JP5165058B2 - Partial discharge position detection system and discharge position detection method for electric machine - Google Patents

Partial discharge position detection system and discharge position detection method for electric machine Download PDF

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Description

本発明は、電力器機監視システム及び監視方法に係り、より具体的には、電力器機の部分放電位置検出システム及び部分放電位置検出方法に関する。 The present invention relates to a power equipment monitoring system and a monitoring method, and more specifically to a partial discharge position detection system and a partial discharge position detection method for a power equipment.

電力器機で部分放電を起こす放電源の大きさが大部分非常に小さくて、部分放電の位置を正確に把握し難くし、且つ放電源を見つけて除去するのが難しい。したがって、部分放電の位置を推正する技術は、電力器機の故障を予防するのにあって非常に重要な技術である。 The size of the discharge source that causes the partial discharge in the electric machine is mostly very small, making it difficult to accurately grasp the position of the partial discharge, and to find and remove the discharge source. Therefore, the technique of correcting the position of the partial discharge is a very important technique for preventing the failure of the power equipment.

部分放電位置を推正する技術は、大きく放電によって発生した電磁波放電信号の伝播による減衰を利用する方法と、電磁波放電信号が部分放電センサに到逹する時間差を利用する方法で区分することができる。 The technique for estimating the partial discharge position can be divided into a method using attenuation due to propagation of an electromagnetic discharge signal generated by a large discharge and a method using a time difference at which the electromagnetic discharge signal reaches the partial discharge sensor. .

図１は、電磁波放電信号の減衰を利用する従来の部分放電位置推定技術を説明するための図である。 FIG. 1 is a diagram for explaining a conventional partial discharge position estimation technique using attenuation of an electromagnetic wave discharge signal.

図１を参照すると、電力器機のうち、ガス絶縁母線（Ｇａｓ Ｉｎｓｕｌａｔｅｄ Ｂｕｓ;ＧＩＢ）を例えば、ガス絶縁母線１０は、中央導体１２と絶縁され、これを囲む外箱１４で構成される。ガス絶縁母線１０で部分放電信号を感知するために、複数個の部分放電センサ１６が前記ガス絶縁母線１０に設置される。 Referring to FIG. 1, a gas insulated bus (GIB), for example, a gas insulated bus 10 is insulated from a central conductor 12 and includes an outer box 14 surrounding the gas insulated bus (GIB). A plurality of partial discharge sensors 16 are installed on the gas insulated bus 10 in order to sense partial discharge signals on the gas insulated bus 10.

ガス絶縁母線１０で部分放電が発生すれば、部分放電位置ＤＰに近く設置された部分放電センサには強い信号が感知され、部分放電位置ＤＰから遠く離れた部分放電センサには相対的に弱い信号が感知される。部分放電位置ＤＰは複数個の部分放電センサで感知された部分放電信号を位置−信号の強さグラフとして示し、補間法で近似して推正することができる。 If partial discharge occurs in the gas insulated bus 10, a strong signal is detected by the partial discharge sensor installed near the partial discharge position DP, and a relatively weak signal is detected by the partial discharge sensor far from the partial discharge position DP. Is detected. The partial discharge position DP indicates a partial discharge signal detected by a plurality of partial discharge sensors as a position-signal strength graph, and can be approximated and estimated by an interpolation method.

図２は、電磁波放電信号が部分放電センサに到逹する時間差を利用する従来の部分放電位置推定技術を説明するための図である。 FIG. 2 is a diagram for explaining a conventional partial discharge position estimation technique using a time difference at which an electromagnetic wave discharge signal reaches a partial discharge sensor.

