置１４から発せられた電磁ノイズの大半が減衰した後である。これが部分放電検出手段として、音響センサ６を用いることの大きな利点である。しかしながら、大半の電磁ノイズが減衰した後であっても、音響センサ６による測定信号には依然として電磁ノイズ成分が重畳した波形となっている。これに対処するためにローパスフィルタ１３が用いられる。
　ローパスフィルタ１３には、取得された音響センサ６の測定信号から電磁ノイズの成分（インパルス電圧発生装置１４に起因するノイズ成分）を除去する。なお、ローパスフィルタ１３の機能を、デジタル信号処理によって実現してもよい。ローパスフィルタ１３としては、本来の音響信号と電磁ノイズとを周波数的に分離できるカットオフ周波数特性を有するものが選定される。インパルス電圧発生装置１４の球ギャップ間の火花放電により放射される電磁ノイズは、数１００ＭＨｚオーダの成分が強い一方で、音響信号は、数１０～数１００ｋＨｚである。例えば、カットオフ周波数が１ＭＨｚ程度のローパスフィルタ１３を採用することで、音響センサ６の測定信号に重畳する電磁ノイズの成分を除去し、検出対象の音響信号の成分のみを通過させることができる。
　ローパスフィルタ１３によって、電磁ノイズが除去されることによってインパルス電圧の印加に伴って生じる音響信号の主成分を取得することができる。しかしながら、ローパスフィルタ１３を通過後の信号は、電力用外鉄型変圧器５０の内部における部分放電の発生の有無にかかわらず、充電電流が瞬間的に流れることによって生じる電力用外鉄型変圧器５０のコイル部２の機械的振動に起因するノイズ成分が含まれる。これに対処するのは、機械的振動除去部１５である。
　機械的振動除去部１５は、ローパスフィルタ１３の処理信号に含まれる機械的振動に起因するノイズ成分を除去する。一般的に、電力用外鉄型変圧器５０のような大容量の電力機器に対してインパルス耐電圧試験を行う場合には、規格で規定された試験電圧をいきなり印加することはなく、規定通りの波頭長、波尾長が出力されているかを電力用外鉄型変圧器５０のタンク３の内部で部分放電が確実に発生しない低い電圧波形を数発出力することで確認する。ただし、低電圧波形を印加した場合でもコイル部２には充電電流が流れるため、コイル部２の機械的振動成分は音響センサ６によって検出される。機械的振動成分は、検査対象機器に印加するインパルス電圧の波高値を変化させても周期は全く同一であり振幅のみ変化するという性質がある。
　図４は、インパルス電圧の波高の二乗と機械的振動成分の振幅値との関係を表わす図である。
　本願発明者らは、図４に示すように、機械的振動成分の振幅値が、各巻線のコイル部２に流れる充電電流の二乗に比例する、すなわちインパルス電圧の波高値の二乗に比例することを実験的に明らかにした。
　部分放電が発生しない低電圧波形印加時におけるインパルス電圧の波高値をＶ１、機械的振動成分の振幅値をＡ１とし、耐電圧試験の規格に準拠した高電圧印加時のインパルス電圧の波高値をＶ２とし、機械的振動成分の振幅値をＡ２とし、比例係数をＫとすると、以下の式が成り立つ。
　Ｋ＝（Ｖ２／Ｖ１）2　・・・（１）
　Ａ２＝Ａ１×Ｋ　　　・・・（２）
　波形記録装置１０は、部分放電が発生しない低電圧印加時において、ローパスフィルタ１３から出力される音響信号波形ＬＷと、耐電圧試験の規格に準拠した高電圧印加時において、ローパスフィルタ１３から出力される音響信号波形ＨＷとを記録する。
　低電圧印加時には、部分放電が発生しないので、音響信号波形ＬＷは、音響センサ６の検出信号に現れる機械的振動成分波形となる。よって、音響信号波形ＬＷの振幅は、機械的振動成分の振幅値Ａ１となる。
　機械的振動除去部１５は、波形記録装置１０に保存された低電圧印加時の音響信号波形ＬＷから機械的振動成分の振幅値Ａ１を特定する。機械的振動除去部は、式（１）にしたがって、比例係数Ｋを算出する。
　機械的振動除去部１５は、低電圧印加時の音響信号波形ＬＷをＫ倍することによって、高電圧印加時の機械的振動成分波形ＮＷを求める。
