WO2017116091A1 - 유입 변압기 진단 방법 - Google Patents

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WO2017116091A1
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gas
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stray
determination condition
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김성직
서황동
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Hyosung Corp
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Hyosung Corp
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    • 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
    • G01R31/1281—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 liquids or gases

Definitions

  • the present invention relates to a method for diagnosing an inflow transformer, and more particularly, to estimate a state of an inflow transformer by analyzing gas in water generated in the inflow transformer. That is, the present invention relates to an inflow transformer diagnostic method capable of determining stray gassing based on oil in gas analysis.
  • Another object of the present invention is to provide a method for diagnosing an inlet transformer based on an analysis of oil in gas to determine a stray gassing phenomenon and to identify abnormal gas generation instead of a defect in an inlet transformer.
  • Inflow transformer diagnostic method is the oil-in-oil gas measuring step for measuring the oil-in-oil gas measuring step in the oil-in-oil transformer in the oil-in-oil measuring unit, the oil-in-gas analysis step, analyzing the content of oil-in-oil gas in the oil-in-oil measuring step, Steps to determine stray gassing conditions for determining whether stray gassing is included as a result of analyzing the gas content, and to diagnose internal defects of the transformer when stray gassing is not included.
  • the inflow transformer diagnostic method exceeds the oil in gas limit value for checking whether the concentration of the oil in gas exceeds the limit so as to diagnose the internal defect of the inflow transformer only when the concentration of the oil in gas measured in the oil gas measuring step exceeds the limit. It further includes a verification step.
  • the oil-in-oil gas analysis step includes hydrogen (H 2 ), methane (CH 4 ), ethane (C 2 H 6 ), and ethylene (C 2 H). 4 ), and the content of at least one of acetylene (C 2 H 2 ).
  • the first oil-in-oil determination step is based on the map of the contents of H 2 , CH 4 , C 2 H 4 , and C 2 H 2 partial discharge (PD), low energy discharge (D1), high energy discharge (D2) At least one of a first thermal defect (t ⁇ 300 ° C) (T1), a second thermal defect (300 ° C ⁇ t ⁇ 700 ° C) (T2), and a third thermal defect (t> 700 ° C) (T3) Determine.
  • the second gas-in-oil determination step may include partial discharge (PD), first thermal defect (T1), and second thermal defect based on a map of the contents of H 2 , CH 4 , C 2 H 6 , and C 2 H 4 . At least one of (T2), the third thermal defect (T3), and stray gassing (S) is determined.
  • PD partial discharge
  • T1 first thermal defect
  • T2 second thermal defect
  • S stray gassing
  • the first oil-in-oil gas discrimination step may include determining a low energy discharge (D1) when the condition of the low energy discharge (D1) is satisfied in the D1 determination condition checking step of confirming the discrimination condition of the low energy discharge (D1), and the step of determining the low energy discharge (D1).
  • D2 determination condition check step D2 determination condition check step, if the D1 determination step, D1 determination condition check step is not discriminated as low energy discharge (D1), high energy discharge (D2) check step D2 determination condition check step T3 determination to confirm the determination condition of the third thermal defect (T3) when not determined as the high energy discharge (D2) in the D2 determination step of determining the high energy discharge (D2) when the condition of When the condition of the third thermal defect (T3) is satisfied in the condition checking step and the T3 determination condition checking step, the T3 determination step of determining the third thermal defect (T3), and the third thermal defect (T3) in the T3 determination condition checking step.
  • the first thermal defect T1 is determined as the first thermal defect T1 when the determination condition of the first thermal defect T1 is satisfied. If it is not determined as the first thermal defect T1 in the T1 determination step, the T1 determination condition check step, the T2 determination condition check step for confirming the determination condition of the second thermal defect T2, and the second step in the T2 determination condition check step Determination condition of partial discharge PD if the second thermal defect T2 is determined as the second thermal defect T2 when the condition of the thermal defect T2 is satisfied and the second thermal defect T2 is not determined in the T2 determination condition confirmation step. PD determination condition checking step of confirming, and PD determination step of determining a partial discharge (PD) when the condition of the partial discharge (PD) is satisfied in the PD determination condition checking step.
  • the second oil-in-water gas determination step includes stray gassing determination condition checking step for checking the determination condition of stray gassing (S), stray gassing determination step for stray gassing determination condition checking step. If the condition of gassing (S) is satisfied, stray gassing is determined as stray gassing (S), and stray gassing (Stray gassing) is determined in the stray gassing determination condition check step.
  • PD discrimination condition checking step of confirming the discrimination condition of PD when it is not determined
  • PD determining step of determining PD as the partial discharge (PD) when the condition of PD is satisfied in the PD discrimination condition checking step
  • the T1 determination condition check step for checking the determination condition of the first thermal defect T1
  • the T1 determination condition check step The second thermal defect T2 when the first thermal defect T1 is not determined as the first thermal defect T1 when the first thermal defect T1 is satisfied, and the first thermal defect T1 is not determined during the T1 determination condition checking step.
  • a T2 determination condition confirming step of confirming the discrimination condition of the step
  • T2 determination step of determining as the second thermal defect T2 when the condition of the second thermal defect T2 is satisfied in the T2 determination condition confirming step.
  • the stray gaesing (stray gassing) OK determination condition step stray gaesing if greater than the reference value of the water-in-oil content (% C 2 H 6)
  • stray gaesing (stray gassing) determination condition check step is a C 2 H 6 in oil content (% C 2 H 6) H 2 is not greater than the reference value of the water-in-oil content of C 2 H 4 (% C 2 H 4) of the When the oil content (% H 2 ) is greater than or equal to the reference value, the area except the PD condition is determined by stray gassing (S).
  • PD to determine a verification step conditions, water-in-oil content in the water-in-oil content of H 2 (% H 2) CH 4 (% CH 4) for subtracting the value is present in the reference range, and water-in-oil content of C 2 H 6 (% C 2 H 6) If the value obtained by subtracting the water-in-oil content of C 2 H 4 (% C 2 H 4) present in the reference range is determined in the partial discharge (PD).
  • the first thermal fault (T1) if the verification step T1 determination condition is smaller than the reference value of the water-in-oil content (% C 2 H 6) in oil content (% C 2 H 4) of the C 2 H 4 of the C 2 H 6 Determine.
  • checking step T2 to determine the conditions are determined in the water-in-oil content (% C 2 H 6) in oil content (% C 2 H 4) a second thermal defect (T2) is less than that of the C 2 H 4 of the C 2 H 6 .
  • Inflow transformer diagnostic method has the advantage of estimating the state of the inlet transformer by analyzing the gas in the water generated in the inlet transformer.
  • the inflow transformer diagnosis method according to the present invention has an advantage of determining abnormal gas generation instead of a defect in the inflow transformer by determining a stray gassing phenomenon based on the analysis of gas in water.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a method for diagnosing an inlet transformer according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a flowchart illustrating a method of diagnosing an inflow transformer according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a graph illustrating an area for determining T3, D1, and D2 in the first gas-in-oil gas discrimination step of FIG.
  • FIG. 4 is a graph illustrating an area for determining PD, T1, T2, and stray gassing in the second gas-in-oil gas determination step of FIG. 2.
  • FIG. 5 is a flowchart illustrating in detail the step of determining the stray gassing determination condition of FIG. 2.
  • FIG. 6 is a flowchart illustrating in detail the first gas-in-oil determination step of FIG. 2.
  • FIG. 7 is a flowchart illustrating in detail a second gas-in-oil determination step of FIG. 2.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a method for diagnosing an inlet transformer according to an embodiment of the present invention.
  • the inflow transformer diagnosis method includes a gas-in-oil measuring unit 100 for measuring gas in oil in a transformer, a diagnostic DB 300 storing a transformer state DB indicating a state of an inflow transformer according to a gas distribution of oil in gas, and a content of oil in gas. It includes an internal defect diagnosis unit 200 for diagnosing the internal defect of the inlet transformer by determining the stray gas (stray gassing) according to the analysis result and the stray gas (stray gassing) containing conditions.
