WO2023228395A1 - ガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置 - Google Patents

ガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置 Download PDF

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WO2023228395A1
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voltage
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insulated switchgear
insulated
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淳一 安部
幸太郎 松山
泰智 大竹
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三菱電機株式会社
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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
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    • G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02B—BOARDS, SUBSTATIONS OR SWITCHING ARRANGEMENTS FOR THE SUPPLY OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02B13/00—Arrangement of switchgear in which switches are enclosed in, or structurally associated with, a casing, e.g. cubicle
    • H02B13/02—Arrangement of switchgear in which switches are enclosed in, or structurally associated with, a casing, e.g. cubicle with metal casing
    • H02B13/035—Gas-insulated switchgear
    • H02B13/065—Means for detecting or reacting to mechanical or electrical defects

Definitions

  • the present application relates to a partial discharge monitoring device for gas insulated switchgear.
  • Cubicle-type gas-insulated switchgear is used as power receiving and distribution equipment installed in substations, factories, buildings, etc.
  • devices such as a circuit breaker and a disconnector are housed in a metal sealed container, and the inside of the sealed container is filled with an insulating gas.
  • partial discharge due to local dielectric breakdown may occur. may occur. This partial discharge is a sign of failure, and by monitoring this partial discharge, failure of the gas insulated switchgear can be prevented.
  • a ground layer is provided on the outer surface of the insulating material of the main circuit equipment molded with an insulating material, and the current flowing between this ground layer and the ground potential is Partial discharge is detected by measuring the At this time, the partial discharge monitoring device determines the position where the partial discharge occurs based on the direction in which the current flows (for example, see Patent Document 1).
  • the present application was made to solve the above-mentioned problems, and its purpose is to provide a partial discharge monitoring device for a gas-insulated switchgear that can determine the cause of partial discharge occurrence.
  • the partial discharge monitoring device for gas insulated switchgear of the present application is a partial discharge monitoring device for gas insulated switchgear that is connected to external equipment via an insulated adapter and an insulated bus bar, and is a partial discharge monitoring device for a gas insulated switchgear that is connected to external equipment via an insulated adapter and an insulated bus bar.
  • a voltage detector is connected between the outer skin ground layer and detects voltage pulses caused by partial discharges and the phase of the system voltage of gas-insulated switchgear, and partial discharges are detected based on the voltage pulses detected by the voltage detectors. and a partial discharge analyzer for analysis.
  • the partial discharge analyzer includes a partial discharge occurrence position determining unit that determines the partial discharge occurrence position based on the polarity of the voltage pulse, a phase of the system voltage at the timing when the voltage pulse is generated, ⁇ , the intensity of the voltage pulse is q,
  • the cause of partial discharge occurrence is determined based on the ⁇ -qn pattern shape of the partial discharge and the partial discharge occurrence position determined by the partial discharge occurrence position determination unit. and a partial discharge occurrence factor determination unit.
  • the partial discharge monitoring device for gas-insulated switchgear of the present application determines the cause of partial discharge occurrence based on the ⁇ -qn pattern shape of partial discharge and the partial discharge occurrence position determined by the partial discharge occurrence position determination unit. Since the present invention includes a partial discharge occurrence factor determining section for determining, it is possible to determine the cause of partial discharge occurrence.
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a partial discharge monitoring device for a gas-insulated switchgear according to a first embodiment
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a partial discharge analyzer according to Embodiment 1.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram showing the relationship between the position of occurrence of partial discharge and the polarity of a voltage pulse in the gas-insulated switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram showing the relationship between the position of occurrence of partial discharge and the polarity of a voltage pulse in the gas-insulated switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of a ⁇ -qn pattern shape of partial discharge in the gas-insulated switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of a ⁇ -qn pattern shape of partial discharge in the gas-insulated switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of a ⁇ -qn pattern shape of partial discharge in the gas-insulated switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of a ⁇ -qn pattern shape of partial discharge in the gas-insulated switchgear according to the first embodiment.
  • 5 is a flowchart showing a method for determining a partial discharge occurrence factor in the partial discharge occurrence factor determination unit according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a configuration diagram of a partial discharge monitoring device for a gas-insulated switchgear according to a third embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing a hardware configuration for realizing a partial discharge occurrence determination section, a partial discharge occurrence position determination section, and a partial discharge occurrence factor determination section according to Embodiments 1 to 3;
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a partial discharge monitoring device for a gas-insulated switchgear according to a first embodiment.
  • the gas insulated switchgear 1 of this embodiment has a metal container 2 in which a circuit breaker, disconnector, etc. (not shown) are housed.
  • the inside of the metal container 2 is filled with an insulating gas such as sulfur hexafluoride (SF 6 ).
  • the gas insulated switchgear 1 is electrically connected to an external transformer (not shown) via a bushing 3, an insulated adapter 4, and an insulated bus 5.
  • the voltage applied to the gas insulated switchgear 1 is referred to as a system voltage.
  • the insulated bus bar referred to here refers to a bus bar that is a conductor, with its surroundings insulated.
  • a bus bar whose surroundings are insulated with insulating gas is a gas-insulated bus bar, and a bus bar whose surroundings are covered with a solid insulating material such as silicone rubber. is called a solid insulated busbar.
  • the bushing 3 is composed of a central conductor 31 and an insulating member 32 that covers the outer periphery of the central conductor 31.
  • the bushing 3 is inserted into the metal container 2 in an airtight manner.
  • the central conductor 31 inside the metal container 2 is electrically connected to a circuit breaker, a disconnector, etc. housed inside the metal container 2.
  • the insulating adapter 4 has an insulating container 41 and a contactor 42.
  • An insulating adapter outer skin ground layer 43 is provided on the outside of the insulating container 41.
  • the insulating adapter outer skin ground layer 43 is set to a ground potential.
  • a portion of the bushing 3 exposed from the metal container 2 is inserted into an insulating adapter 4.
  • the insulating adapter 4 is provided with a conductive cover 44 on the side opposite to the side into which the bushing 3 is inserted.
  • Contactor 42 is connected to bushing 3 and insulated bus bar 5 .
  • the conductive cover 44 and the insulating member 45 provided inside the conductive cover 44 are inserted into the insulating adapter 4 and fixed after the contactor 42 is installed.
  • the insulated bus 5 includes a center conductor 51, an insulating member 52 that covers the outer periphery of the center conductor 51, and an insulated bus outer skin ground layer 53 that covers the outer periphery of the insulated member 52.
  • the insulating busbar outer skin ground layer 53 is set to a ground potential.
  • the insulated bus bar 5 is inserted into the insulated adapter 4.
  • An insulating cylinder 6 is provided between the insulating bus bar 5 and the insulating adapter 4.