図２を参照すると、時間差を利用する部分放電位置推定技術は、電力器機に２つの部分放電センサ２６、２８を設置して放電位置を推正する。第１部分放電センサ２６と第２部分放電センサ２８は所定の間隔Ｄｔを置いて電力器機に設置される。部分放電が発生すれば、第１部分放電センサ２６と第２部分放電センサ２８は放電信号を感知し、計測器２３は放電信号が部分放電センサに到着した時間を計測する。放電信号の到着時間は放電センサと放電位置の距離によって変わるので、放電信号が到着する時間を利用して第１部分放電センサ２６と放電位置との間の距離Ｄ１と第２部分放電センサ２８と放電位置との間の距離Ｄ２とを計算することができる。 Referring to FIG. 2, in the partial discharge position estimation technique using the time difference, two partial discharge sensors 26 and 28 are installed in the electric machine to estimate the discharge position. The first partial discharge sensor 26 and the second partial discharge sensor 28 are installed in the electric machine with a predetermined interval Dt. If the partial discharge occurs, the first partial discharge sensor 26 and the second partial discharge sensor 28 sense the discharge signal, and the measuring instrument 23 measures the time when the discharge signal arrives at the partial discharge sensor. Since the arrival time of the discharge signal varies depending on the distance between the discharge sensor and the discharge position, the distance D1 between the first partial discharge sensor 26 and the discharge position, the second partial discharge sensor 28, A distance D2 between the discharge position can be calculated.

上述のように、従来の部分放電位置推定技術は、電力器機に設置された複数の部分放電センサが必要である。従来技術では、弱い放電信号を検出するためには電力器機に設置された部分放電センサの間隔を狭めなければならないが、電力器機が複雑な構造を有する場合には、部分放電センサを十分に狭い間隔で設置し難い。 As described above, the conventional partial discharge position estimation technique requires a plurality of partial discharge sensors installed in a power device. In the prior art, in order to detect a weak discharge signal, the interval between the partial discharge sensors installed in the power device must be narrowed. However, if the power device has a complicated structure, the partial discharge sensor is sufficiently narrow. It is difficult to install at intervals.

また、部分放電センサの間隔が広ければ、多数の部分放電センサと計測器とを結線し難く、且つ部分放電センサが感知した信号が計測器に伝達される間、減衰または変形されて放電位置の信頼度が低下する。 In addition, if the interval between the partial discharge sensors is wide, it is difficult to connect a large number of partial discharge sensors and measuring instruments, and while the signal sensed by the partial discharge sensors is transmitted to the measuring instrument, it is attenuated or deformed to Reliability decreases.

本発明の課題は、１つの部分放電センサを利用して部分放電位置を検出する検出システム及び部分放電位置検出方法を提供することにある。 The subject of this invention is providing the detection system and partial discharge position detection method which detect a partial discharge position using one partial discharge sensor.

本発明の他の課題は、１つの部分放電センサを利用して部分放電位置検出の正確度が向上した検出システム及び部分放電位置検出方法を提供することにある。 Another object of the present invention is to provide a detection system and a partial discharge position detection method in which the accuracy of partial discharge position detection is improved by using one partial discharge sensor.

上述の課題を達成するために、本発明は、電磁波部分放電信号の伝送モード別群速度の差を利用する部分放電位置検出システムを提供する。 In order to achieve the above-described problems, the present invention provides a partial discharge position detection system that utilizes a difference in group speeds of transmission modes of electromagnetic wave partial discharge signals.

この検出システムは、電磁波部分放電信号を感知する部分放電センサと、前記部分放電センサで感知された信号の波形を測定する波形測定装置と、前記波形を変換して伝送モード別信号を分離する変換モジュールと、伝送モード別到着時間及び放電信号モード別到着時の周波数を利用して前記部分放電センサから部分放電位置までの距離を計算する演算モジュールとを含む。 The detection system includes a partial discharge sensor that senses an electromagnetic partial discharge signal, a waveform measurement device that measures a waveform of the signal sensed by the partial discharge sensor, and a conversion that converts the waveform to separate a signal for each transmission mode And a calculation module that calculates the distance from the partial discharge sensor to the partial discharge position using the arrival time by transmission mode and the frequency at the arrival by discharge signal mode.