  • the oil in gas measuring unit 100 may measure the oil in gas contained in the insulating oil in the inlet transformer.
  • oil-in-water gas is extracted from hydrogen (H 2 ), methane (CH 4 ), acetylene (C 2 H 2 ), ethylene (C 2 H 4 ) and ethane (C 2 H 6 ), respectively.
  • CH 4 and C 2 H 6 are mainly generated at low temperature defects, and when a large amount of CH 4 and C 2 H 6 is generated, they are inferred as low temperature defects, and C 2 H 4 is mainly generated at high temperature defects. It is inferred as a high temperature defect when a large amount of C 2 H 4 occurs.
  • H 2 is mainly generated at low energy discharge, and inferred as low energy discharge when a large amount of H 2 is generated
  • C 2 H 2 is mainly generated at high energy discharge, and inferred to high energy discharge when a large amount of C 2 H 2 is generated.
  • the internal defect diagnosis unit 200 includes% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 ,% C 2 H 2 , and% C, which are the content ratios of the five oil gases measured by the oil in gas measuring unit 100, respectively. Calculate 2 H 6 , respectively.
  • the content ratio is used to determine the inclusion of stray gas (stray gassing)% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 , and% C 2 H 2 as a whole content ratio and stray gassing ( In case of detailed analysis including stray gassing, the content ratio of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 , and% C 2 H 6 may be used.
  • the stray gassing phenomenon caused by abnormally high C 2 H 6 , CH 4 , and H 2 gas is generated in 90 ⁇ 200 ° C. low temperature insulating oil (mineral oil), not gas generated by internal defects of the transformer. As can be seen in two steps.
  • stray gassing which includes partial discharge (PD), first thermal defect (t ⁇ 300 ° C) (T1), second thermal defect (300 ° C ⁇ t ⁇ 700 ° C) (T2), and stray It is possible to determine the stray gassing S more accurately.
  • the diagnostic DB 300 may store data that is reference information for determining the internal defect of the inlet transformer, the% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2 value or% H According to the values of 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 6 , defect areas can be classified according to types of internal defects, and thus can be used to determine the type of internal defects.
  • partial discharge PD
  • low energy discharge D1
  • high energy discharge D2
  • first thermal defect T1
  • second thermal defect T2
  • third thermal defect T3
  • the calculated values of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2 for each of the inlet transformers known as internal defects are to be the four axes of the square-shaped two-dimensional plan.
  • the two-dimensional plan view may allow areas to be divided according to types of internal defects.
  • internal defects such as partial discharge (PD), first thermal defect (T1), second thermal defect (T2), third thermal defect (T3), and stray gassing (S)
  • PD partial discharge
  • T1 first thermal defect
  • T2 second thermal defect
  • T3 third thermal defect
  • S stray gassing
  • the calculated values of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4, and% C 2 H 6 for each of the inlet transformers, known as, are the four axes of a square two-dimensional plan.
  • the two-dimensional plan view may allow areas to be divided according to types of internal defects.
  • FIG. 2 is a flowchart illustrating a method of diagnosing an inflow transformer according to an embodiment of the present invention
  • FIGS. 3 to 7 are graphs and flowcharts for describing FIG. 2 in detail.
  • inflow transformer diagnostic method the oil-in-oil gas measuring step (S100), the oil-in-oil gas measuring step (S100) for measuring the gas in the oil in the transformer in the oil-in-oil measuring unit ( Oil gas analysis step (S300) for analyzing the content of the gas in the water measured in step S100, stray gas (stray gassing) determination condition check step for determining whether or not stray gas (stray gassing) as a result of analyzing the content of the gas in the oil (S400), if the stray gas (stray gassing) is not included in the first oil gas determination step (S600) for diagnosing the internal fault of the inlet transformer, and stray gassing (stray gassing) if the stray gassing (stray gassing) is included And determining a second oil in gas (S500) for determining and diagnosing an internal defect of the inflow transformer.
  • Oil gas analysis step (S300) for analyzing the content of the gas in the water measured in step
  • the inflow transformer diagnostic method is to check whether the concentration of the oil in the gas exceeds the limit so as to diagnose the internal defect of the inflow transformer only when the concentration of the oil in the gas measurement step (S100) exceeds the limit.
  • the gas limit value exceeding confirmation step S200 may be further included.
  • the oil in gas analysis step (S300) is hydrogen (hydrogen: H 2 ), methane (CH 4 ), ethane (ethane; C 2 H 6 ), ethylene in the oil in gas measured in the oil in gas measurement step (S100)
  • the content of at least one of (ethylene; C 2 H 4 ), and acetylene (C 2 H 2 ) may be analyzed.
  • the oil in gas contained in the insulating oil in the inflow transformer may be measured through the oil in gas measuring unit 100.
  • oil-in-water gas is extracted from hydrogen (H 2 ), methane (CH 4 ), acetylene (C 2 H 2 ), ethylene (C 2 H 4 ) and ethane (C 2 H 6 ), respectively.
  • CH 4 and C 2 H 6 are mainly generated at low temperature defects, and when a large amount of CH 4 and C 2 H 6 is generated, they are inferred as low temperature defects, and C 2 H 4 is mainly generated at high temperature defects. It is inferred as a high temperature defect when a large amount of C 2 H 4 occurs.
  • the percentage of each of the five oil in the gas occupy each H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 ,% C 2 H 2 ,% C 2 H 6 can be calculated, respectively.
  • step S400 determination condition check step S400
  • % H 2 ,% CH 4 ,% % H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 , and% C when analyzed in detail using the content ratio of C 2 H 4 , and% C 2 H 2 as a whole and containing stray gassing
  • the content ratio of 2 H 6 as a whole can also be used.
  • the stray gassing phenomenon caused by abnormally high C 2 H 6 , CH 4 , and H 2 gas is generated in 90 ⁇ 200 ° C. low temperature insulating oil (mineral oil), not gas generated by internal defects of the transformer. As can be seen in two steps.
  • the first oil-in-oil gas discrimination step (S600) which is a step of determining whether stray gassing is included
  • the low energy discharge D1, the high energy discharge D2, and the third thermal defect T3 are determined.
  • the second oil-in-oil determination step (S500) which is a step of detailed analysis including stray gassing, a partial discharge PD, a first thermal defect T1, a second thermal defect T2, and a stray gassing are included.
  • (stray gassing) (S) can be determined more accurately.
  • FIG. 3 is a graph illustrating an area for determining T3, D1, and D2 in the first gas-in-oil gas determination step S600 of FIG. 2.
  • the first oil-in-oil gas discrimination step (S600) is based on a map of the contents of H 2 , CH 4 , C 2 H 4 , and C 2 H 2 , partial discharge (PD), low energy discharge (D1), and high energy discharge (D2). ),
  • the first thermal defect (t ⁇ 300 ° C) (T1), the second thermal defect (300 ° C ⁇ t ⁇ 700 ° C) (T2), and the third thermal defect (t> 700 ° C) (T3) One can be determined.
  • the graph used here is the reference information data for determining the internal defects of the inflow transformer.
  • the defect areas are classified according to the types of internal defects according to the values of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2. It can be used to determine the type of internal defect.
  • partial discharge PD
  • low energy discharge D1
  • high energy discharge D2
  • first thermal defect T1
  • second thermal defect T2
  • third thermal defect T3
  • the calculated values of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2 for each of the inlet transformers known as internal defects are to be the four axes of the square-shaped two-dimensional plan.
  • the two-dimensional plan view may allow areas to be divided according to types of internal defects.
  • the low energy discharge (D1) determination region 601 representing the low energy discharge (D1) region
  • the high energy discharge (D2) determination region 602 representing the high energy discharge (D2) region
  • the third thermal defect (T3) determination region 603 representing the region may be displayed as the region.