  • the insulating adapter outer skin ground layer 43 and the insulating bus bar outer skin ground layer 53 are electrically insulated by the insulating tube 6.
  • the center conductor 31 of the bushing 3 inserted into the insulated adapter 4 and one end of the center conductor 51 of the insulated bus 5 inserted into the insulated adapter 4 are electrically connected by a contactor 42 .
  • the other end of the central conductor 51 of the insulated bus bar 5 is electrically connected to an external device such as a transformer.
  • An insulating adapter ground terminal 46 is provided in a part of the insulating adapter outer skin ground layer 43. Further, an insulated bus ground terminal 54 is provided in a part of the insulated bus outer sheath ground layer 53.
  • a voltage detector 7 is connected between the insulated adapter ground terminal 46 and the insulated bus ground terminal 54. When a partial discharge occurs in the gas insulated switchgear 1 or an external device connected thereto, a voltage pulse is generated between the insulated adapter ground terminal 46 and the insulated bus ground terminal 54. Voltage detector 7 can detect this voltage pulse due to partial discharge.
  • the voltage detector 7 can measure the phase of the grid voltage by measuring the voltage caused by the induced current flowing between the insulated adapter ground terminal 46 and the insulated bus ground terminal 54 due to the induced current flowing between the insulated adapter ground terminal 46 and the insulated bus ground terminal 54. can.
  • a partial discharge analyzer 8 is connected to the voltage detector 7.
  • the voltage pulse caused by the partial discharge detected by the voltage detector 7 and the phase of the system voltage are input to the partial discharge analyzer 8 .
  • the voltage detector 7 for example, a voltage probe can be used.
  • the partial discharge analyzer 8 analyzes the input voltage pulse and can determine whether or not a partial discharge has occurred, the position where the partial discharge has occurred, and the cause of the partial discharge.
  • a partial discharge monitoring device 10 for a gas-insulated switchgear according to the present embodiment includes a voltage detector 7 and a partial discharge analyzer 8.
  • FIG. 2 is a configuration diagram of the partial discharge analyzer in this embodiment.
  • the partial discharge analyzer 8 in this embodiment includes an overvoltage protection circuit section 81, an amplification section 82, a filter section 83, an analog-to-digital conversion section (hereinafter referred to as an AD conversion section) 84, a partial discharge occurrence determination section 85, A partial discharge occurrence position determination section 86 and a partial discharge occurrence factor determination section 87 are provided.
  • the overvoltage protection circuit section 81 removes an overvoltage component included in the voltage pulse input from the voltage detector 7.
  • the amplifying section 82 amplifies the voltage pulse from which the overvoltage component has been removed.
  • the filter section 83 removes noise components included in the voltage pulse that differ from the frequency of the system voltage.
  • the AD converter 84 converts the voltage pulse from which noise components have been removed from analog to digital.
  • the partial discharge occurrence determination section 85, the partial discharge occurrence position determination section 86, and the partial discharge occurrence factor determination section 87 analyze the digitally converted voltage pulse to determine whether or not a partial discharge has occurred, the partial discharge occurrence position, and the partial discharge occurrence factor determination section 87. Determine the cause of discharge.
  • the partial discharge occurrence determination unit 85 determines that a partial discharge has occurred if the intensity of the voltage pulse is greater than or equal to a preset threshold. Note that the overvoltage protection circuit section 81, the amplification section 82, the filter section 83, the AD conversion section 84, and the partial discharge occurrence determination section 85 may be included in the voltage detector 7 instead of the partial discharge analyzer 8.
  • FIGS. 3 and 4 are explanatory diagrams showing the relationship between the position of occurrence of partial discharge and the polarity of the voltage pulse in the gas-insulated switchgear of this embodiment.
  • the current flowing through the voltage detector 7 is It flows from there toward the insulating busbar outer skin ground layer 53.
  • a voltage pulse having the same polarity as the voltage phase of the system voltage flowing through the central conductor 51 is detected.
  • the partial discharge occurrence position determination unit 86 uses frequency analysis to extract components that match the frequency of the grid voltage from the voltage pulse signal, and grasps the polarity of the grid voltage at the timing when the partial discharge occurs.
  • An example of the frequency analysis method is the FFT method (Fast Fourier Transform).
  • the partial discharge occurrence position determining unit 86 extracts a partial discharge pulse using frequency analysis, and then grasps the polarity of the partial discharge pulse. Based on the polarity of these system voltages and the polarity of the partial discharge pulse, the partial discharge occurrence position determination unit 86 determines whether the partial discharge occurrence position is closer to the insulating adapter 4 or the insulated bus bar 5 side than the insulating cylinder 6 is. .
  • the partial discharge occurrence factor determining unit 87 determines the phase of the grid voltage, the polarity of the partial discharge pulse, and the intensity of the partial discharge pulse at the timing when the partial discharge occurs, which are extracted by the partial discharge occurrence position determining unit 86 using frequency analysis. , the cause of partial discharge occurrence is determined based on the frequency of occurrence of partial discharge pulses and the partial discharge occurrence position determined by the partial discharge occurrence position determining section 86. Next, a method for determining the cause of partial discharge in the partial discharge cause determining unit 87 will be explained.
  • FIGS. 5 to 8 are explanatory diagrams of ⁇ -qn pattern shapes of partial discharge.
  • the horizontal axis represents the phase ⁇ of the system voltage
  • the vertical axis represents the voltage.
  • the sine wave is the waveform of the system voltage
  • the black dots indicate the frequency n of partial discharge occurrence.
  • the ⁇ -qn pattern of partial discharge is defined as: In Figures 5 to 8, the position of the horizontal axis of the black dot is the phase ⁇ of the system voltage when the partial discharge occurs, and the position of the vertical axis of the black dot is the intensity. q, the shade of the black dot corresponds to the frequency of occurrence n.
  • the pattern of ⁇ -qn of partial discharge is determined from the phase of the grid voltage at the timing of partial discharge extracted by the partial discharge occurrence position determination unit 86, the intensity of the pulse of partial discharge, and the frequency of occurrence of pulse of partial discharge. Obtainable.
  • the positions of the maximum and minimum values of the waveform are referred to as peaks, and the position of the waveform where the voltage becomes zero is referred to as a zero cross.
  • the characteristics shown in FIGS. 5 to 8 represent characteristics when the cause of partial discharge occurrence is known in advance.
  • a floating electrode is a state in which a metal member such as a bolt used for fixing a conductor inside a GIS is not electrically connected to the conductor and has a floating potential.
  • a conductor protrusion is a protrusion on the surface of a conductor such as an electrode or a central conductor. Creeping foreign matter refers to a state in which foreign matter adheres to the surface of an insulating member.