前記変換モジュールは、周波数及び時間に対する解像度が高い変換アルゴリズムを内蔵することができる。例えば、短区間フューリエ変換（Ｓｈｏｒｔ Ｔｅｒｍ Ｆｕｒｉｅｒ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍ;ＳＴＦＴ）アルゴリズム、またはウェーブレット変換（ｗａｖｅｌｅｔ ｔｒａｎｓｆｏｒｍ）アルゴリズムを前記変換モジュールに内蔵することができる。 The conversion module may incorporate a conversion algorithm having a high resolution with respect to frequency and time. For example, a short term transformer transform (STFT) algorithm or a wavelet transform algorithm can be incorporated in the transform module.

前記演算モジュールは、変換された伝送モード別信号の到着時間及び到着時の周波数から伝送モードの群速度を計算し、伝送モード別到着時間の差と群速度とを利用して放電位置を計算する。 The calculation module calculates a group velocity of the transmission mode from the arrival time of the converted signal for each transmission mode and a frequency at the time of arrival, and calculates a discharge position using a difference between the arrival times for each transmission mode and the group velocity. .

上述の課題を達成するために、本発明は、伝送モード別群速度の差を利用する部分放電位置検出方法を提供する。 In order to achieve the above-described problems, the present invention provides a partial discharge position detection method that utilizes a difference in group speed by transmission mode.

この方法は、部分放電信号の波形を測定する段階と、前記測定された波形を変換して伝送モード別信号を分離する段階と、モード別信号到着時の周波数を利用して伝送モード別群速度を計算する段階と、２つの伝送モードの群速度及び２つの伝送モード間の到達時間の差を利用して部分放電位置を計算する段階とを含む。 The method includes a step of measuring a waveform of a partial discharge signal, a step of converting the measured waveform to separate a signal for each transmission mode, and a group speed for each transmission mode using a frequency when the signal for each mode arrives. And calculating a partial discharge position using a group velocity of the two transmission modes and a difference in arrival time between the two transmission modes.

伝送モード別信号を分離する段階において、時間及び周波数解像度が高い変換技法が適用されることができる。このような変換技法は、多様に紹介されるか、または公知されている。例えば、短区間フューリエ変換、またはウェーブレット変換を本発明に適用することができる。 In the step of separating the signals by transmission mode, a conversion technique having high time and frequency resolution can be applied. Such conversion techniques are variously introduced or known. For example, short interval Fourier transform or wavelet transform can be applied to the present invention.

本発明によると、１つの部分放電センサで感知された部分放電信号を伝送モード別で分離し、伝送モード別到着時間及び群速度の差を利用して部分放電センサから部分放電位置までの距離を測定することができる。 According to the present invention, the partial discharge signals detected by one partial discharge sensor are separated by transmission mode, and the distance from the partial discharge sensor to the partial discharge position is determined using the difference in arrival time and group velocity by transmission mode. Can be measured.

本発明は、複数の部分放電センサで感知された部分放電信号を比較する従来の部分放電位置検出方法に比べて、さらに向上した信頼度で部分放電位置を検出することができる。 The present invention can detect a partial discharge position with improved reliability compared to a conventional partial discharge position detection method that compares partial discharge signals sensed by a plurality of partial discharge sensors.

したがって、電力器機に設置するセンサの数を減らして費用を節減することができ、電力器機で部分放電位置を点検して補修することによって、電力器機の故障を予め防止することができる。 Therefore, it is possible to reduce the cost by reducing the number of sensors installed in the power device, and it is possible to prevent a failure of the power device in advance by checking and repairing the partial discharge position with the power device.

従来技術に係る部分放電位置検出方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the partial discharge position detection method which concerns on a prior art. 従来技術に係る部分放電位置検出方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the partial discharge position detection method which concerns on a prior art. 本発明の望ましい実施形態に係る部分放電位置検出方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the partial discharge position detection method which concerns on desirable embodiment of this invention. 本発明の望ましい実施形態に係る部分放電位置検出方法を説明するためのフローチャートである。3 is a flowchart for explaining a partial discharge position detection method according to a preferred embodiment of the present invention. 部分放電信号の波形を示したグラフである。It is the graph which showed the waveform of the partial discharge signal. 部分放電信号の到着時間−周波数グラフである。It is an arrival time-frequency graph of a partial discharge signal. 本発明の望ましい実施形態に係る部分放電位置検出システムを示した図である。1 is a diagram illustrating a partial discharge position detection system according to a preferred embodiment of the present invention.