　機械的振動除去部１５は、波形記録装置１０に保存された高電圧印加時の音響信号波形ＨＷから高電圧印加時の機械的振動成分波形ＮＷを減算する。これによって、高電圧印加時における機械的振動成分が除去された音響信号波形が得られる。
　ローパスフィルタ１３および機械的振動除去部１５によって、音響センサ６によって検出した音響信号波形から、インパルス電圧発生装置１４に起因する電磁ノイズとコイル部２の機械的振動成分を除去することができる。一方、音響センサ６を用いて測定した音響信号成分には、ここで挙げた部分放電信号以外の外来ノイズが重畳する可能性がある。例えば、インパルス電圧試験中にタンク３に異物が衝突することによる衝撃音や、タンク３の外で発生する音による弾性波等がタンク３の壁面に設置した音響センサ６で外来ノイズとして検出される。この外来ノイズを除去して部分放電を検出する手段が、部分放電判定部１１である。
　絶縁油中の音響信号の伝播速度は一般的に毎秒１４００メートルである。この音響信号伝播速度Ｖと予め把握してある電力用外鉄型変圧器５０の構造物内の高電圧充電部（すなわち、高電圧側コイル４）と音響センサ６との距離に基づいて、インパルス電圧印加開始時刻と、部分放電信号が音響センサ６に到達する時刻との時間差をある範囲の中で予測しておくことができる。
　より具体的には、部分放電判定部１１は、電力用外鉄型変圧器５０の構造物の高電圧充電部と音響センサ６の設置位置間の最短距離を油中の音響信号伝播速度Ｖで除算した時間ｔ１を算出する。
　部分放電判定部１１は、電力用外鉄型変圧器５０の構造物の高電圧充電部と音響センサ６の設置位置間の最長距離を油中の音響信号伝播速度Ｖで除算した時間ｔ２を算出する。
　部分放電判定部１１は、インパルス電圧印加開始時刻を基準として、時間範囲内ｔ１～ｔ２の間に音響信号成分が現れる場合には、電力用外鉄型変圧器５０の内部に部分放電が発生していると判定する、すなわち部分放電信号が存在すると判定する。部分放電判定部１１は、インパルス電圧印加開始時刻を基準として、時間範囲内ｔ１～ｔ２の間に音響信号成分が現れない場合には、電力用外鉄型変圧器５０の内部に部分放電が発生していないと判定する、すなわち部分放電信号が存在しないと判定する。
　ここで、インパルス電圧印加開始時刻を取得する手段として、電磁波センサ信号、あるいは電流センサ信号を用いることができる。
　裕度判定部１２は、インパルス耐電圧試験の前に予め取得しておいた、音響センサにより得た部分放電信号波形と、部分放電の特徴量の相関を利用して、電力用外鉄型変圧器５０の絶縁破壊までの裕度を判定する。
　出力部２０は、判定された絶縁破壊までの裕度を表示する。
　（部分放電判定システム）
　図５は、本発明の実施の形態１に係る部分放電判定システム４０の構成を表わす図である。
　部分放電判定システム４０は、前述のインパルス電圧発生装置１４と、音響センサ６と、部分放電判定装置８とを備える。図８では、部分放電判定装置８は、ハードウエア構成によって表されている。図３の印加電圧取込部９、部分放電判定部１１、裕度判定部１２、機械的振動除去部１５、および特徴量特定部１８は、メモリ３２に記憶されたプログラムを実行するプロセッサ３１によって実現される。図３の出力部２０は、ディスプレイ３３で構成される。図３の相関値記憶部１９および波形記録装置１０は、メモリ３２で構成される。
　（部分放電判定方法）
　図６は、本発明の実施の形態１に係る部分放電判定方法の手順を示すフローチャートである。また、図７および図８は、図６のフローチャートに従って取得できる波形例である。本実施形態に係る部分放電判定方法を順を追って以下に説明する。
　まず、ステップＳ１０１において、インパルス電圧発生装置１４は、規格を満たす低電圧のインパルス電圧波形を電力用外鉄型変圧器５０に対して印加する。図７（ａ）は、低電圧のインパルス電圧波形の例を表わす。低電圧のインパルス電圧波形の波高値をＶ１とする。
　ステップＳ１０２において、タンク３の壁面に設置した音響センサ６がインパルス電圧印加に伴う音響信号を取得する。図７（ｂ）は、音響センサ６が取得した音響信号の波形（音響センサ測定波形）の例を表わす。