  • a void in an insulating member is a state in which a void exists within the insulating member. When such a situation occurs, the electric field concentrates in that area, which becomes the starting point of partial discharge. As shown in FIGS. 5 to 8, the ⁇ -qn pattern of the partial discharge differs depending on the cause of the partial discharge.
  • FIG. 5 shows the ⁇ -qn pattern shape of partial discharge when the cause of partial discharge is a floating electrode.
  • Floating electrodes occur in both transformers and GIS.
  • GIS GIS
  • FIG. 6 shows the ⁇ -qn pattern shape of partial discharge when the cause of partial discharge is a conductor protrusion.
  • Conductor protrusions occur in both transformers and GIS.
  • GIS GIS
  • the ⁇ -qn pattern of partial discharges in the transformer shown in the upper part of FIG. 6 has a pattern shape that is widely distributed around the peak, except for partial discharges with low intensity. This pattern shape can also be called a "floating cloud.”
  • the ⁇ -qn pattern of partial discharges in GIS shown at the bottom of Figure 6 shows that, excluding weak-intensity partial discharges, the intensity of partial discharges rises after the zero crossing, and then the intensity varies around the peak. It becomes a pattern shape. This pattern shape is called a "rabbit".
  • FIG. 7 shows the ⁇ -qn pattern shape of partial discharge when the cause of partial discharge is creeping foreign matter. Creepage objects occur in both transformers and GIS. As shown in the upper part of FIG. 7, when creeping foreign matter occurs in a transformer, partial discharge occurs with variations in intensity between the zero cross and the peak. At the same time, noise is noise that occurs with low intensity regardless of the relationship with the phase of the system voltage. As shown in the lower part of FIG. 7, when a creeping foreign object occurs in GIS, the intensity of partial discharge rises near the zero cross and thereafter occurs with variations in intensity until near the peak. At the same time, noise is noise that occurs with low intensity regardless of the relationship with the phase of the system voltage.
  • FIG. 8 shows the ⁇ -qn pattern shape of a partial discharge when the cause of partial discharge is a void in an insulating member.
  • Voids in the insulating member occur only in GIS.
  • FIG. 8 when there is a void in an insulating member in GIS, partial discharge occurs with variations in intensity between the zero cross and the peak. At the same time, noise is noise that occurs with low intensity regardless of the relationship with the phase of the system voltage.
  • the ⁇ -qn pattern in the case where there is a void in the insulating member has a pattern shape in which the intensity varies between the zero cross and the peak, except for weak partial discharges. This pattern shape can be called a "turtle" pattern shape.
  • FIG. 9 is a flowchart showing a method for determining the cause of partial discharge in the partial discharge cause determining unit 87.
  • the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines the cause of partial discharge occurrence based on the relationship with the phase of the grid voltage when the partial discharge occurs, the pattern shape of ⁇ -qn, and the location of occurrence of the partial discharge. judge.
  • step S01 the partial discharge occurrence factor determination unit 87 acquires the ⁇ -qn pattern obtained by the partial discharge occurrence position determination unit 86.
  • step S02 the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines whether the phase position of the partial discharge is near the peak.
  • step S02 if it is determined that the phase position of the partial discharge is near the peak (YES), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 proceeds to step S03.
  • step S03 the partial discharge occurrence factor determination unit 87 analyzes the ⁇ -qn pattern and determines whether the ⁇ -qn pattern shape is a "floating cloud".
  • step S03 if it is determined that the pattern shape of ⁇ -qn is a "floating cloud" (YES), the partial discharge occurrence factor determining unit 87 determines that the cause of the partial discharge is a conductor protrusion inside the transformer. judge. In step S03, if it is determined that the pattern shape of ⁇ -qn is not a "floating cloud” (NO), the partial discharge occurrence factor determining unit 87 determines that the cause of the partial discharge is a conductor protrusion inside the GIS. do.
  • step S02 If it is determined in step S02 that the phase position of the partial discharge is not near the peak (NO), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 proceeds to step S04.
  • step S04 the partial discharge occurrence factor determination unit 87 analyzes the ⁇ -qn pattern and determines whether the ⁇ -qn pattern shape is a "floating cloud”. If it is determined in step S04 that the pattern shape of ⁇ -qn is a "floating cloud" (YES), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 proceeds to step S05. In step S05, the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines whether the partial discharge occurrence position is on the GIS side.
  • the position where the discharge occurs is on the GIS side means that the position where the partial discharge occurs, determined by the partial discharge occurrence position determination section 86, is closer to the insulating adapter 4 than the insulating tube 6 is. Note that if the position where the partial discharge has occurred, as determined by the partial discharge occurrence position determination section 86, is closer to the insulated bus bar 5 than the insulating cylinder 6, the position where the discharge has occurred is on the transformer side.
  • step S05 if it is determined that the partial discharge generation position is on the GIS side (YES), the partial discharge generation factor determination unit 87 determines that the partial discharge generation factor is a floating electrode inside the GIS.
  • the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines that the partial discharge occurrence location is a floating electrode inside the transformer.
  • step S04 If it is determined in step S04 that the pattern shape of ⁇ -qn is not a "floating cloud" (NO), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 proceeds to step S06.
  • step S06 the partial discharge factor determination unit 87 analyzes the ⁇ -qn pattern and determines whether the ⁇ -qn pattern shape is a "turtle”. If it is determined in step S06 that the pattern shape of ⁇ -qn is a "tortoise" (YES), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 proceeds to step S07. In step S07, the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines whether the partial discharge occurrence position is on the GIS side.
  • step S07 if it is determined that the partial discharge occurrence position is on the GIS side (YES), the partial discharge occurrence factor determining unit 87 determines that the partial discharge occurrence factor is a gap in the insulating member inside the GIS. In step S07, if it is determined that the partial discharge occurrence position is not on the GIS side (NO), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines that the partial discharge occurrence location is a creeping foreign object inside the transformer.
  • step S06 if it is determined that the pattern shape of ⁇ -qn is not a "tortoise” (NO), the partial discharge occurrence factor determination unit 87 determines that the cause of the partial discharge is a creeping foreign object inside the GIS. do.
  • Determination as to whether the partial discharge ⁇ -q-n pattern shape shown in the flowchart of FIG. 9 is a "floating cloud” or "turtle” This can be done by recognizing the pattern shape of n as an image shape and using artificial intelligence technology (AI technology). Specifically, determination using a correlation coefficient, determination using a machine learning algorithm such as a convolutional neural network (CNN), or a support vector machine (SVM) can be used.
  • CNN convolutional neural network
  • SVM support vector machine
  • the partial discharge monitoring device for gas-insulated switchgear configured in this way uses the ⁇ -qn pattern shape of partial discharge when partial discharge occurs and the position of occurrence of partial discharge to determine the cause of partial discharge occurrence. can be determined.