以下、本発明の望ましい実施形態をより詳細に説明する。本発明は、ここで説明される実施形態に限定されず、他の形態に具体化されることもできる。むしろ、ここで紹介される実施形態は開示された内容が徹底し、完全になれるように、そして当業者に本発明の思想を十分に伝達するために提供されるものである。 Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in more detail. The present invention is not limited to the embodiments described herein, and may be embodied in other forms. Rather, the embodiments presented herein are provided so that the disclosed content will be thorough and complete, and will fully convey the spirit of the invention to those skilled in the art.

図３は、本発明の望ましい実施形態に係る部分放電位置検出方法を説明するための図である。 FIG. 3 is a diagram for explaining a partial discharge position detection method according to a preferred embodiment of the present invention.

本実施形態において、外箱３２と中央導体３４とを含む同軸構造のガス絶縁母線ＧＩＢを例として説明するが、本発明はより複雑な構造のガス絶縁開閉装置（Ｇａｓ Ｉｎｓｕｌａｔｅｄ Ｓｗｉｔｃｈｇｅａｒ;ＧＩＳ）、変圧器及び電力用ケーブルなどの多様な電力器機に適用されることができる。 In the present embodiment, a gas-insulated bus GIB having a coaxial structure including the outer box 32 and the central conductor 34 will be described as an example. However, the present invention relates to a gas-insulated switchgear (GIS), a transformer having a more complicated structure. It can be applied to various power devices such as power devices and power cables.

図３を参照すると、電力器機、例えば同軸構造のガス絶縁母線ＧＩＢ内で部分放電が発生すれば、放電発生位置ＤＰで発生された電磁波部分放電信号（ｅｌｅｃｔｒｏｍａｇｎｅｔｉｃ ｐａｒｔｉａｌ ｄｉｓｃｈａｒｇｅ Ｓｉｇｎａｌ）はＴＥＭモードとＴＥ１１、ＴＥ２１、ＴＥ３１、ＴＥ４１モードのような多様な伝送モードが合成された形態で伝播される。 Referring to FIG. 3, if a partial discharge is generated in a power device, for example, a gas-insulated bus GIB having a coaxial structure, an electromagnetic partial discharge signal generated at the discharge generation position DP is expressed as TEM mode and TE 11. , TE 21 , TE 31 , and TE 41 modes are transmitted in a combined form.

理論的に、ＴＥＭモードを除いた各モードは固有の遮断周波数があり、遮断周波数以上の電磁波信号のみが該当のモードに進行すると知られている。 Theoretically, each mode except the TEM mode has a unique cutoff frequency, and it is known that only an electromagnetic wave signal having a cutoff frequency or higher proceeds to the corresponding mode.

伝送モードは互いに異なる群速度で伝播されるので、伝送モード別で前記部分放電センサ３６に感知される時間が異なる。したがって、伝送モード別到着時間を利用して前記部分放電センサ３６から前記部分放電位置ＤＰまでの距離Ｌを検出することができる。 Since the transmission modes are propagated at different group velocities, the time sensed by the partial discharge sensor 36 differs depending on the transmission mode. Therefore, the distance L from the partial discharge sensor 36 to the partial discharge position DP can be detected using the arrival time for each transmission mode.

電力器機で部分放電が発生すれば、ＴＥＭモードが光速度Ｃで伝播され、前記部分放電センサ３６に最も速く感知され、他の伝送モードが群速度Ｖｇで伝播されて前記部分放電センサ３６に感知される。前記感知された部分放電信号をオシロスコープのような波形測定装置３８で測定して距離Ｌを計算することができる。 If a partial discharge occurs in the electric machine, the TEM mode is propagated at the light velocity C and sensed the fastest by the partial discharge sensor 36, and the other transmission modes are propagated at the group velocity Vg and sensed by the partial discharge sensor 36. Is done. The distance L can be calculated by measuring the sensed partial discharge signal with a waveform measuring device 38 such as an oscilloscope.