　ステップＳ１０３において、取得された音響センサ６の測定信号がローパスフィルタ１３を通過させることによって、電磁ノイズの成分（インパルス電圧発生装置１４に起因するノイズ成分）を音響センサ６の測定信号から除去する。ローパスフィルタ１３から出力される低圧電圧印加時の音響信号波形ＬＷが、波形記録装置１０に記憶される。図７（ｃ）は、ローパスフィルタ１３から出力される低電圧印加時の音響信号波形ＬＷの例を表わす。音響信号波形ＬＷの振幅をＡ１とする。
　ステップＳ１０４において、インパルス電圧発生装置１４は、規格を満たす高電圧のインパルス電圧波形を電力用外鉄型変圧器５０に対して印加する。図８（ａ）は、高電圧のインパルス電圧波形の例を表わす。低電圧のインパルス電圧波形の波高値をＶ２とする。
　ステップＳ１０５において、印加電圧取込部９は、高電圧のインパルス電圧波形を取り込んで、波形記録装置１０に保存するとともに、取り込んだインパルス電圧波形から電圧印加開始時刻を特定して波形記録装置１０に保存する。
　ステップＳ１０５と並行して、ステップＳ１０６において、タンク３の壁面に設置した音響センサ６がインパルス電圧印加に伴う音響信号を取得する。図８（ｂ）は、音響センサ６が取得した音響信号の波形（音響センサ測定波形）の例を表わす。
　ステップＳ１０７において、取得された音響センサ６の測定信号がローパスフィルタ１３を通過させることによって、電磁ノイズの成分（インパルス電圧発生装置１４に起因するノイズ成分）を音響センサ６の測定信号から除去する。ローパスフィルタ１３から出力される高圧電圧印加時の音響信号波形ＨＷが、波形記録装置１０に記憶される。図８（ｃ）は、ローパスフィルタ１３から出力される高電圧印加時の音響信号波形ＨＷの例を表わす。音響信号波形ＨＷの振幅をＡ２とする。
　ステップＳ１０８において、機械的振動除去部１５は、ローパスフィルタ１３の処理信号に含まれる機械的振動に起因するノイズ成分を除去する。具体的には、機械的振動除去部１５は、波形記録装置１０に保存された低電圧印加時の音響信号波形ＬＷから機械的振動成分の振幅値Ａ１を特定する。機械的振動除去部は、式（１）にしたがって、比例係数Ｋを算出する。機械的振動除去部１５は、低電圧印加時の音響信号波形ＬＷをＫ倍することによって、高電圧印加時の機械的振動成分波形ＮＷを求める。機械的振動除去部１５は、波形記録装置１０に保存された高電圧印加時の音響信号波形ＨＷから高電圧印加時の機械的振動成分波形ＮＷを減算することによって、高電圧印加時における機械的振動成分が除去された音響信号波形を得る。図８（ｄ）は、高電圧印加時における機械的振動成分が除去された音響信号波形の例を表わす図である。
　ステップＳ１０９において、部分放電判定部１１は、電力用外鉄型変圧器５０の構造物の高電圧充電部と音響センサ６の設置位置間の最短距離を油中の音響信号伝播速度Ｖで除算した時間ｔ１を算出する。
　ステップＳ１１０において、部分放電判定部１１は、電力用外鉄型変圧器５０の構造物の高電圧充電部と音響センサ６の設置位置間の最長距離を油中の音響信号伝播速度Ｖで除算した時間ｔ２を算出する。
　ステップＳ１１１において、部分放電判定部１１は、インパルス電圧印加開始時刻を基準として、ステップＳ１０８で得られた音響信号波形の時間範囲内ｔ１～ｔ２（ｔ１以上、かつｔ２以下）に音響信号成分が現れるか否かを調べる。時間範囲内ｔ１～ｔ２に音響信号成分が現れる場合には、処理がステップＳ１１３に進む。時間範囲内ｔ１～ｔ２に音響信号成分が現れない場合には、処理がステップＳ１１２に進む。
　ステップＳ１１２において、部分放電判定部１１は、部分放電が発生していないと判定する。
　ステップＳ１１３において、部分放電判定部１１は、部分放電が発生していると判定する。
　ステップＳ１１４において、特徴量特定部１８は、実際の検査対象機器である電力用外鉄型変圧器５０を接続したときに部分放電判定部１１によって抽出された部分放電信号の特徴量を特定する。裕度判定部１２は、特徴量特定部１８によって特定された部分信号の特徴量からインパルス耐電圧試験前に得られた相関値記憶部１９に記憶されている相関値を用いることによって、電力用外鉄型変圧器５０の絶縁破壊までの裕度を判定する。