  • the gas insulated switchgear according to the second embodiment uses a current transformer (CT) for the voltage detector 7 in the partial discharge monitoring device for the gas insulated switchgear described in the first embodiment. It is.
  • CT current transformer
  • the configuration of the partial discharge monitoring device for a gas insulated switchgear according to the present embodiment is the same as the configuration of the partial discharge monitoring device for a gas insulated switchgear described in Embodiment 1, except for the voltage detector 7.
  • An instrument current transformer includes a primary coil on the input side that detects voltage, a secondary coil on the output side, and a core that magnetically couples the primary coil and the secondary coil. The primary coil and secondary coil are electrically insulated.
  • the partial discharge monitoring device for gas insulated switchgear according to the present embodiment uses the ⁇ -qn pattern of partial discharge and the occurrence position of partial discharge.
  • the cause of partial discharge can be determined using the following.
  • an instrument current transformer is used as the voltage detector 7, measurement accuracy can be improved compared to voltage measurement performed by connecting a voltage probe between the insulated adapter ground terminal 46 and the insulated bus ground terminal 54. I can do it. This is because the current transformer for measuring instruments can easily reduce the influence of the impedance of the measuring instrument on the system to be measured.
  • FIG. 10 is a configuration diagram of a partial discharge monitoring device for a gas-insulated switchgear according to Embodiment 3.
  • an electric field relaxation electrode 47 is provided inside the insulating adapter 4. Normally, this electric field relaxation electrode 47 is electrically connected to the conductive cover 44 .
  • the electric field relaxation electrode 47 is set to the ground potential via the conductive cover 44.
  • the electric field relaxation electrode 47 is electrically disconnected from the conductive cover 44 and set at a floating potential.
  • the voltage detector 7 is also connected to the electric field relaxation electrode 47 set to a floating potential, and also measures the voltage of the electric field relaxation electrode 47.
  • the configuration of the partial discharge monitoring device for a gas insulated switchgear according to the present embodiment is the same as that described in the first embodiment except that the voltage detector 7 is connected to the electric field relaxation electrode 47 set to a floating potential.
  • the configuration is similar to that of a partial discharge monitoring device for an insulated switchgear.
  • the electric field relaxation electrode 47 set to a floating potential has a potential induced by the grid voltage. Therefore, by measuring the voltage of the electric field relaxation electrode 47, the phase of the system voltage can be measured.
  • the voltage caused by the induced current flowing between the insulated adapter ground terminal 46 and the insulated bus ground terminal 54 due to the grid voltage is measured. Measuring the phase of grid voltage.
  • the resistances of the insulating adapter outer skin ground layer 43 and the insulated bus bar outer skin ground layer 53 are large, the phase of the induced current may lag behind the phase of the actual system voltage. As a result, a shift occurs between the phase of the partial discharge pulse described in the first embodiment and the phase of the system voltage, which may cause an error in determining the ⁇ -qn pattern.
  • the phase of the voltage of the electric field relaxation electrode 47 induced by the grid voltage has a small deviation from the phase of the grid voltage.
  • the phase of the system voltage is measured by measuring the voltage of the electric field relaxation electrode 47 induced by the system voltage. Therefore, in the partial discharge monitoring device for gas-insulated switchgear according to the present embodiment, the deviation between the phase of the partial discharge pulse and the phase of the grid voltage becomes small, and the determination of the ⁇ -qn pattern is incorrect. can be prevented from occurring.