図４は、本発明の望ましい実施形態に係る部分放電位置検出方法を説明するためのフローチャートである。 FIG. 4 is a flowchart for explaining a partial discharge position detection method according to a preferred embodiment of the present invention.

図５は、部分放電信号の波形を示したグラフであり、図６は、部分放電信号の時間−周波数グラフである。 FIG. 5 is a graph showing the waveform of the partial discharge signal, and FIG. 6 is a time-frequency graph of the partial discharge signal.

図４、図５、及び図６を参照すると、前記波形測定装置３８を利用して前記部分放電センサ３６で感知された部分放電信号の波形を測定する（Ｓ１段階）。 Referring to FIGS. 4, 5, and 6, the waveform of the partial discharge signal sensed by the partial discharge sensor 36 is measured using the waveform measuring device 38 (step S1).

前記部分放電信号は様々な伝送モードが合成された形態で、図５に示すように、前記波形測定装置３８で測定される。 The partial discharge signal is measured by the waveform measuring device 38 as shown in FIG.

測定した波形から前記伝送モードの群速度Ｖｇを計算するために、前記部分放電信号の伝送モード別到着時間と周波数とを計算する（Ｓ２段階）。 In order to calculate the group velocity Vg of the transmission mode from the measured waveform, the arrival time and frequency of the partial discharge signal for each transmission mode are calculated (step S2).

図５の第１時点５２でＴＥＭモードの信号が最も速く感知される。ＴＥＭモードの信号が感知された後、第２時点５４でＴＥＭモードの次に群速度が速いＴＥ１１モードの信号が感知されてＴＥＭモードと合成される。 A TEM mode signal is sensed fastest at a first time point 52 in FIG. After the TEM mode signal is sensed, at the second time point 54, the TE 11 mode signal having the next highest group velocity after the TEM mode is sensed and combined with the TEM mode.

前記波形測定装置３８で測定された部分放電信号をモード別到着時間及び周波数を同時に分析することができる技法を用いて変換し、前記伝送モードの到着時間及び周波数をより正確に求めることができる。 The partial discharge signal measured by the waveform measuring device 38 can be converted using a technique capable of simultaneously analyzing the arrival time and frequency for each mode, and the arrival time and frequency of the transmission mode can be determined more accurately.

本発明の一実施形態において、短区間フューリエ変換（Ｓｈｏｒｔ Ｔｅｒｍ Ｆｕｒｉｅｒ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍ;ＳＴＦＴ）、またはウェーブレット変換（ｗａｖｅｌｅｔ ｔｒａｎｓｆｏｒｍ）などの時間及び周波数解像度が高い多様な変換技法を用いることができる。 In an exemplary embodiment of the present invention, various conversion techniques having high time and frequency resolution, such as a short term transformer transform (STFT) or a wavelet transform, may be used.

例えば、短区間フューリエ変換ＳＴＦＴを利用して前記測定された部分放電信号を変換して、図６のような周波数−時間分布を得ることができる。短区間フューリエ変換により前記部分放電信号は伝送モード別で分離された。図６の分布図において、第１時点６２に到達した信号は光束で伝播されるＴＥＭモードであり、第２時点６４に到逹した信号はＴＥＭモードの次に群速度が速いＴＥ１１モードであり、前記第２時点６４での到着信号の周波数６６は６６８ＭＨｚである。 For example, a frequency-time distribution as shown in FIG. 6 can be obtained by converting the measured partial discharge signal using a short interval Fourier transform STFT. The partial discharge signal was separated according to transmission mode by short interval Fourier transform. In the distribution diagram of FIG. 6, the signal that has reached the first time point 62 is the TEM mode that is propagated by the light beam, and the signal that has reached the second time point 64 is the TE 11 mode that has the fastest group velocity after the TEM mode. The frequency 66 of the arrival signal at the second time point 64 is 668 MHz.