　以上のように、本実施の形態によれば、電力用変圧器のインパルス耐電圧試験時においても、インパルス電圧発生装置に由来する電源ノイズ、コイルの機械的振動成分、および他の外来ノイズの影響を回避し、音響センサを用いて部分放電信号を検出することが可能となる。さらに、本実施の形態によれば、絶縁破壊に至るまでの裕度を判定することができる。
　機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定するための、音響センサで得た部分放電信号と部分放電の特徴量の相関としては、例えば以下の手法を用いることができる。
　音響センサで測定した部分放電信号としては、信号の最大振幅、信号の継続時間、または部分放電信号の発生頻度が挙げられる。
　また、機器内部で発生する部分放電の特徴量としては、放電進展長、放電の進展時間すなわち継続時間、または部分放電の放電電荷量が挙げられる。
　これらの測定信号と、部分放電の特徴量の相関関係を予め取得しておくことで、機器の雷インパルス耐電圧試験時に測定した部分放電信号から、部分放電の特徴量を推定し、絶縁破壊に至るまでの裕度を判定することができる。
　なお、本実施の形態では、印加電圧取込部９、部分放電判定部１１、裕度判定部１２、機械的振動除去部１５、および特徴量特定部１８は、メモリ３２に記憶されたプログラムを実行するプロセッサ３１によって実現されるものとしたが、これに限定するものではない。たとえば、監視員が手作業で分析ツールなどを用いてこれらの機能を実行するものとしてもよい。
　［実施の形態２］
　電力機器のインパルス耐電圧試験において、インパルス電圧が印加される高電圧側コイル４を起点に進展を開始した放電が、接地コイル５すなわち接地部まで進展した場合に、高電圧側コイル４が橋絡（短絡）して機器の絶縁破壊（全路破壊）となる。実施の形態２では、インパルス耐電圧試験時において、放電が後どれだけ進展すれば接地コイル５に達する、すなわち絶縁破壊（全路破壊）に至るかを表わす指標である裕度を導入する。
　裕度Ｍは、高電圧側コイル４から接地コイル５までの距離をｄ１、高電圧側コイル４から接地コイル５に向けた進展を開始した放電の進展長をｄ２としたときに、以下の式で表わすことができる。
　　Ｍ＝１－ｄ２／ｄ１　・・・（３）
　以上のように、機器の絶縁破壊に至る裕度を判定する際には、実施の形態１で述べた部分放電信号の特徴量のうち、放電進展長を指標とする手法が、最も効果的である。
　インパルス耐電圧試験の前に、音響センサで取得した部分放電信号の特徴量と放電進展長との相関を取得するには以下のような手法がある。
　図９は、部分放電信号の特徴量と放電進展長との相関を取得するための手法を説明するための図である。
　一般に電力用外鉄型変圧器５０のタンクは金属製で光透過性は無く、また内部を確認するための窓・フランジが設けられないため、インパルス耐電圧試験時におけるタンク内部の放電発光や放電進展状況を観察することは不可能である。また、音響センサ６で取得した部分放電信号の特徴量と放電進展長との相関は必ずしも一意ではなく、電力用外鉄型変圧器５０の構造やサイズに依存する。
　そこで、本実施の形態では、代表的な変圧器構造を有する実規模変圧器モデルを用意し、図９に示すように、タンク３に観測窓７を設置する。インパルス耐電圧試験を実施すると同時に、タンク３の外面に音響センサ６を設置する。実規模変圧器モデルに図３に示すインパルス電圧発生装置１４および部分放電判定装置８を接続することによって、部分放電信号を抽出し、部分放電信号の特徴量を求める。また、タンク３の観測窓７から、図１０に示すような放電進展長を得る。
　放電進展長を光学的に観測する方法としては、たとえばカメラによる撮影が可能である。静止カメラ、ストリークカメラ、またはフレーミングカメラを用いることで、発光様相から放電様相や進展長を明確に取得することができる。