  • the partial discharge occurrence determination section 85, the partial discharge occurrence position determination section 86, and the partial discharge occurrence factor determination section 87 are configured of a processor 100 and a storage device 101, as an example of hardware is shown in FIG.
  • the storage device includes a volatile storage device such as a random access memory and a nonvolatile auxiliary storage device such as a flash memory. Further, an auxiliary storage device such as a hard disk may be provided instead of the flash memory.
  • Processor 100 executes a program input from storage device 101. In this case, the program is input from the auxiliary storage device to the processor 100 via the volatile storage device.
  • the processor 100 may output data such as calculation results to a volatile storage device of the storage device 101, or may store data in an auxiliary storage device via the volatile storage device.

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Abstract

部分放電の発生要因を判定することができる部分放電監視装置を提供する。　絶縁アダプタ（４）および絶縁母線（５）を介して外部機器と接続されるガス絶縁開閉装置（１）の部分放電監視装置（１０）であって、絶縁アダプタ外皮接地層（４３）と絶縁母線外皮接地層（５３）との間に接続され部分放電に起因する電圧パルスおよび系統電圧の位相を検出する電圧検出器（７）と部分放電分析器（８）とを有している。部分放電分析器は、部分放電の発生位置を判定する部分放電発生位置判定部と、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状と部分放電の発生位置とに基づいて部分放電の発生要因を判定する部分放電発生要因判定部とを備えている。

Description

ガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置
　本願は、ガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置に関する。
　変電所、工場、ビルなどに設置される受配電設備として、キュービクル型のガス絶縁開閉装置がある。このガス絶縁開閉装置は、遮断器、断路器などの機器が金属製の密閉容器に収納され、密閉容器の内部が絶縁性ガスで充填されたものである。このガス絶縁開閉装置において、運用時に絶縁性ガスのリーク、機器を構成する固体絶縁部品の劣化、機器の動作に伴う金属異物の発生などにより絶縁性能が低下すると、局所的な絶縁破壊による部分放電が発生することがある。この部分放電は故障の前兆であり、この部分放電を監視することでガス絶縁開閉装置の故障を未然に防ぐことができる。
　従来のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置においては、絶縁材料でモールドされた主回路機器の絶縁材料の外表面に接地層が設けられており、この接地層と接地電位との間に流れる電流を計測することで部分放電を検知している。このとき、部分放電監視装置は、電流の流れる方向で部分放電の発生位置を判定している（例えば、特許文献１参照）。
特開２００９－１６８４８９号公報
　しかしながら従来のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置においては、部分放電の発生位置を判定することはできるが、部分放電の発生要因を判定することはできないという問題があった。
　本願は上述のような課題を解決するためになされたもので、部分放電の発生要因を判定することができるガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置を提供することを目的とする。
　本願のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置は、絶縁アダプタおよび絶縁母線を介して外部機器と接続されるガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置であって、絶縁アダプタの外皮接地層と絶縁母線の外皮接地層との間に接続され部分放電に起因する電圧パルスおよびガス絶縁開閉装置の系統電圧の位相を検出する電圧検出器と、電圧検出器で検出された電圧パルスに基づいて、部分放電を分析する部分放電分析器とを有している。部分放電分析器は、電圧パルスの極性に基づいて部分放電の発生位置を判定する部分放電発生位置判定部と、電圧パルスが発生したタイミングにおける系統電圧の位相をφ、電圧パルスの強度をｑ、電圧パルスの発生頻度をｎとしたときに、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状と部分放電発生位置判定部で判定された部分放電の発生位置とに基づいて部分放電の発生要因を判定する部分放電発生要因判定部とを備えている。
　本願のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置は、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状と部分放電発生位置判定部で判定された部分放電の発生位置とに基づいて部分放電の発生要因を判定する部分放電発生要因判定部とを備えているので、部分放電の発生要因を判定することができる。
実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成図である。 実施の形態１に係る部分放電分析器の構成図である。 実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置おける部分放電の発生位置と電圧パルスの極性との関係を示す説明図である。 実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置おける部分放電の発生位置と電圧パルスの極性との関係を示す説明図である。 実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置おける部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状の説明図である。 実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置おける部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状の説明図である。 実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置おける部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状の説明図である。 実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置おける部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状の説明図である。 実施の形態１に係る部分放電発生要因判定部において部分放電の発生要因を判定する方法を示したフローチャートである。 実施の形態３に係るガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成図である。 実施の形態１から３に係る部分放電発生判定部、部分放電発生位置判定部および部分放電発生要因判定部を実現するハードウェア構成を示す図である。
　以下、本願を実施するための実施の形態に係るガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置について、図面を参照して詳細に説明する。なお、各図において同一符号は同一もしくは相当部分を示している。
実施の形態１．
　図１は、実施の形態１に係るガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成図である。本実施の形態のガス絶縁開閉装置１は、図示していない遮断器、断路器などが内部に収納された金属容器２を有している。金属容器２の内部は、例えば６フッ化硫黄（ＳＦ６）などの絶縁性ガスで充填されている。ガス絶縁開閉装置１は、ブッシング３、絶縁アダプタ４および絶縁母線５を介して図示していない外部の変圧器などに電気的に接続されている。ガス絶縁開閉装置１に印加される電圧を系統電圧と称する。ここで言う絶縁母線とは導体である母線の周囲を絶縁したもので、母線の周囲を絶縁性ガスで絶縁したものはガス絶縁母線、母線の周囲をシリコーンゴムなどの固体絶縁物で覆ったものは固体絶縁母線と称する。