  • FIG. 4 is a graph illustrating an area for determining PD, T1, T2, and stray gassing in the second gas-in-oil gas determination step S500 of FIG. 2.
  • the second oil-in-water determination step (S500) is based on a map of the contents of H 2 , CH 4 , C 2 H 6 , and C 2 H 4 partial discharge (PD), the first thermal defect (T1), the second thermal At least one of the defect T2, the third thermal defect T3, and the stray gassing S may be determined.
  • the diagnostic DB 300 may store data that is reference information for determining the internal defect of the inlet transformer, it is determined by the value of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2 A two-dimensional floor plan and various data related to the two-dimensional floor plan can be stored.
  • defect areas may be classified according to types of internal defects according to% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2 .
  • the two-dimensional plan view may be used to determine the type of internal defect using the values of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 and% C 2 H 2 detected in the diagnostic inlet transformer for determining internal defects.
  • the two-dimensional plan view used here internal parts such as PD, first thermal defect T1, second thermal defect T2, third thermal defect T3, and stray gassing S are used.
  • the calculated values of% H 2 ,% CH 4 ,% C 2 H 4 , and% C 2 H 6 for each of the inlet transformers known to be defective are four axes each of which is a square two-dimensional plan view.
  • the two-dimensional plan view may allow areas to be divided according to types of internal defects.
  • first thermal defect T1 determination region 501 representing the first thermal defect T1 region
  • second thermal defect T2 determination region 502 representing the second thermal defect T2 region
  • partial discharge A partial discharge (PD) determination region 503 representing a (PD) region
  • a stray gassing (S) determination region 504 representing a stray gassing (S) region
  • FIG. 5 is a flowchart illustrating a stray gassing determination condition checking step S400 of FIG. 2.
  • FIG. 6 is a flowchart illustrating in detail the first oil-in-gas determination step S600 of FIG. 2.
  • the first oil-in-oil gas determination step (S600) is a low energy when the conditions of the low energy discharge (D1) are satisfied in the D1 determination condition checking step (S610) and the D1 determination condition checking step (S610) of checking the determination condition of the low energy discharge (D1).
  • D2 determination condition confirmation step of confirming the determination condition of the high energy discharge (D2) when it is not determined as the low energy discharge (D1) in the D1 determination step (S660) and the D1 determination condition check step (S610) to determine the discharge (D1) (S620), in the step D2 determination condition check step (S620), if the condition of the high energy discharge (D2) is satisfied, the D2 determination step (S650), the D2 determination condition check step (S620) to determine the high energy discharge (D2) If not determined by the energy discharge (D2) T3 determination condition check step (S630) to confirm the determination condition of the third thermal defect (T3), the condition of the third thermal defect (T3) in the T3 determination condition confirmation step (S630) If it satisfies the T3 determination step (S640) to determine the third thermal defect (T3) T1 determination condition checking step (S631), T1 determination condition checking step of checking the determination condition of the first thermal defect (T1) when it is not determined as the third thermal defect (T3) in the step T3 determination condition
  • the first thermal defect T1 is determined as the first thermal defect T1
  • the T1 determination condition check step S631 is performed to the first thermal defect T1. If not determined, the T2 determination condition check step (S632) of checking the determination condition of the second thermal defect (T2), the second thermal defect (T2) is satisfied if the conditions of the second thermal defect (T2) are satisfied in the step (T632).
  • the PD determination condition check for checking the determination condition of the partial discharge (PD)
  • the condition of the partial discharge PD is satisfied in the step S633 and the step of determining the PD determination condition, the partial discharge PD is satisfied.
  • a determination step of determining PD (S670) may include.
  • the partial discharge PD, the first thermal defect T1, and the second thermal defect T2 may also be determined in the second oil-in-water gas determination step S500.
  • FIG. 7 is a flow chart illustrating in detail the second gas-in-oil determination step S500 of FIG. 2.
  • the second oil-in-water gas determination step S500 includes a stray gassing determination condition check step S510 for checking a determination condition of the stray gassing S, a stray gassing determination condition check step S500.
  • Stray gassing determination step (S580) Stray gassing determination condition check to determine the stray gassing (S) if the condition of the stray gassing (Stray gassing) (S) is satisfied in S510 If it is not determined as stray gassing (S) in step (S510), PD discrimination condition check step (S520), PD discrimination condition check step (S520) to check the discrimination condition of partial discharge (PD) If the PD condition is satisfied, the PD is determined as a partial discharge (PD) (S570), if the PD determination condition check step (S520) is not determined as a partial discharge (PD) of the first thermal defect (T1) Check the T1 judgment condition to check the judgment condition (S530), T1 determination step (S5
  • T2 determination step S550 of determining a second thermal defect T2 may be included.
  • step (S510) is larger than the reference value of the water-in-oil content (% C 2 H 6) in oil content (% C 2 H 4) of the C 2 H 4 of the C 2 H 6 This can be determined by stray gassing (S).
  • stray not larger than the reference value of gaesing (stray gassing) determination condition check step (S510) is a water-in-oil content (% C 2 H 6) in oil content (% C 2 H 4) of the C 2 H 4 of the C 2 H 6 it is possible to determine the water-in-oil content (% H 2), except only the partial discharge (PD) conditions at greater than a reference value region of the H 2 to stray gaesing (stray gassing) (S).
  • PD determination condition check step (S520) is a value obtained by subtracting the water-in-oil content of CH 4 (% CH 4) in the water-in-oil content (% H 2) of H 2 present in the reference range, and water-in-oil content of C 2 H 6 (% If the C 2 H 6), the value obtained by subtracting the water-in-oil content of C 2 H 4 (% C 2 H 4) present in the reference range may be determined by the partial discharge (PD).
  • the first thermal defects is less than the reference value for T1 determination condition check step (S530) is a water-in-oil content of C 2 H 6 (% C 2 H 6)
  • T2 determination condition check step (S540) is smaller than the water-in-oil content (% C 2 H 6) water-in-oil content of the C 2 H 4 (% C 2 H 4) a C 2 H 6 second thermal defect (T2) Can be determined by
  • the inflow transformer diagnostic method according to the present invention has an advantage of estimating the state of the inflow transformer by analyzing the gas in the oil generated in the inflow transformer, and determining the stray gassing phenomenon based on the in-gas analysis. There is an advantage that you can check the abnormal gas generation, not the internal fault of the transformer.
  • the described functions may be implemented in hardware, software, firmware, or any combination thereof. If implemented in software, these functions may be stored on or transmitted over as one or more instructions or code on a computer-readable medium.
  • Computer-readable media includes both computer storage media and communication media including any medium that facilitates transfer of a computer program from one place to another.
  • the present invention relates to a method for diagnosing an inlet transformer, and is applicable to the field of transformers.

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Abstract

본 발명의 유입 변압기 진단 방법은 유중 가스 측정부에서 유입 변압기 내의 유중 가스를 측정하는 유중 가스 측정 단계, 유중 가스 측정 단계에서 측정한 유중 가스의 함량을 분석하는 유중 가스 분석 단계, 유중 가스의 함량을 분석한 결과로 스트레이 개싱 포함 여부를 판별하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계, 스트레이 개싱이 포함되지 않을 경우 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 1 유중 가스 판별 단계, 및 스트레이 개싱이 포함될 경우 스트레이 개싱을 판별하고 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 2 유중 가스 판별 단계를 포함한다.

Description

유입 변압기 진단 방법
본 발명은 유입 변압기 진단 방법에 관한 것으로, 상세하게는, 유입 변압기 내에서 발생하는 유중 가스를 분석하여 유입 변압기의 상태를 추정하는 것이다. 즉, 본 발명은 유중 가스 분석을 토대로 스트레이 개싱(stray gassing) 현상을 판별할 수 있는 유입 변압기 진단 방법에 관한 것이다.