　音響センサ６による部分放電信号の検出と、放電進展の光学的観測を同時に実施することで、部分放電信号の特徴長と放電進展長の相関値を得る。この相関値が、相関値記憶部１９に記憶される。
　本願発明者らは、音響センサ６で取得した部分放電信号到達第一波の振幅と放電進展長には相関関係があることを実験的に見出した。
　図１１は、音響センサ６で取得した部分放電信号の到達第一波の振幅と放電進展長の関係を示す図である。図１１に示すように、到達第一波の振幅と放電進展長には明確な相関が認められる。
　実施の形態２では、部分放電信号の特徴量と放電進展距離の相関を表わす指標として、音響センサ６で取得した部分放電信号の到達第一波の振幅と放電進展長の相関値を利用する。本実施の形態では、特徴量特定部１８は、部分放電信号の特徴量として、部分放電判定部１１によって得られた部分放電信号の到達第一波の振幅を求める。
　絶縁破壊までの裕度判定部１２は、特徴量特定部１８によって特定された部分信号の特徴量からインパルス耐電圧試験前に得られた相関値記憶部１９に記憶されている相関値を用いることによって、電力用外鉄型変圧器５０の内部の放電進展長を求める。絶縁破壊までの裕度判定部１２は、さらに、放電進展長に基づいて、前述の式（３）に基づいて、電力用外鉄型変圧器５０の内部における絶縁破壊までの裕度Ｍを判定する。
　［実施の形態３］
　実施の形態３では、部分放電信号の特徴量と放電進展距離の相関を表わす指標として、音響センサで取得した部分放電信号の継続時間と放電進展長の相関を利用する。
　図１２は、音響センサ６で取得した部分放電信号の継続時間と放電進展長の関係を示す図である。
　油中放電の進展速度は、およそ秒速１０００メートル程度とされている。すなわち、放電進展長が伸びるにつれて、放電進展に要する時間も増加することになる。部分放電による音響信号も、放電が進展している間は常に発せられていることとなり、図１２に示すように、放電進展長と部分放電信号の継続時間には相関が認められる。
　実施の形態３の部分放電判定装置の構成および部分放電判定方法は、実施の形態１の部分放電判定装置の構成とおよび部分放電判定方法と略同一である。
　ただし、実施の形態３の特徴量特定部１８は、部分放電信号の特徴量として、部分放電判定部１１によって得られた部分放電信号の継続時間を求める。
　部分放電信号の開始時刻を、インパルス電圧印加開始時刻を基準とした音響信号波形の時間範囲内ｔ１～ｔ２において、波形のレベルが閾値以上となった時点と定義する。ただし、ｔ１、ｔ２は実施の形態１で説明した方法で得られる値と同じである。
　部分放電信号の終了時刻を、インパルス電圧印加開始時刻を基準とした音響信号波形の時間範囲内ｔ１～ｔ２において、波形のレベルが閾値未満となる状態が一定時間続いた時点であると定義する。
　部分放電信号の終了時刻から部分放電信号の開始時刻を減算することによって、部分放電信号の継続時間を求める。
　変圧器構造物における放電発生箇所は必ずしも一意に決まらず、放電発生箇所から音響センサまでの距離も試験ごとに変化する可能性がある。音響信号は、油中や構造物中を伝搬する際に減衰するので、試験ごとに減衰量も変化する可能性がある。
　本実施の形態では、部分放電信号の継続時間を指標として用いることで、部分放電信号が伝搬中に減衰し、信号振幅が減少した場合でも放電進展長を推定することができる。
　［実施の形態４］
　本実施形態における部分放電判定方法を順を追って説明する。本実施形態においては、電力用外鉄型変圧器５０のタンク３にＮ個の音響センサ（第１音響センサ～第Ｎ音響センサ）を設置する。ただしＮは４以上である。実施の形態１と対応または相当する部分は詳しい説明を省略する。