　ブッシング３は、中央導体３１と中央導体３１の外周を覆う絶縁部材３２とで構成されている。ブッシング３は、金属容器２に気密を保って挿入されている。金属容器２の内部側の中央導体３１は、金属容器２の内部に収納された遮断器、断路器などに電気的に接続されている。
　絶縁アダプタ４は、絶縁容器４１とコンタクタ４２とを有している。絶縁容器４１の外側には絶縁アダプタ外皮接地層４３が設けられている。絶縁アダプタ外皮接地層４３は、接地電位に設定されている。ブッシング３の金属容器２から露出した部分は、絶縁アダプタ４に挿入されている。絶縁アダプタ４は、ブッシング３が挿入された側の反対側に導電性カバー４４が設けられている。コンタクタ４２は、ブッシング３および絶縁母線５に接続される。導電性カバー４４とその内側に設けられた絶縁部材４５とは、コンタクタ４２を設置後に絶縁アダプタ４に挿入されて固定される。
　絶縁母線５は、中央導体５１と中央導体５１の外周を覆う絶縁部材５２と絶縁部材５２の外周を覆う絶縁母線外皮接地層５３とを有している。絶縁母線外皮接地層５３は、接地電位に設定されている。絶縁母線５は、絶縁アダプタ４に挿入されている。絶縁母線５と絶縁アダプタ４との間には絶縁筒６が設けられている。絶縁アダプタ外皮接地層４３と絶縁母線外皮接地層５３とは、この絶縁筒６で電気的に絶縁されている。絶縁アダプタ４に挿入されたブッシング３の中央導体３１と、絶縁アダプタ４に挿入された絶縁母線５の中央導体５１の一方の端部とは、コンタクタ４２で電気的に接続されている。絶縁母線５の中央導体５１の他方の端部は、例えば変圧器などの外部機器に電気的に接続されている。
　絶縁アダプタ外皮接地層４３の一部に絶縁アダプタ接地端子４６が設けられている。また、絶縁母線外皮接地層５３の一部に絶縁母線接地端子５４が設けられている。絶縁アダプタ接地端子４６と絶縁母線接地端子５４との間には電圧検出器７が接続されている。ガス絶縁開閉装置１またはこれに接続されている外部機器において部分放電が発生すると、絶縁アダプタ接地端子４６と絶縁母線接地端子５４との間に電圧パルスが発生する。電圧検出器７は、部分放電に起因するこの電圧パルスを検出することができる。また、電圧検出器７は、絶縁アダプタ接地端子４６と絶縁母線接地端子５４との間に系統電圧に誘導されて流れる誘導電流に起因する電圧を測定することで系統電圧の位相を測定することができる。
　電圧検出器７には、部分放電分析器８が接続されている。部分放電分析器８には、電圧検出器７で検出された部分放電に起因する電圧パルスと系統電圧の位相とが入力される。電圧検出器７としては、例えば電圧プローブを用いることができる。部分放電分析器８は入力された電圧パルスの解析を行って、部分放電の発生の有無、部分放電の発生位置、部分放電の発生要因を判定することができる。本実施の形態のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置１０は、電圧検出器７と部分放電分析器８とで構成されている。
　図２は、本実施の形態における部分放電分析器の構成図である。本実施の形態における部分放電分析器８は、過電圧保護回路部８１、増幅部８２、フィルタ部８３、アナログ－デジタル変換部（これ以降、ＡＤ変換部と記す）８４、部分放電発生判定部８５、部分放電発生位置判定部８６および部分放電発生要因判定部８７を備えている。過電圧保護回路部８１は、電圧検出器７から入力される電圧パルスに含まれる過電圧成分を除去する。増幅部８２は、過電圧成分が除去された電圧パルスを増幅する。フィルタ部８３は、電圧パルスに含まれる系統電圧の周波数と異なるノイズ成分を除去する。ＡＤ変換部８４は、ノイズ成分が除去された電圧パルスをアナログからデジタルに変換する。部分放電発生判定部８５、部分放電発生位置判定部８６および部分放電発生要因判定部８７は、デジタル変換された電圧パルスの解析を行って、部分放電の発生の有無、部分放電の発生位置、部分放電の発生要因を判定する。
　部分放電発生判定部８５は、電圧パルスの強度が予め設定された閾値以上であれは部分放電が発生したと判定する。なお、過電圧保護回路部８１、増幅部８２、フィルタ部８３、ＡＤ変換部８４および部分放電発生判定部８５は、部分放電分析器８ではなく電圧検出器７に備えられていてもよい。
　図３および図４は、本実施の形態のガス絶縁開閉装置における部分放電の発生位置と電圧パルスの極性との関係を示す説明図である。図３の上に示すように、絶縁筒６よりも左側すなわち絶縁アダプタ４側で部分放電が発生した場合、電圧検出器７を流れる電流は、白矢印で示したように絶縁アダプタ外皮接地層４３から絶縁母線外皮接地層５３へ向かって流れる。このとき、図３の下に示すように、中央導体５１を流れる系統電圧の電圧位相と同極性の電圧パルスが検出される。一方、図４の上に示すように、絶縁筒６よりも右側すなわち絶縁母線５側で部分放電が発生した場合、電圧検出器７を流れる電流は、白矢印で示したように絶縁母線外皮接地層５３から絶縁アダプタ外皮接地層４３へ向かって流れる。このとき、図４の下に示すように、中央導体５１を流れる系統電圧の電圧位相と逆極性の電圧パルスが検出される。なお、これ以降、部分放電に起因する電圧パルスを単に部分放電のパルスと表現する。
　部分放電発生位置判定部８６は、電圧パルスの信号から系統電圧の周波数と一致する成分について周波数解析を用いて抽出し、部分放電が発生したタイミングにおける系統電圧の極性を把握する。周波数解析手法としては、例えばＦＦＴ法（Ｆａｓｔ　Ｆｏｕｒｉｅｒ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍ）があげられる。同様に部分放電発生位置判定部８６は、周波数解析を用いて部分放電のパルスを抽出した上で部分放電のパルスの極性を把握する。これらの系統電圧の極性および部分放電のパルスの極性に基づいて、部分放電発生位置判定部８６は部分放電の発生した位置が絶縁筒６よりも絶縁アダプタ４側か絶縁母線５側かを判定する。
　部分放電発生要因判定部８７は、部分放電発生位置判定部８６において周波数解析を用いて抽出された部分放電が発生したタイミングにおける系統電圧の位相および部分放電のパルスの極性、部分放電のパルスの強度、部分放電のパルスの発生頻度、並びに部分放電発生位置判定部８６において判定された部分放電の発生位置に基づいて、部分放電の発生要因を判定する。
　次に、部分放電発生要因判定部８７のおける部分放電の発生要因の判定方法について説明する。
　部分放電の発生特性は、その発生要因と相関がある。部分放電のパルスの強度をｑ、発生頻度をｎ、部分放電パルスが発生したタイミングにおける系統電圧の位相をφとする。部分放電の発生要因は、φ－ｑ－ｎのパターン形状で判定できる。図５から図８は、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状の説明図である。図５から図８において、横軸は系統電圧の位相φ、縦軸は電圧である。また、図５から図８において、正弦波は系統電圧の波形であり、黒点は部分放電の発生頻度ｎを示している。すなわち、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンとは、図５から図８において、黒点の横軸の位置は部分放電が発生したときの系統電圧の位相φ、黒点の縦軸の位置は強度ｑ、黒点の濃淡は発生頻度ｎに相当する。部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンは、部分放電発生位置判定部８６で抽出された部分放電が発生したタイミングにおける系統電圧の位相、部分放電のパルスの強度、部分放電のパルスの発生頻度から得ることができる。
　ここで、図５から図８に示す系統電圧の波形において、波形の最大値および最小値の位置をピーク、電圧がゼロとなる波形の位置をゼロクロスと称する。図５から図８に示す特性は、部分放電の発生要因が予めわかっているときの特性を示している。
　図５から図８に示すそれぞれの部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状について説明する。以下の説明において、本実施の形態のガス絶縁開閉装置１には、絶縁母線５を介して変圧器が接続されているとする。この変圧器は、絶縁油として鉱油が用いられたものである。本実施の形態において、ガス絶縁開閉装置１の内部で発生する部分放電は、金属容器２内に充填されているＳＦ６中で発生する。変圧器内部で発生する部分放電は、鉱油中で発生する。なお、これ以降、ガス絶縁開閉装置をＧＩＳ（Ｇａｓ　Ｉｎｓｕｌａｔｉｏｎ　Ｓｗｉｔｃｈｇｅａｒ）と記す。
　部分放電の発生要因は、浮き電極、導体突起、沿面異物、絶縁部材中の空隙の４つに分類される。浮き電極とは、例えばＧＩＳ内部の導体の固定に用いられるボルトなどの金属部材が導体と導通せずに浮遊電位となる状態である。導体突起とは、電極、中央導体などの導体の表面に突起がある状態である。沿面異物とは、絶縁部材の表面に異物が付着した状態である。絶縁部材中の空隙とは、絶縁部材の中に空隙が存在する状態である。このような状態が発生すると、その部分に電界が集中して部分放電の起点となる。図５から図８に示すように、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンは、部分放電の発生要因によって異なる。
　図５は、部分放電の発生要因が浮き電極の場合の部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状である。浮き電極は、変圧器およびＧＩＳの両方で発生する。図５の上に示すように、変圧器で浮き電極が発生した場合、部分放電はゼロクロス付近で一定の強度で発生する。同時に、系統電圧の位相との関係によらず小さい強度で発生しているものはノイズである。図５の下に示すように、ＧＩＳで浮き電極が発生した場合、部分放電はゼロクロス付近で一定の強度で発生する。同時に強度の弱い部分放電がゼロクロス付近で発生する。浮き電極が発生した場合、強度の弱い部分放電を除くと、変圧器およびＧＩＳにおける部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンに大きな差はなく、ゼロクロスを中心に一定の強度で広く分布したパターン形状となる。このパターン形状を「浮雲」と称する。