최근 산업 발전과 함께 전기 사용량의 증가로 인해 전력 수요가 급증하고 있다. 그러나 전력 수요가 급증함에 따라 배전용 변압기 및 전력 배분의 마지막 단계에 위치한 배전 변압기에서 과부하 현상이 빈번하게 발생하고 있다. 또한, 이와 같은 과부하 현상의 발생으로 인해 변압기의 안전사고의 발생 또한, 증가하고 있다.
이러한 과부하 현상의 발생으로 인해 변압기 내부의 절연유에서 가연성가스 또는 열화 물이 발생하게 되고, 이로 인한 절연파괴 현상의 발생이 빈번해지며, 이에 따라 변압기의 폭발 및 안전사고 등의 위험이 초래되어 전력 손실이 증가하고 있다.
변압기는 내부에 절연파괴, 국부과열 현상 등의 이상 현상이 생기면 내부에 열이 발생하게 된다. 이때, 발열 원에 접촉한 절연유, 절연지, 프레스 보드 등의 절연재료가 발생한 열에 의해 분해되어 과산화물 및 수소(hydrogen; H2), 메탄(methane; CH4), 에탄(ethane; C2H6), 에틸렌(ethylene; C2H4), 아세틸렌(acetylen;C2H2) 등의 탄화수소계의 가연성 가스가 발생된다.
이와 같은 문제점으로 인해, 변압기의 이상 유무를 판단하기 위한 다양한 진단법이 이용되고 있다.
그 일례로, 대한민국 특허공보 제10-0206651호에서는 변압기의 측벽에 관통하여 연결되어 변압기의 절연유를 유입하는 접속 파이프, 접속파이프와 연결되어 유입된 절연유의 흐름을 조절하기 위한 게이트 밸브, 유입된 절연유 열화를 측정하는 절연유 열화 측정 센서함으로 구성되어 변압기 운전에 전혀 영향을 주지 않으면서 절연유 열화를 측정하는 방법을 제시하였다.
그러나 이 경우에서도 변압기 내부 결함에 의한 가스 발생이 아닌 90~200℃ 저온 절연유(광유)에서 비정상적으로 C2H6, CH4, 및 H2 가스가 높게 발생하여 나타나는 스트레이 개싱(stray gassing) 현상을 검출하지 못하는 문제가 있다.
본 발명의 목적은, 유입 변압기 내에서 발생하는 유중 가스를 분석하여 유입 변압기의 상태를 추정하는 유입 변압기 진단 방법을 제공하는 데에 있다.
본 발명은 유중 가스 분석을 토대로 스트레이 개싱(stray gassing) 현상을 판별하여 유입 변압기 내부 결함이 아닌 비정상적인 가스 발생을 확인하는 유입 변압기 진단 방법을 제공하는데 또 다른 목적이 있다.
본 발명에 따른 유입 변압기 진단 방법은 유중 가스 측정부에서 유입 변압기 내의 유중 가스를 측정하는 유중 가스 측정 단계, 유중 가스 측정 단계에서 측정한 유중 가스에서 유중 가스의 함량을 분석하는 유중 가스 분석 단계, 유중 가스의 함량을 분석한 결과로 스트레이 개싱(stray gassing) 포함 여부를 판별하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계, 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않을 경우 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 1 유중 가스 판별 단계, 및 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함될 경우 스트레이 개싱(stray gassing)을 판별하고 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 2 유중 가스 판별 단계를 포함한다.
여기서, 유입 변압기 진단 방법은 유중 가스 측정 단계에서 측정한 유중 가스의 농도가 제한값을 초과할 경우에만 유입 변압기의 내부 결함을 진단하도록 유중 가스의 농도가 제한값을 초과하는지 여부를 확인하는 유중 가스 제한값 초과 확인 단계를 더 포함한다.
또한, 유중 가스 분석 단계는 유중 가스 측정 단계에서 측정한 유중 가스에서 수소(hydrogen: H2), 메탄(methane; CH4), 에탄(ethane; C2H6), 에틸렌(ethylene; C2H4), 및 아세틸렌(acetylene; C2H2) 중 적어도 어느 하나의 함량을 분석한다.
여기서, 제 1 유중 가스 판별 단계는 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 제1열적 결함(t<300℃)(T1), 제2열적결함(300℃<t<700℃)(T2), 및 제3열적결함(t>700℃)(T3) 중 적어도 어느 하나를 판별한다.
또한, 제 2 유중 가스 판별 단계는 H2, CH4, C2H6, 및 C2H4의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 제3열적결함(T3), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S) 중 적어도 어느 하나를 판별한다.
여기서, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계는 C2H2=0이 아닐 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 C2H2 함량 확인 단계, C2H4의 함량이 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이 아닐 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 C2H4 함량 확인 단계, 개별 가스의 함량이 기준값을 초과하지 않을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 유중 가스 함량 기준값 초과 확인 단계, 및 총 발생 가스 농도가 기준값을 넘지 않을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 총 발생 가스 농도 기준값 초과 확인 단계를 포함하고, C2H2=0이고, C2H4의 함량이 상기 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이고, 개별 가스의 함량이 기준값을 초과하고, 총 발생 가스 농도가 기준값을 넘을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함된 것으로 판단하고, 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단될 경우 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 및 제2열적결함(T2)을 판단한다.
또한, 제 1 유중 가스 판별 단계는 저에너지방전(D1)의 판별 조건을 확인하는 D1 판별 조건 확인 단계, D1 판별 조건 확인 단계에서 저에너지방전(D1)의 조건을 만족할 경우 저에너지방전(D1)으로 판정하는 D1 판정 단계, D1 판별 조건 확인 단계에서 저에너지방전(D1)으로 판별되지 않을 경우 고에너지방전(D2)의 판별 조건을 확인하는 D2 판별 조건 확인 단계, D2 판별 조건 확인 단계에서 고에너지방전(D2)의 조건을 만족할 경우 고에너지방전(D2)으로 판정하는 D2 판정 단계, D2 판별 조건 확인 단계에서 고에너지방전(D2)으로 판별되지 않을 경우 제3열적결함(T3)의 판별 조건을 확인하는 T3 판별 조건 확인 단계, T3 판별 조건 확인 단계에서 제3열적결함(T3)의 조건을 만족할 경우 제3열적결함(T3)으로 판정하는 T3 판정 단계, T3 판별 조건 확인 단계에서 제3열적결함(T3)으로 판별되지 않을 경우 제1열적 결함(T1)의 판별 조건을 확인하는 T1 판별 조건 확인 단계, T1 판별 조건 확인 단계에서 제1열적 결함(T1)의 조건을 만족할 경우 제1열적 결함(T1)으로 판정하는 T1 판정 단계, T1 판별 조건 확인 단계에서 제1열적 결함(T1)으로 판별되지 않을 경우 제2열적결함(T2)의 판별 조건을 확인하는 T2 판별 조건 확인 단계, T2 판별 조건 확인 단계에서 제2열적결함(T2)의 조건을 만족할 경우 제2열적결함(T2)으로 판정하는 T2 판정 단계, T2 판별 조건 확인 단계에서 제2열적결함(T2)으로 판별되지 않을 경우 부분방전(PD)의 판별 조건을 확인하는 PD 판별 조건 확인 단계, 및 PD 판별 조건 확인 단계에서 부분방전(PD)의 조건을 만족할 경우 부분방전(PD)으로 판정하는 PD 판정 단계를 포함한다.