　電力用外鉄型変圧器５０のタンク３の外面に複数の音響センサを設置した場合には、電力用外鉄型変圧器５０に雷インパルス電圧を印加した際に、各センサに電力用外鉄型変圧器５０のコイルの機械的振動成分が検出される。一般的に、電力用外鉄型変圧器５０の構造物と各音響センサまでの距離や、電力用外鉄型変圧器５０の構造部への角度が異なるため、各センサにはそれぞれ異なった固有の機械的振動成分波形が計測される。この場合でも、各センサに現れる機械的振動成分は、印加電圧値を変化させても周期は全く同一であり振幅のみ変化する。また、機械的振動成分の振幅は電力用外鉄型変圧器５０のコイルに流れる充電電流の自乗に比例する、すなわち印加電圧の自乗に比例する、という特徴は変わらない。ただし、比例定数は音響センサごとに異なる。この特徴に着目すると、部分放電が確実に発生しない低電圧印加時における各音響センサの機械的振動成分をそれぞれ測定しておき、実際に規格で規定された波高値の高電圧インパルス波形を印加した際に各センサに現れる機械的振動成分波形から、実施の形態１記載の手法で機械的振動成分波形を除去すれば、各センサにおいて部分放電信号のみを抽出することができる。ただし、変圧器構造物の高電圧充電部とそれぞれの音響センサの設置位置で決まる所定の時間範囲内に現れた音響信号成分を部分放電と判定することは、実施形態１と同じである。
　さらに、各センサに現れる部分放電信号の到達時間差を波形記録装置から取得することで、絶縁油中の音響信号伝播速度をもとに部分放電発生位置を標定することが可能となる。３次元構造をもつタンク内部の部分放電位置を一意に標定するには、原理的に４つの音響センサが必要である。このステップにより、放電発生箇所から音響センサまでの距離を算出することができる。音響信号は油中を伝搬する際に減衰する。放電発生箇所から音響センサまでの距離が算出できれば、油中伝搬に伴う減衰量を補正することができ、部分放電信号の特徴量から放電進展長の算出を正確に行うことが可能となる。
　複数の音響センサのうち１つを代表音響センサとし、代表音響センサについて、部分放電信号の特徴量が予め取得されて相関値記憶部１９に記憶される。この場合、裕度の判定は代表音響センサにて行う。本実施の形態では、第１音響センサを代表音響センサとする。
　（部分放電判定方法）
　図１３は、本発明の実施の形態４に係る部分放電判定方法の手順を示すフローチャートである。本実施形態に係る部分放電判定方法を順を追って以下に説明する。
　まず、ステップＳ２０１において、変数ｉが１に設定される。
　ステップＳ２０２において、第ｉ音響センサについて、図９のステップＳ１０１～Ｓ１１３の処理が実行される。
　ステップＳ２０３において、変数ｉが４の場合には、処理がステップＳ２０５に進み、変数ｉがＮでない場合には、処理がステップＳ２０４に進む。
　ステップＳ２０４において、変数ｉの値がインクリメントされて、処理がステップＳ２０２に戻る。
　ステップＳ２０５において、すべての音響センサについての判定結果が部分放電が発生されているという判定結果の場合には、処理がステップＳ２０７に進む。少なくとも１つの音響センサについての判定結果が部分放電が発生してないという判定結果の場合には、処理がステップＳ２０６に進む。
　ステップＳ２０６において、部分放電判定部１１は、部分放電が発生していないと総合判定する。
　ステップＳ２０７において、部分放電判定部１１は、部分放電が発生していると総合判定する。
　ステップＳ２０８において、部分放電判定部１１は、第１音響センサ～第４音響センサで得られた部分放電信号の時間差から部分放電位置を推定する。具体的には、インパルス電圧開始時刻を基準とし、第１音響センサ～第４音響センサで得られた音響信号波形の時間範囲内ｔ１～ｔ２において、波形のレベルが閾値以上となった時点である部分放電開始時刻ｓ１、ｓ２、ｓ３、ｓ４を特定する。ただし、ｔ１、ｔ２は実施の形態１で説明した方法で得られる値である。部分放電判定部１１は、時刻ｓ１、ｓ２、ｓ３、ｓ４に基づいて部分放電の発生位置を特定する。
　ステップＳ２０９において、部分放電判定部１１は、第１番目の音響センサで得られた部分放電信号の減衰量を補正する。具体的には、部分放電判定部１１は、部分放電の発生位置と第１番目の音響センサとの間の距離が大きいほど、第１番目の音響センサで得られた部分放電信号に大きな補正量を加算する。