　図６は、部分放電の発生要因が導体突起の場合の部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状である。導体突起は、変圧器およびＧＩＳの両方で発生する。図６の上に示すように、変圧器で導体突起が発生した場合、部分放電は系統電圧が負のピーク付近で一定の強度で発生する。同時に、系統電圧の位相との関係によらず小さい強度で発生しているものはノイズである。図６の下に示すように、ＧＩＳで導体突起が発生した場合、部分放電はゼロクロスに遅れて系統電圧の変化に応じて部分放電の強度が立ち上がりその後ピーク付近で強度にばらつきのある部分放電が発生する。同時に、系統電圧の位相との関係によらず小さい強度で発生しているものはノイズである。図６の上に示す変圧器における部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンは、強度の弱い部分放電を除くと、ピークを中心に広く分布したパターン形状となる。このパターン形状も「浮雲」と呼べるパターン形状である。一方、図６の下に示すＧＩＳにおける部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンは、強度の弱い部分放電を除くと、ゼロクロスに遅れて部分放電の強度が立ち上がりその後ピーク付近で強度にばらつきのあるパターン形状となる。このパターン形状を「兎」と称する。
　図７は、部分放電の発生要因が沿面異物の場合の部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状である。沿面異物は、変圧器およびＧＩＳの両方で発生する。図７の上に示すように、変圧器で沿面異物が発生した場合、部分放電はゼロクロスからピークの間で強度にばらつきをもって発生する。同時に、系統電圧の位相との関係によらず小さい強度で発生しているものはノイズである。図７の下に示すように、ＧＩＳで沿面異物が発生した場合、ゼロクロス付近で部分放電の強度が立ち上がりその後ピーク付近まで強度にばらつきをもって発生する。同時に、系統電圧の位相との関係によらず小さい強度で発生しているものはノイズである。変圧器で沿面異物が発生した場合、ゼロクロスからピークの間で強度にばらつきをもったパターンとなる。このパターン形状を「亀」と称する。ＧＩＳで沿面異物が発生した場合、ゼロクロス付近で部分放電の強度が立ち上がりその後ピーク付近まで強度にばらつきをもって発生する。このパターン形状は「亀」とは異なり「兎」と呼べるパターン形状である。
　図８は、部分放電の発生要因が絶縁部材中の空隙の場合の部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状である。絶縁部材中の空隙は、ＧＩＳのみで発生する。図８に示すように、ＧＩＳで絶縁部材中に空隙がある場合、部分放電はゼロクロスからピークの間で強度にばらつきをもって発生する。同時に、系統電圧の位相との関係によらず小さい強度で発生しているものはノイズである。絶縁部材中に空隙がある場合のφ－ｑ－ｎのパターンは、強度の弱い部分放電を除くと、ゼロクロスからピークの間で強度にばらつきをもったパターン形状となる。このパターン形状は「亀」と呼べるパターン形状である。
　図９は、部分放電発生要因判定部８７において部分放電の発生要因を判定する方法を示したフローチャートである。部分放電発生要因判定部８７は、部分放電が発生したときの系統電圧の位相との関係と、φ－ｑ－ｎのパターン形状と、部分放電の発生位置とに基づいて部分放電の発生要因を判定する。
　部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０１において、部分放電発生位置判定部８６で得られたφ－ｑ－ｎのパターンを取得する。部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０２において、部分放電の位相の位置がピーク付近か否かを判定する。ステップＳ０２において、部分放電の位相の位置がピーク付近と判定された場合（ＹＥＳ）、部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０３に進む。部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０３において、φ－ｑ－ｎのパターンを解析し、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」であるか否かを判定する。ステップＳ０３において、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」であると判定された場合（ＹＥＳ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因は変圧器の内部の導体突起と判定する。ステップＳ０３において、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」ではないと判定された場合（ＮＯ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因はＧＩＳの内部の導体突起と判定する。
　ステップＳ０２において、部分放電の位相の位置がピーク付近ではないと判定された場合（ＮＯ）、部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０４に進む。部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０４において、φ－ｑ－ｎのパターンを解析し、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」であるか否かを判定する。ステップＳ０４において、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」であると判定された場合（ＹＥＳ）、部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０５に進む。部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０５において、部分放電の発生位置がＧＩＳ側か否かを判定する。ここで、放電の発生位置がＧＩＳ側とは、部分放電発生位置判定部８６で判定された部分放電の発生した位置が絶縁筒６よりも絶縁アダプタ４側の場合である。なお、部分放電発生位置判定部８６で判定された部分放電の発生した位置が絶縁筒６よりも絶縁母線５側の場合は、放電の発生位置が変圧器側となる。ステップＳ０５において、部分放電の発生位置がＧＩＳ側と判定された場合（ＹＥＳ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因はＧＩＳの内部の浮き電極と判定する。ステップＳ０５において、部分放電の発生位置がＧＩＳ側ではない判定された場合（ＮＯ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因は変圧器の内部の浮き電極と判定する。
　ステップＳ０４において、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」ではないと判定された場合（ＮＯ）、部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０６に進む。部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０６において、φ－ｑ－ｎのパターンを解析し、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「亀」であるか否かを判定する。ステップＳ０６において、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「亀」であると判定された場合（ＹＥＳ）、部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０７に進む。部分放電発生要因判定部８７は、ステップＳ０７において、部分放電の発生位置がＧＩＳ側か否かを判定する。ステップＳ０７において、部分放電の発生位置がＧＩＳ側と判定された場合（ＹＥＳ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因はＧＩＳの内部の絶縁部材の空隙と判定する。ステップＳ０７において、部分放電の発生位置がＧＩＳ側ではない判定された場合（ＮＯ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因は変圧器の内部の沿面異物と判定する。
　ステップＳ０６において、φ－ｑ－ｎのパターン形状が「亀」ではないと判定された場合（ＮＯ）、部分放電発生要因判定部８７は、部分放電の発生要因はＧＩＳの内部の沿面異物と判定する。
　図９のフローチャートに示した部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状が「浮雲」または「亀」であるか否かの判定は、図５から図８に示した部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状を画像形状として認識し、人工知能技術（ＡＩ技術：Ａｒｔｉｆｉｃｉａｌ　Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅ技術）を用いて行うことができる。具体的には、相関係数を用いた判定、畳み込みニューラルネットワーク（ＣＮＮ：Ｃｏｎｖｏｌｕｔｉｏｎａｌ　Ｎｅｕｒａｌ　Ｎｅｔｗｏｒｋ）、サポートベクターマシン（ＳＶＭ：Ｓｕｐｐｏｒｔ　Ｖｅｃｔｏｒ　Ｍａｃｈｉｎｅ）などの機械学習アルゴリズムを用いた判定を用いることができる。