여기서, 제 2 유중 가스 판별 단계는 스트레이 개싱(stray gassing)(S)의 판별 조건을 확인하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계에서 스트레이 개싱(stray gassing)(S)의 조건을 만족할 경우 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판정하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판정 단계, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계에서 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별되지 않을 경우 부분방전(PD)의 판별 조건을 확인하는 PD 판별 조건 확인 단계, PD 판별 조건 확인 단계에서 부분방전(PD)의 조건을 만족할 경우 부분방전(PD)으로 판정하는 PD 판정 단계, PD 판별 조건 확인 단계에서 부분방전(PD)으로 판별되지 않을 경우 제1열적 결함(T1)의 판별 조건을 확인하는 T1 판별 조건 확인 단계, T1 판별 조건 확인 단계에서 제1열적 결함(T1)의 조건을 만족할 경우 제1열적 결함(T1)으로 판정하는 T1 판정 단계, T1 판별 조건 확인 단계에서 제1열적 결함(T1)으로 판별되지 않을 경우 제2열적결함(T2)의 판별 조건을 확인하는 T2 판별 조건 확인 단계, 및 T2 판별 조건 확인 단계에서 제2열적결함(T2)의 조건을 만족할 경우 제2열적결함(T2)으로 판정하는 T2 판정 단계를 포함한다.
또한, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 클 경우에 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별한다.
여기서, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 크지 않고 H2의 유중 함량(%H2)이 기준값 이상일 때 부분방전(PD) 조건만 제외한 영역을 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별한다.
또한, PD 판별 조건 확인 단계는 H2의 유중 함량(%H2)에서 CH4의 유중 함량(%CH4)을 뺀 값이 기준 범위에 존재하고 C2H6의 유중 함량(%C2H6)에서 C2H4의 유중 함량(%C2H4)을 뺀 값이 기준 범위에 존재할 경우 부분방전(PD)으로 판별한다.
여기서, T1 판별 조건 확인 단계는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 작을 경우 제1열적 결함(T1)으로 판별한다.
또한, T2 판별 조건 확인 단계는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4) 보다 작을 경우 제2열적결함(T2)으로 판별한다.
본 발명에 의한 유입 변압기 진단 방법은 유입 변압기 내에서 발생하는 유중 가스를 분석하여 유입 변압기의 상태를 추정하는 장점이 있다.
또는 본 발명에 의한 유입 변압기 진단 방법은 유중 가스 분석을 토대로 스트레이 개싱(stray gassing) 현상을 판별하여 유입 변압기 내부 결함이 아닌 비정상적인 가스 발생을 확인할 수 있는 장점이 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 유입 변압기 진단 방법을 나타낸 구성도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 유입 변압기 진단 방법을 나타낸 순서도이다.
도 3은 도 2의 제 1 유중 가스 판별 단계에서 T3, D1, D2를 판별하는 영역을 나타낸 그래프이다.
도 4는 도 2의 제 2 유중 가스 판별 단계에서 PD, T1, T2, 스트레이 개싱(stray gassing)을 판별하는 영역을 나타낸 그래프이다.
도 5는 도 2의 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계를 상세히 나타낸 순서도이다.
도 6은 도 2의 제 1 유중 가스 판별 단계를 상세히 나타낸 순서도이다.
도 7은 도 2의 제 2 유중 가스 판별 단계를 상세히 나타낸 순서도이다.
본 발명의 실시를 위한 구체적인 실시예를 첨부된 도면들을 참조하여 설명한다.
본 발명은 다양한 변경을 가할 수 있고 여러 가지 실시예를 가질 수 있는바, 특정 실시예들을 도면에 예시하고 상세한 설명에 상세하게 설명하고자 한다. 이는 본 발명을 특정한 실시 형태에 대해 한정하려는 의도는 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변경, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해될 수 있다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명에 따른 유입 변압기 진단 방법에 대해 상세히 설명한다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 유입 변압기 진단 방법을 나타낸 구성도이다.
유입 변압기 진단 방법은 유입 변압기 내의 유중 가스를 측정하는 유중 가스 측정부(100), 유중 가스의 가스 분포에 따라 유입 변압기의 상태를 나타내는 변압기 상태 DB가 저장된 진단 DB(300), 및 유중 가스의 함량을 분석한 결과와 스트레이 개싱(stray gassing) 포함 조건에 따라 스트레이 개싱(stray gassing)을 판별하여 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 내부 결함 진단부(200)를 포함한다.
여기서, 유중 가스 측정부(100)는 유입 변압기 내 절연유에 함유된 유중가스를 측정할 수 있다. 이러한 유중가스는 다수의 유중가스 중 수소(H2), 메탄(CH4), 아세틸렌(C2H2), 에틸렌(C2H4) 및 에탄(C2H6)을 추출하여 각각 그 양을 측정한다.
이들 5가지의 유중가스 중 CH4와 C2H6는 저온결함에서 주로 많이 발생하여 CH4와 C2H6가 다량 발생 시 저온결함으로 유추되고, C2H4는 고온결함에서 주로 많이 발생되어 C2H4가 다량 발생 시 고온결함으로 유추된다.
또한, H2는 저에너지방전에서 주로 많이 발생하여 H2가 다량 발생 시 저에너지방전으로 유추되며, C2H2는 고에너지방전에서 주로 많이 발생하여 C2H2가 다량 발생 시 고에너지방전으로 유추될 수 있다.
내부 결함 진단부(200)는 유중 가스 측정부(100)에서 측정한 5가지 유중가스가 각각 차지하는 함량 비율인 %H2, %CH4, %C2H4, %C2H2, %C2H6를 각각 계산한다.
이때, 함량 비율은 스트레이 개싱(stray gassing)의 포함 여부를 판단하기 위해서 %H2, %CH4, %C2H4, 및 %C2H2을 전체로 한 함량비율을 사용하고 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되어 상세히 분석할 경우 %H2, %CH4, %C2H4, 및 %C2H6을 전체로 한 함량비율을 사용할 수도 있다.
따라서, 변압기 내부 결함에 의한 가스 발생이 아닌 90~200℃ 저온 절연유(광유)에서 비정상적으로 C2H6, CH4, H2 가스가 높게 발생하여 나타나는 스트레이 개싱(stray gassing) 현상은 위에 언급한 바와 같이 두 단계를 거쳐 확인할 수 있다.
여기서, 스트레이 개싱(stray gassing)의 포함 여부를 판단하는 단계에서는 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 및 제3열적결함(t>700℃)(T3)을 판별하고, 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되어 상세히 분석하는 단계에서는 부분방전(PD), 제1열적 결함(t<300℃)(T1), 제2열적결함(300℃<t<700℃)(T2), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S)을 더욱 정확히 판별할 수도 있다.
한편, 진단 DB(300)는 유입 변압기의 내부결함을 판단하기 위한 기준정보가 되는 데이터를 저장할 수 있으며, %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값 또는 %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H6 값에 따라 내부결함의 종류별로 결함영역이 구분될 수 있어 내부결함의 종류를 판단하는데 사용될 수 있다.
여기서 사용되는 2차원 평면도에서는 부분방전(PD), 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 및 제3열적결함(T3)과 같은 내부결함으로 알려진 다수의 유입변압기마다 계산된 %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값을 각각 정사각형 형상의 2차원 평면도를 이루는 4개의 축이 되도록 한다. 또한, 그 2차원 평면도는 내부결함의 종류별로 영역이 구분되도록 할 수 있다.
또다른 2차원 평면도에서는 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 제3열적결함(T3), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S)과 같은 내부결함으로 알려진 다수의 유입변압기마다 계산된 %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H6 값을 각각 정사각형 형상의 2차원 평면도를 이루는 4개의 축이 되도록 한다. 또한, 그 2차원 평면도는 내부결함의 종류별로 영역이 구분되도록 할 수 있다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 유입 변압기 진단 방법을 나타낸 순서도이며, 도 3 내지 도 7은 도 2를 상세히 설명하기 위한 그래프 및 순서도이다.
이하, 도 2 내지 도 7을 참조하여 본 발명의 다른 실시예에 따른 유입 변압기 진단 방법을 설명한다.
먼저, 도 2를 참조하면, 본 발명의 다른 실시예에 따른 유입 변압기 진단 방법은 유중 가스 측정부(100)에서 유입 변압기 내의 유중 가스를 측정하는 유중 가스 측정 단계(S100), 유중 가스 측정 단계(S100)에서 측정한 유중 가스의 함량을 분석하는 유중 가스 분석 단계(S300), 유중 가스의 함량을 분석한 결과로 스트레이 개싱(stray gassing) 포함 여부를 판별하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S400), 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않을 경우 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 1 유중 가스 판별 단계(S600), 및 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함될 경우 스트레이 개싱(stray gassing)을 판별하고 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 2 유중 가스 판별 단계(S500)를 포함한다.