　ステップＳ２１０において、特徴量特定部１８は、第１番の音響センサで得られた部分放電信号の特徴量を特定する。裕度判定部１２は、特徴量特定部１８によって特定された部分信号の特徴量からインパルス耐電圧試験前に得られた相関値記憶部１９に記憶されている相関値を用いることによって、電力用外鉄型変圧器５０の絶縁破壊までの裕度を判定する。
　以上のように、本実施の形態によれば、部分放電発生箇所が音響センサ位置から離れた箇所であっても、絶縁破壊までの裕度を正確に推定することができる。
　なお、複数の音響センサ各々で予め部分放電信号の特徴量を取得しておき、裕度の判定を各々の音響センサによる測定信号に対して行うことで、絶縁破壊に至る裕度の判定の精度向上を図ってもよい。
　また、５つ以上の音響センサで同時計測を行うことで、部分放電位置の標定精度を高めることとしてもよい。
　また電力機器の製造方法は、電力機器を製造する工程と、上記の実施形態で説明した各ステップを実行することによって製造した電力機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定する工程と、裕度が所定値以上かどうかによって、製造した電力機器をテストする工程とを含むものとしてもよい。
　１　鉄心、２　コイル部、３　タンク、４　高電圧側コイル、５　接地コイル、６　音響センサ、７　観測窓、８　部分放電判定装置、９　印加電圧取込部、１０　波形記録装置、１１　部分放電判定部、１２　裕度判定部、１３　ローパスフィルタ、１４　インパルス電圧発生装置、１５　機械的振動除去部、１８　特徴量特定部、１９　相関値記憶部、２０　出力部、３１　プロセッサ、３２　メモリ、３３　ディスプレイ、４０　部分放電判定システム、５０　電力用外鉄型変圧器。

Claims (11)

  1. 　音響センサを利用した部分放電判定方法であって、
    　インパルス電圧を検査対象機器に印加するステップと、
    　前記検査対象機器を収納する容器の壁面に設置した音響センサによって、前記インパルス電圧印加に伴う音響信号を取得するステップと、
    　前記音響センサで検出する音響信号に重畳する電磁ノイズをローパスフィルタを介して除去するステップと、
    　予め取得しておいた、部分放電が発生しない低電圧の前記インパルス電圧印加時に前記音響信号に現れる前記検査対象機器の機械的振動成分に基づいて、高電圧の前記インパルス電圧印加時の音響信号から前記機械的振動成分を除去するステップと、
    　前記機械的振動成分が除去された前記高電圧の前記インパルス電圧印加時の音響信号に基づいて、前記検査対象機器における部分放電の発生の有無を判定するステップと、
    　前記部分放電が発生している場合に、予め取得しておいた部分放電信号の特徴量に基づいて、前記検査対象機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定するステップとを含む、電力機器の部分放電判定方法。
  2. 　前記機械的振動成分を除去するステップは、
    　前記低電圧の前記インパルス電圧印加時の前記音響信号に現れる前記検査対象機器の機械的振動成分に、前記高電圧の前記インパルス電圧の波高値を前記低電圧の前記インパルス電圧の波高値で除算して得られる値の二乗を掛け合わせることによって、前記高電圧の前記インパルス電圧印加時の前記音響信号に含まれる前記検査対象機器の機械的振動成分を算出するステップと、
    　前記高電圧の前記インパルス電圧印加時の前記音響信号から前記算出した機械的振動成分を除去するステップとを含む、請求項１記載の部分放電判定方法。
  3. 　前記インパルス電圧の印加開始時刻を取得するステップをさらに含み、
    　前記部分放電の発生の有無を判定するステップは、
    　前記検査対象機器の高電圧充電部と前記音響センサの設置位置の間の最短距離を前記検査対象機器内の音響信号伝播速度で除算した第１の時間を算出するステップと、
    　前記検査対象機器の高電圧充電部と前記音響センサの設置位置間の最長距離を前記検査対象機器内の音響信号伝播速度で除算した第２の時間を算出するステップと、