　このように構成されたガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置は、部分放電が発生したときの部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状、および部分放電の発生位置を用いて部分放電の発生要因を判定することができる。
実施の形態２．
　実施の形態２に係るガス絶縁開閉装置は、実施の形態１で説明したガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置において、電圧検出器７に計器用変流器（ＣＴ：Ｃｕｒｒｅｎｔ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）を用いたものである。本実施の形態のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成は、電圧検出器７以外の構成は、実施の形態１で説明したガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成と同様である。計器用変流器は、電圧を検出する入力側の一次コイルと、出力側の二次コイルと、一次コイルとの二次コイルとを磁気的に結合するコアとで構成されている。一次コイルと二次コイルとは電気的に絶縁されている。
　本実施の形態のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置は、実施の形態１のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置と同様に、部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンと部分放電の発生位置とを用いて部分放電の発生要因を判定することができる。また、電圧検出器７に計器用変流器を用いているので、電圧プローブを絶縁アダプタ接地端子４６と絶縁母線接地端子５４との間に接続して行う電圧測定よりも測定精度を向上させることができる。計器用変流器は、計測器のインピーダンスによる被測定系への影響が小さくし易いためである。
実施の形態３．
　図１０は、実施の形態３に係るガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成図である。実施の形態１で説明したガス絶縁開閉装置において、絶縁アダプタ４の内部に電界緩和電極４７が備えられている。通常この電界緩和電極４７は、導電性カバー４４と電気的に接続されている。そして、電界緩和電極４７は、導電性カバー４４を介して接地電位に設定されている。本実施の形態のガス絶縁開閉装置においては、図１０に示すように、電界緩和電極４７は導電性カバー４４との電気的な接続が遮断されて浮遊電位に設定されている。電圧検出器７は、浮遊電位に設定された電界緩和電極４７にも接続され、電界緩和電極４７の電圧も測定する。本実施の形態のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成は、電圧検出器７が浮遊電位に設定された電界緩和電極４７に接続されていることを除いて実施の形態１で説明したガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置の構成と同様である。
　浮遊電位に設定された電界緩和電極４７は、系統電圧に誘導された電位となる。そのため、電界緩和電極４７の電圧を測定することで系統電圧の位相を測定することができる。実施の形態１のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置においては、絶縁アダプタ接地端子４６と絶縁母線接地端子５４との間に系統電圧に誘導されて流れる誘導電流に起因する電圧を測定することで系統電圧の位相を測定している。しかしながら、絶縁アダプタ外皮接地層４３および絶縁母線外皮接地層５３の抵抗が大きい場合には、誘導電流の位相が実際の系統電圧の位相に対して遅れる場合がある。その結果、実施の形態１で説明した部分放電のパルスの位相と系統電圧の位相との間にずれが生じ、φ－ｑ－ｎのパターンの判定に誤りが生じる可能性がある。
　系統電圧に誘導された電界緩和電極４７の電圧の位相は系統電圧の位相とのずれは小さい。本実施の形態のガス絶縁開閉装置においては、系統電圧に誘導された電界緩和電極４７の電圧を測定することで系統電圧の位相を測定している。そのため、本実施の形態のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置においては、部分放電のパルスの位相と系統電圧の位相との間のずれが小さくなり、φ－ｑ－ｎのパターンの判定に誤りが生じることを防ぐことができる。
　なお、部分放電発生判定部８５、部分放電発生位置判定部８６および部分放電発生要因判定部８７は、ハードウェアの一例を図１１に示すように、プロセッサ１００と記憶装置１０１とから構成される。記憶装置は、図示していないがランダムアクセスメモリなどの揮発性記憶装置と、フラッシュメモリなどの不揮発性の補助記憶装置とを具備する。また、フラッシュメモリの代わりにハードディスクの補助記憶装置を具備してもよい。プロセッサ１００は、記憶装置１０１から入力されたプログラムを実行する。この場合、補助記憶装置から揮発性記憶装置を介してプロセッサ１００にプログラムが入力される。また、プロセッサ１００は、演算結果などのデータを記憶装置１０１の揮発性記憶装置に出力してもよいし、揮発性記憶装置を介して補助記憶装置にデータを保存してもよい。
　本願は、様々な例示的な実施の形態が記載されているが、１つまたは複数の実施の形態に記載された様々な特徴、態様、および機能は特定の実施の形態の適用に限られるのではなく、単独で、または様々な組み合わせで実施の形態に適用可能である。
　したがって、例示されていない無数の変形例が、本願に開示される技術の範囲内において想定される。例えば、少なくとも１つの構成要素を変形する場合、追加する場合または省略する場合、さらには、少なくとも１つの構成要素を抽出し、他の実施の形態の構成要素と組み合わせる場合が含まれるものとする。
　１　ガス絶縁開閉装置、２　金属容器、３　ブッシング、４　絶縁アダプタ、５　絶縁母線、６　絶縁筒、７　電圧検出器、８　部分放電分析器、１０　部分放電監視装置、３１　中央導体、３２　絶縁部材、４１　絶縁容器、４２　コンタクタ、４３　絶縁アダプタ外皮接地層、４４　導電性カバー、４５　絶縁部材、４６　絶縁アダプタ接地端子、４７　電界緩和電極、５１　中央導体、５２　絶縁部材、５３　絶縁母線外皮接地層、５４　絶縁母線接地端子、８１　過電圧保護回路部、８２　増幅部、８３　フィルタ部、　８４　ＡＤ変換部、８５　部分放電発生判定部、８６　部分放電発生位置判定部、８７　部分放電発生要因判定部、１００　プロセッサ、１０１　記憶装置。

Claims (5)

  1. 　絶縁アダプタおよび絶縁母線を介して外部機器と接続されるガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置であって、
    　前記絶縁アダプタの外皮接地層と前記絶縁母線の外皮接地層との間に接続され部分放電に起因する電圧パルスおよび前記ガス絶縁開閉装置の系統電圧の位相を検出する電圧検出器と、
    　前記電圧検出器で検出された電圧パルスに基づいて、部分放電を分析する部分放電分析器とを有し、
    　前記部分放電分析器は、前記電圧パルスの極性に基づいて前記部分放電の発生位置を判定する部分放電発生位置判定部と、前記電圧パルスが発生したタイミングにおける前記系統電圧の位相をφ、前記電圧パルスの強度をｑ、前記電圧パルスの発生頻度をｎとしたときに、前記部分放電のφ－ｑ－ｎのパターン形状と前記部分放電発生位置判定部で判定された前記部分放電の発生位置とに基づいて前記部分放電の発生要因を判定する部分放電発生要因判定部とを備えていることを特徴とするガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置。
  2. 　前記電圧検出器は前記絶縁アダプタに備えられた電界緩和電極にも接続されており、前記電圧検出器は前記電界緩和電極を介して前記系統電圧の位相を検出することを特徴とする請求項１に記載のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置。
  3. 　前記部分放電分析器は、複数の前記部分放電の発生要因にそれぞれ対応する複数の前記部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンの形状を予め記憶していることを特徴とする請求項１または２に記載のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置。
  4. 　前記部分放電発生要因判定部は、前記部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンの形状を画像形状として認識すると共に、認識した前記部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンの画像形状が予め記憶された複数の前記部分放電のφ－ｑ－ｎのパターンの画像形状と一致するか否かをＡＩ技術を用いて判定することを特徴とする請求項３に記載のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置。
  5. 　前記電圧検出器は、計器用変流器で構成されていることを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載のガス絶縁開閉装置の部分放電監視装置。
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