여기서, 유입 변압기 진단 방법은 유중 가스 측정 단계(S100)에서 측정한 유중 가스의 농도가 제한값을 초과할 경우에만 유입 변압기의 내부 결함을 진단하도록 유중 가스의 농도가 제한값을 초과하는지 여부를 확인하는 유중 가스 제한값 초과 확인 단계(S200)를 더 포함할 수 있다.
또한, 유중 가스 분석 단계(S300)는 유중 가스 측정 단계(S100)에서 측정한 유중 가스에서 수소(hydrogen: H2), 메탄(methane; CH4), 에탄(ethane; C2H6), 에틸렌(ethylene; C2H4), 및 아세틸렌(acetylene; C2H2) 중 적어도 어느 하나의 함량을 분석할 수 있다.
여기서, 유중 가스 측정 단계(S100)에서는 유중 가스 측정부(100)를 통하여 유입 변압기 내 절연유에 함유된 유중가스를 측정할 수 있다. 이러한 유중가스는 다수의 유중가스 중 수소(H2), 메탄(CH4), 아세틸렌(C2H2), 에틸렌(C2H4) 및 에탄(C2H6)을 추출하여 각각 그 양을 측정한다.
이들 5가지의 유중가스 중 CH4와 C2H6는 저온결함에서 주로 많이 발생하여 CH4와 C2H6가 다량 발생 시 저온결함으로 유추되고, C2H4는 고온결함에서 주로 많이 발생되어 C2H4가 다량 발생 시 고온결함으로 유추된다.
이때, 유중 가스 제한값 초과 확인 단계(S200)에서 판단한 결과 중 가스의 제한값을 초과할 경우 유중 가스 분석 단계(S300)에서 내부 결함 진단부(200)를 통해 5가지 유중가스가 각각 차지하는 함량 비율인 %H2, %CH4, %C2H4, %C2H2, %C2H6를 각각 계산할 수 있다.
또한, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S400)에서 스트레이 개싱(stray gassing)의 포함 여부를 판단하여 스트레이 개싱(stray gassing)의 포함 여부를 판단하기 위해서 %H2, %CH4, %C2H4, 및 %C2H2을 전체로 한 함량비율을 사용하고 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되어 상세히 분석할 경우 %H2, %CH4, %C2H4, 및 %C2H6을 전체로 한 함량비율을 사용할 수도 있다.
따라서, 변압기 내부 결함에 의한 가스 발생이 아닌 90~200℃ 저온 절연유(광유)에서 비정상적으로 C2H6, CH4, H2 가스가 높게 발생하여 나타나는 스트레이 개싱(stray gassing) 현상은 위에 언급한 바와 같이 두 단계를 거쳐 확인할 수 있다.
여기서, 스트레이 개싱(stray gassing)의 포함 여부를 판단하는 단계인 제 1 유중 가스 판별 단계(S600)에서는 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 및 제3열적결함(T3)을 판별하고, 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되어 상세히 분석하는 단계인 제 2 유중 가스 판별 단계(S500)에서는 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S)을 더욱 정확히 판별할 수도 있다.
도 3은 도 2의 제 1 유중 가스 판별 단계(S600)에서 T3, D1, D2를 판별하는 영역을 나타낸 그래프이다.
제 1 유중 가스 판별 단계(S600)는 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 제1열적 결함(t<300℃)(T1), 제2열적결함(300℃<t<700℃)(T2), 및 제3열적결함(t>700℃)(T3) 중 적어도 어느 하나를 판별할 수 있다.
여기서 사용하는 그래프는 유입 변압기의 내부결함을 판단하기 위한 기준정보 데이터로서 %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값에 따라 내부결함의 종류별로 결함영역이 구분될 수 있어 내부결함의 종류를 판단하는데 사용될 수 있다.
여기서 사용되는 2차원 평면도에서는 부분방전(PD), 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 및 제3열적결함(T3)과 같은 내부결함으로 알려진 다수의 유입변압기마다 계산된 %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값을 각각 정사각형 형상의 2차원 평면도를 이루는 4개의 축이 되도록 한다. 또한, 그 2차원 평면도는 내부결함의 종류별로 영역이 구분되도록 할 수 있다.
즉, 저에너지방전(D1) 영역을 나타내는 저에너지 방전(D1) 판별 영역(601), 고에너지방전(D2) 영역을 나타내는 고에너지 방전(D2) 판별 영역(602), 및 제3열적결함(T3) 영역을 나타내는 제 3 열적결함(T3) 판별 영역(603)이 영역으로 표시될 수 있다.
도 4는 도 2의 제 2 유중 가스 판별 단계(S500)에서 PD, T1, T2, 스트레이 개싱(stray gassing)을 판별하는 영역을 나타낸 그래프이다.
제 2 유중 가스 판별 단계(S500)는 H2, CH4, C2H6, 및 C2H4의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 제3열적결함(T3), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S) 중 적어도 어느 하나를 판별할 수 있다.
한편, 진단 DB(300)는 유입 변압기의 내부결함을 판단하기 위한 기준정보가 되는 데이터를 저장할 수 있으며, %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값으로 결정되는 2차원 평면도 및 그 2차원 평면도에 관련된 각종 데이터를 저장할 수 있다.
예컨대, %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값에 따라 내부결함의 종류별로 결함영역이 구분될 수 있다. 2차원 평면도는 내부결함을 판단하고자 하는 진단용 유입변압기에서 검출된 %H2, %CH4, %C2H4 및 %C2H2 값을 이용하여 내부결함의 종류를 판단하는데 사용될 수 있다.
여기서 사용되는 2차원 평면도에서는 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 제3열적결함(T3), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S)과 같은 내부결함으로 알려진 다수의 유입변압기마다 계산된 %H2, %CH4, %C2H4, 및 %C2H6 값을 각각 정사각형 형상의 2차원 평면도를 이루는 4개의 축이 되도록 한다. 또한, 그 2차원 평면도는 내부결함의 종류별로 영역이 구분되도록 할 수 있다.
즉, 제1열적 결함(T1) 영역을 나타내는 제 1 열적결함(T1) 판별 영역(501), 제2열적결함(T2) 영역을 나타내는 제 2 열적결함(T2) 판별 영역(502), 부분방전(PD) 영역을 나타내는 부분방전(PD) 판별 영역(503), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S) 영역을 나타내는 스트레이 개싱(stray gassing)(S) 판별 영역(504)이 영역으로 표시될 수 있다.
도 5는 도 2의 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S400)를 상세히 나타낸 순서도이다.
스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S400)는 C2H2=0이 아닐 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 C2H2 함량 확인 단계(S410), C2H4의 함량이 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이 아닐 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 C2H4 함량 확인 단계(S420), 개별 가스의 함량이 기준값을 초과하지 않을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 유중 가스 함량 기준값 초과 확인 단계(S430), 및 총 발생 가스 농도가 기준값을 넘지 않을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 총 발생 가스 농도 기준값 초과 확인 단계(S440)를 포함하고, C2H2=0이고, C2H4의 함량이 상기 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이고, 개별 가스의 함량이 기준값을 초과하고, 총 발생 가스 농도가 기준값을 넘을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함된 것으로 판단하고, 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단될 경우 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 및 제2열적결함(T2)을 판단하는 것을 포함할 수 있다.
따라서, C2H2=0이고, C2H4의 함량이 상기 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이고, 개별 가스의 함량이 기준값을 초과하고, 총 발생 가스 농도가 기준값을 넘을 경우에만 을 스트레이 개싱(stray gassing)(S) 조건으로 판별하고 그렇지 않을 경우 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 및 제2열적결함(T2)을 판단할 수도 있다.