前記伝送モード別到着時間及び周波数を利用して群速度を計算する（Ｓ３段階）。 A group velocity is calculated using the arrival time and frequency for each transmission mode (step S3).

前記ＴＥＭモードは光速度Ｃで伝播され、前記ＴＥＭモード以外の他の伝送モードの群速度ｖｇは下記の数１式により計算されることができる。

Figure 0005165058
The TEM mode is propagated at the light velocity C, and the group velocity vg of other transmission modes other than the TEM mode can be calculated by the following equation (1).
Figure 0005165058

この式において、ｆｃは各モード別遮断周波数であり、ｆは該当のモード別信号到着時の周波数であり、Ｃは光束である。 In this equation, fc is a cut-off frequency for each mode, f is a frequency at the arrival of a signal for each mode, and C is a light beam.

前記到着時間差△ｔは下記の数２式として表現されることができる。

Figure 0005165058
The arrival time difference Δt can be expressed as the following equation (2).
Figure 0005165058

この式において、ｔ１及びｔ２は第１及び第２伝送モードの到着時間であり、ｖｇ１及びｖｇ２は第１及び第２伝送モードの群速度であり、Ｌは部分放電センサと放電信号発生位置の距離である。 In this equation, t 1 and t 2 are arrival times of the first and second transmission modes, v g1 and v g2 are group velocities of the first and second transmission modes, and L is a partial discharge sensor and a discharge signal. It is the distance of the generation position.

前記伝送モードの群速度と２つの伝送モード間の到着時間との差を利用して部分放電位置を計算する（Ｓ４段階）。 The partial discharge position is calculated using the difference between the group speed of the transmission mode and the arrival time between the two transmission modes (step S4).

数２式から分かるように、２つの伝送モード間の到着時間の差は伝送モードの群速度と距離の式として表現される。前記数２式を利用して前記部分放電センサ３６から前記部分放電位置ＤＰまでの距離Ｌを数３式のように計算することができる。

Figure 0005165058
As can be seen from equation (2), the difference in arrival time between the two transmission modes is expressed as a group velocity and distance equation in the transmission mode. Using the formula 2, the distance L from the partial discharge sensor 36 to the partial discharge position DP can be calculated as shown in formula 3.
Figure 0005165058

本発明によると、１つの部分放電センサで感知される部分放電信号を伝送モード別で分離して、到着時間及びこの時の周波数を測定し、前記測定された到着時間及び周波数を利用して伝送モード別群速度を計算することができる。結果的に、２つの伝送モード間の到着時間の差と群速度とを簡単な数学式に代入することによって、部分放電センサから部分放電位置までの距離を計算することができる。例えば、最も速く到着するＴＭモードと２番目に到着するＴＥ１１モードの到着時間の差及び速度を利用し、部分放電センサから部分放電位置までの距離を計算することができる。 According to the present invention, a partial discharge signal sensed by one partial discharge sensor is separated for each transmission mode, an arrival time and a frequency at this time are measured, and transmission is performed using the measured arrival time and frequency. The group velocity for each mode can be calculated. As a result, the distance from the partial discharge sensor to the partial discharge position can be calculated by substituting the difference in arrival time between the two transmission modes and the group velocity into a simple mathematical expression. For example, the distance from the partial discharge sensor to the partial discharge position can be calculated using the difference between the arrival time and the speed of the fastest arriving TM mode and the second arriving TE 11 mode.

本発明は、１つの部分放電センサでも部分放電位置を検出することができるので、複数の部分放電センサを使わなければならない既存の方法で発生することができる信号の遅延及び変形、そして多重の部分放電センサの設置時に発生することができる問題事項及びこれによる測定範囲の制限などの問題を改善することができる。 Since the present invention can detect a partial discharge position even with a single partial discharge sensor, the delay and deformation of a signal that can be generated by an existing method in which a plurality of partial discharge sensors must be used, and multiple portions. Problems such as problems that can occur when the discharge sensor is installed and the limitation of the measurement range due to this can be improved.