    　前記インパルス電圧の印加開始時刻を基準として、前記第１の時間と前記第２の時間の間に前記音響信号成分が現れる場合には、部分放電が発生していると判定し、前記インパルス電圧の印加開始時刻を基準として、前記第１の時間と前記第２の時間の間に前記音響信号成分が現れない場合には、部分放電が発生していないと判定するステップとを含む、請求項１または２記載の部分放電判定方法。
  4. 　前記絶縁破壊に至るまでの裕度を判定するステップは、
    　前記部分放電信号の特徴量と放電進展長との相関値を用いるステップを含む、請求項１～３のいずれか１項に記載の部分放電判定方法。
  5. 　前記絶縁破壊に至るまでの裕度を判定するステップは、
    　前記音響センサで検出した部分放電信号の到達第一波の振幅と放電進展長との相関値を用いるステップを含む、請求項４に記載の部分放電判定方法。
  6. 　前記放電進展長を推定するステップは、
    　前記部分放電信号の特徴量と放電進展長との相関値として、前記音響センサで検出した部分放電信号の継続時間と放電進展長との相関値を用いるステップを含む、請求項４に記載の部分放電判定方法。
  7. 　４つ以上の音響センサを用いて検出した部分放電信号の到達時間差に基づいて、部分放電発生箇所を標定するステップと、
    　前記標定された部分放電発生箇所から前記音響センサまでの距離に基づいて、前記部分放電信号の波高値の減衰量を補正するステップとをさらに備えた、請求項１～６のいずれか１項に記載の部分放電判定方法。
  8. 　検査対象機器を収納する容器の壁面に設置した音響センサによって取得された前記インパルス電圧印加に伴う音響信号を受けて、前記音響信号に重畳する電磁ノイズを除去するローパスフィルタと、
    　予め取得しておいた、部分放電が発生しない低電圧の前記インパルス電圧印加時に前記音響信号に現れる前記検査対象機器の機械的振動成分に基づいて、高電圧の前記インパルス電圧印加時の音響信号から前記機械的振動成分を除去する機械的振動除去部と、
    　前記機械的振動成分が除去された前記高電圧印加時の音響信号に基づいて、前記検査対象機器における部分放電の発生の有無を判定する部分放電判定部と、
    　前記部分放電が発生している場合に、予め取得しておいた部分放電信号の特徴量に基づいて、前記検査対象機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定する裕度判定部とを備えた、電力機器の部分放電判定装置。
  9. 　インパルス電圧を検査対象機器に印加するインパルス電圧発生装置と、
    　検査対象機器を収納する容器の壁面に設置した音響センサと、
    　前記音響センサによって取得された前記インパルス電圧印加に伴う音響信号を受けて、前記音響信号に重畳する電磁ノイズを除去するローパスフィルタと、
    　予め取得しておいた、部分放電が発生しない低電圧の前記インパルス電圧印加時に前記音響信号に現れる前記検査対象機器の機械的振動成分に基づいて、高電圧の前記インパルス電圧印加時の音響信号から前記機械的振動成分を除去する機械的振動除去部と、
    　前記機械的振動成分が除去された前記高電圧印加時の音響信号に基づいて、前記検査対象機器における部分放電の発生の有無を判定する部分放電判定部と、
    　前記部分放電が発生している場合に、予め取得しておいた部分放電信号の特徴量に基づいて、前記検査対象機器が絶縁破壊に至るまでの裕度を判定する裕度判定部とを備えた、電力機器の部分放電判定システム。
  10. 　請求項１～７のいずれか１項に記載の部分放電判定方法を含む、電力機器の製造方法。
  11. 　請求項１～７のいずれか１項の部分放電判定方法、請求項８の部分放電判定装置、または請求項９の部分放電判定システムによって判定された電力機器。
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