도 6은 도 2의 제 1 유중 가스 판별 단계(S600)를 상세히 나타낸 순서도이다.
제 1 유중 가스 판별 단계(S600)는 저에너지방전(D1)의 판별 조건을 확인하는 D1 판별 조건 확인 단계(S610), D1 판별 조건 확인 단계(S610)에서 저에너지방전(D1)의 조건을 만족할 경우 저에너지방전(D1)으로 판정하는 D1 판정 단계(S660), D1 판별 조건 확인 단계(S610)에서 저에너지방전(D1)으로 판별되지 않을 경우 고에너지방전(D2)의 판별 조건을 확인하는 D2 판별 조건 확인 단계(S620), D2 판별 조건 확인 단계(S620)에서 고에너지방전(D2)의 조건을 만족할 경우 고에너지방전(D2)으로 판정하는 D2 판정 단계(S650), D2 판별 조건 확인 단계(S620)에서 고에너지방전(D2)으로 판별되지 않을 경우 제3열적결함(T3)의 판별 조건을 확인하는 T3 판별 조건 확인 단계(S630), T3 판별 조건 확인 단계(S630)에서 제3열적결함(T3)의 조건을 만족할 경우 제3열적결함(T3)으로 판정하는 T3 판정 단계(S640), T3 판별 조건 확인 단계(S640)에서 제3열적결함(T3)으로 판별되지 않을 경우 제1열적 결함(T1)의 판별 조건을 확인하는 T1 판별 조건 확인 단계(S631), T1 판별 조건 확인 단계(S631)에서 제1열적 결함(T1)의 조건을 만족할 경우 제1열적 결함(T1)으로 판정하는 T1 판정 단계(S690), T1 판별 조건 확인 단계(S631)에서 제1열적 결함(T1)으로 판별되지 않을 경우 제2열적결함(T2)의 판별 조건을 확인하는 T2 판별 조건 확인 단계(S632), T2 판별 조건 확인 단계(S632)에서 제2열적결함(T2)의 조건을 만족할 경우 제2열적결함(T2)으로 판정하는 T2 판정 단계(S680), T2 판별 조건 확인 단계(S632)에서 제2열적결함(T2)으로 판별되지 않을 경우 부분방전(PD)의 판별 조건을 확인하는 PD 판별 조건 확인 단계(S633), 및 PD 판별 조건 확인 단계(S633)에서 부분방전(PD)의 조건을 만족할 경우 부분방전(PD)으로 판정하는 PD 판정 단계(S670) 포함할 수 있다.
특히, 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 및 제2열적결함(T2)는 제 2 유중 가스 판별 단계(S500)에서도 판별할 수도 있다.
도 7은 도 2의 제 2 유중 가스 판별 단계(S500)를 상세히 나타낸 순서도이다.
제 2 유중 가스 판별 단계(S500)는 스트레이 개싱(stray gassing)(S)의 판별 조건을 확인하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S510), 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S510)에서 스트레이 개싱(stray gassing)(S)의 조건을 만족할 경우 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판정하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판정 단계(S580), 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S510)에서 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별되지 않을 경우 부분방전(PD)의 판별 조건을 확인하는 PD 판별 조건 확인 단계(S520), PD 판별 조건 확인 단계(S520)에서 부분방전(PD)의 조건을 만족할 경우 부분방전(PD)으로 판정하는 PD 판정 단계(S570), PD 판별 조건 확인 단계(S520)에서 부분방전(PD)으로 판별되지 않을 경우 제1열적 결함(T1)의 판별 조건을 확인하는 T1 판별 조건 확인 단계(S530), T1 판별 조건 확인 단계(S530)에서 제1열적 결함(T1)의 조건을 만족할 경우 제1열적 결함(T1)으로 판정하는 T1 판정 단계(S560), T1 판별 조건 확인 단계(S530)에서 제1열적 결함(T1)으로 판별되지 않을 경우 제2열적결함(T2)의 판별 조건을 확인하는 T2 판별 조건 확인 단계(S540), 및 T2 판별 조건 확인 단계(S540)에서 제2열적결함(T2)의 조건을 만족할 경우 제2열적결함(T2)으로 판정하는 T2 판정 단계(S550)를 포함할 수 있다.
또한, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S510)는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 클 경우에 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별할 수 있다.
여기서, 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S510)는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 크지 않고 H2의 유중 함량(%H2)이 기준값 이상일 때 부분방전(PD) 조건만 제외한 영역을 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별할 수 있다.
또한, PD 판별 조건 확인 단계(S520)는 H2의 유중 함량(%H2)에서 CH4의 유중 함량(%CH4)을 뺀 값이 기준 범위에 존재하고 C2H6의 유중 함량(%C2H6)에서 C2H4의 유중 함량(%C2H4)을 뺀 값이 기준 범위에 존재할 경우 부분방전(PD)으로 판별할 수 있다.
여기서, T1 판별 조건 확인 단계(S530)는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 작을 경우 제1열적 결함(T1)으로 판별할 수 있다.
또한, T2 판별 조건 확인 단계(S540)는 C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4) 보다 작을 경우 제2열적결함(T2)으로 판별할 수 있다.
이와 같은 과정을 통해, 본 발명에서는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계(S400)와 제 2 유중 가스 판별 단계(S500) 단계를 거쳐 확인함으로써 변압기 내부 결함에 의한 가스 발생이 아닌 90~200℃ 저온 절연유(광유)에서 비정상적으로 C2H6, CH4, H2 가스가 높게 발생하여 나타나는 스트레이 개싱(stray gassing) 현상을 효과적으로 검출할 수 있다.
이상과 같이 본 발명에 따른 유입 변압기 진단 방법은 유입 변압기 내에서 발생하는 유중 가스를 분석하여 유입 변압기의 상태를 추정하는 장점이 있으며, 유중 가스 분석을 토대로 스트레이 개싱(stray gassing) 현상을 판별하여 유입 변압기 내부 결함이 아닌 비정상적인 가스 발생을 확인할 수 있는 장점이 있다.
하나 이상의 예시적인 실시예에서, 설명한 기능들은 하드웨어, 소프트웨어, 펌웨어, 또는 이들의 임의의 조합으로 구현될 수 있다. 소프트웨어로 구현된다면, 이 기능들은 컴퓨터 판독 가능 매체상에 하나 이상의 명령 또는 코드로서 저장 또는 전송될 수 있다. 컴퓨터 판독 가능 매체는 한 장소에서 다른 장소로 컴퓨터 프로그램의 전달을 용이하게 하는 임의의 매체를 포함하는 통신 매체 및 컴퓨터 저장 매체를 모두 포함한다.
상술한 것은 하나 이상의 실시예의 실례를 포함한다. 물론, 상술한 실시예들을 설명할 목적으로 컴포넌트들 또는 방법들의 가능한 모든 조합을 기술할 수 있는 것이 아니라, 당업자들은 다양한 실시예의 많은 추가 조합 및 치환할 수 있음을 인식할 수 있다. 따라서 설명한 실시예들은 첨부된 청구범위의 진의 및 범위 내에 있는 모든 대안, 변형 및 개조를 포함하는 것이다.
본 발명은 유입 변압기 진단 방법에 관한 것으로서, 변압기 분야에 이용가능하다.

Claims (13)

  1. 유중 가스 측정부에서 유입 변압기 내의 유중 가스를 측정하는 유중 가스 측정 단계;
    상기 유중 가스 측정 단계에서 측정한 상기 유중 가스의 함량을 분석하는 유중 가스 분석 단계;
    상기 유중 가스의 함량을 분석한 결과로 스트레이 개싱(stray gassing) 포함 여부를 판별하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계;
    상기 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않을 경우 상기 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 1 유중 가스 판별 단계; 및
    상기 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함될 경우 상기 스트레이 개싱(stray gassing)을 판별하고 상기 유입 변압기의 내부 결함을 진단하는 제 2 유중 가스 판별 단계;를 포함하는 유입 변압기 진단 방법.
  2. 제 1항에 있어서,
    상기 유입 변압기 진단 방법은, 상기 유중 가스 측정 단계에서 측정한 상기 유중 가스의 농도가 제한값을 초과할 경우에만 상기 유입 변압기의 내부 결함을 진단하도록 상기 유중 가스의 농도가 제한값을 초과하는지 여부를 확인하는 유중 가스 제한값 초과 확인 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  3. 제 1항에 있어서,
    상기 유중 가스 분석 단계는, 상기 유중 가스 측정 단계에서 측정한 상기 유중 가스에서 수소(hydrogen: H2), 메탄(methane; CH4), 에탄(ethane; C2H6), 에틸렌(ethylene; C2H4), 및 아세틸렌(acetylene; C2H2) 중 적어도 어느 하나의 함량을 분석하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  4. 제 1항에 있어서,
    상기 제 1 유중 가스 판별 단계는, 상기 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 저에너지방전(D1), 고에너지방전(D2), 제1열적 결함(t<300℃)(T1), 제2열적결함(300℃<t<700℃)(T2), 및 제3열적결함(t>700℃)(T3) 중 적어도 어느 하나를 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  5. 제 1항에 있어서,
    상기 제 2 유중 가스 판별 단계는, 상기 H2, CH4, C2H6, 및 C2H4의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 제2열적결함(T2), 제3열적결함(T3), 및 스트레이 개싱(stray gassing)(S) 중 적어도 어느 하나를 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  6. 제 1항에 있어서,
    상기 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계는,
    C2H2=0이 아닐 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 C2H2 함량 확인 단계;
    C2H4의 함량이 상기 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이 아닐 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 C2H4 함량 확인 단계;
    개별 가스의 함량이 기준값을 초과하지 않을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 유중 가스 함량 기준값 초과 확인 단계; 및
    총 발생 가스 농도가 기준값을 넘지 않을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단하는 총 발생 가스 농도 기준값 초과 확인 단계;를 포함하고,
    C2H2=0이고, C2H4의 함량이 상기 전체 유중 가스의 일정 비율 미만이고, 개별 가스의 함량이 기준값을 초과하고, 총 발생 가스 농도가 기준값을 넘을 경우 스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되는 것으로 판단하고,
    스트레이 개싱(stray gassing)이 포함되지 않은 것으로 판단될 경우 상기 H2, CH4, C2H4, 및 C2H2의 함량에 대한 맵을 토대로 부분방전(PD), 제1열적 결함(T1), 및 제2열적결함(T2)을 판단하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  7. 제 6항에 있어서,
    상기 제 1 유중 가스 판별 단계는,
    저에너지방전(D1)의 판별 조건을 확인하는 D1 판별 조건 확인 단계;
    상기 D1 판별 조건 확인 단계에서 상기 저에너지방전(D1)의 조건을 만족할 경우 상기 저에너지방전(D1)으로 판정하는 D1 판정 단계;
    상기 D1 판별 조건 확인 단계에서 상기 저에너지방전(D1)으로 판별되지 않을 경우 고에너지방전(D2)의 판별 조건을 확인하는 D2 판별 조건 확인 단계;
    상기 D2 판별 조건 확인 단계에서 상기 고에너지방전(D2)의 조건을 만족할 경우 상기 고에너지방전(D2)으로 판정하는 D2 판정 단계;
    상기 D2 판별 조건 확인 단계에서 상기 고에너지방전(D2)으로 판별되지 않을 경우 제3열적결함(T3)의 판별 조건을 확인하는 T3 판별 조건 확인 단계; 및
    상기 T3 판별 조건 확인 단계에서 상기 제3열적결함(T3)의 조건을 만족할 경우 상기 제3열적결함(T3)으로 판정하는 T3 판정 단계;
    상기 T3 판별 조건 확인 단계에서 상기 제3열적결함(T3)으로 판별되지 않을 경우 제1열적 결함(T1)의 판별 조건을 확인하는 T1 판별 조건 확인 단계;
    상기 T1 판별 조건 확인 단계에서 상기 제1열적 결함(T1)의 조건을 만족할 경우 상기 제1열적 결함(T1)으로 판정하는 T1 판정 단계;
    상기 T1 판별 조건 확인 단계에서 상기 제1열적 결함(T1)으로 판별되지 않을 경우 제2열적결함(T2)의 판별 조건을 확인하는 T2 판별 조건 확인 단계;
    상기 T2 판별 조건 확인 단계에서 상기 제2열적결함(T2)의 조건을 만족할 경우 상기 제2열적결함(T2)으로 판정하는 T2 판정 단계;
    상기 T2 판별 조건 확인 단계에서 상기 제2열적결함(T2)으로 판별되지 않을 경우 부분방전(PD)의 판별 조건을 확인하는 PD 판별 조건 확인 단계; 및
    상기 PD 판별 조건 확인 단계에서 상기 부분방전(PD)의 조건을 만족할 경우 상기 부분방전(PD)으로 판정하는 PD 판정 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  8. 제 7항에 있어서,
    상기 제 2 유중 가스 판별 단계는,
    상기 스트레이 개싱(stray gassing)(S)의 판별 조건을 확인하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계;
    상기 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계에서 상기 스트레이 개싱(stray gassing)(S)의 조건을 만족할 경우 상기 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판정하는 스트레이 개싱(stray gassing) 판정 단계;
    상기 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계에서 상기 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별되지 않을 경우 상기 부분방전(PD)의 판별 조건을 확인하는 PD 판별 조건 확인 단계;
    상기 PD 판별 조건 확인 단계에서 상기 부분방전(PD)의 조건을 만족할 경우 상기 부분방전(PD)으로 판정하는 PD 판정 단계;
    상기 PD 판별 조건 확인 단계에서 상기 부분방전(PD)으로 판별되지 않을 경우 상기 제1열적 결함(T1)의 판별 조건을 확인하는 T1 판별 조건 확인 단계;
    상기 T1 판별 조건 확인 단계에서 상기 제1열적 결함(T1)의 조건을 만족할 경우 상기 제1열적 결함(T1)으로 판정하는 T1 판정 단계;
    상기 T1 판별 조건 확인 단계에서 상기 제1열적 결함(T1)으로 판별되지 않을 경우 상기 제2열적결함(T2)의 판별 조건을 확인하는 T2 판별 조건 확인 단계; 및
    상기 T2 판별 조건 확인 단계에서 상기 제2열적결함(T2)의 조건을 만족할 경우 상기 제2열적결함(T2)으로 판정하는 T2 판정 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  9. 제 8항에 있어서,
    상기 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계는, C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 클 경우에 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  10. 제 8항에 있어서,
    상기 스트레이 개싱(stray gassing) 판별 조건 확인 단계는, C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 크지 않고 H2의 유중 함량(%H2)이 기준값 이상일 때 부분방전(PD) 조건만 제외한 영역을 스트레이 개싱(stray gassing)(S)으로 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  11. 제 8항에 있어서,
    상기 PD 판별 조건 확인 단계는, H2의 유중 함량(%H2)에서 CH4의 유중 함량(%CH4)을 뺀 값이 기준 범위에 존재하고 C2H6의 유중 함량(%C2H6)에서 C2H4의 유중 함량(%C2H4)을 뺀 값이 기준 범위에 존재할 경우 부분방전(PD)으로 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  12. 제 8항에 있어서,
    상기 T1 판별 조건 확인 단계는, C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4)의 기준값보다 작을 경우 상기 제1열적 결함(T1)으로 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
  13. 제 8항에 있어서,
    상기 T2 판별 조건 확인 단계는, C2H6의 유중 함량(%C2H6)이 C2H4의 유중 함량(%C2H4) 보다 작을 경우 상기 제2열적결함(T2)으로 판별하는 것을 특징으로 하는 유입 변압기 진단 방법.
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