図７は、本発明の望ましい実施形態に係る部分放電位置検出システムを示した図である。 FIG. 7 is a diagram illustrating a partial discharge position detection system according to a preferred embodiment of the present invention.

図７を参照すると、本発明の一実施形態に係る部分放電位置検出システム７０は、部分放電信号を感知する部分放電センサ７２と、前記部分放電センサ７２で感知された信号の波形を測定する波形測定装置７４と、前記測定された波形を変換して伝送モード別で分離する変換モジュール７５と、前記部分放電センサ７２から部分放電位置までの距離を計算する演算モジュール７６と、算式が貯蔵された貯蔵領域７８とを含む。 Referring to FIG. 7, a partial discharge position detection system 70 according to an embodiment of the present invention includes a partial discharge sensor 72 that senses a partial discharge signal, and a waveform that measures the waveform of the signal sensed by the partial discharge sensor 72. The measurement device 74, the conversion module 75 that converts the measured waveform and separates it by transmission mode, the calculation module 76 that calculates the distance from the partial discharge sensor 72 to the partial discharge position, and the equations are stored. Storage area 78.

前記変換モジュール７５は、様々な伝送モードが合成された部分放電信号を時間解像度及び周波数解像度が高い時間−周波数分布に変換する変換アルゴリズムを内蔵する。例えば、前記変換モジュール７５は短区間フューリエ変換ＳＴＦＴ、またはウェーブレット変換などの多様な変換アルゴリズムを少なくとも１つ内蔵することができる。 The conversion module 75 includes a conversion algorithm for converting a partial discharge signal in which various transmission modes are combined into a time-frequency distribution having a high time resolution and frequency resolution. For example, the conversion module 75 may include at least one of various conversion algorithms such as a short interval Fourier transform STFT or a wavelet transform.

前記変換アルゴリズムにより部分放電信号が時間及び周波数によって分離されることができ、伝送モード別で到着時間及び周波数に差があるので、分離された信号は伝送モードに対応する。 The partial discharge signal can be separated according to time and frequency by the conversion algorithm, and since the arrival time and frequency differ depending on the transmission mode, the separated signal corresponds to the transmission mode.

前記演算モジュール７６は、前記変換モジュール７５で変換された信号のうちで２つの伝送モードの周波数及び到着時間が入力されて、伝送モードの群速度を計算し、２つの伝送モードの到着時間の差と前記計算された群速度とを利用して部分放電位置から部分放電センサまでの距離を計算する。 The arithmetic module 76 receives the frequency and arrival time of the two transmission modes among the signals converted by the conversion module 75, calculates the group speed of the transmission mode, and calculates the difference between the arrival times of the two transmission modes. And the calculated group velocity are used to calculate the distance from the partial discharge position to the partial discharge sensor.

本発明の一実施形態において、前記変換モジュール７５及び前記演算モジュール７６はマイクロプロセッサにプログラムされたことであるか、または各々の機能を実行するハードウェアであり得る。したがって、前記変換モジュール７５及び前記演算モジュール７６は固有機能を有する半導体チップや単一チップに実現されることができる。前記貯蔵領域７８はシステムに別途設置されたメモリであるか、または前記変換モジュール７５及び／または演算モジュール７６と結合されたメモリであり得る。 In an embodiment of the present invention, the conversion module 75 and the arithmetic module 76 may be programmed in a microprocessor or may be hardware that performs each function. Therefore, the conversion module 75 and the arithmetic module 76 can be realized on a semiconductor chip having a unique function or a single chip. The storage area 78 may be a memory separately installed in the system, or a memory coupled to the conversion module 75 and / or the arithmetic module 76.

３２ 外箱
３４ 中央導体
３６、７２ 部分放電センサ
ＤＰ 部分放電位置
３８、７４ 波形測定装置
７０ 部分放電位置検出システム
７５ 変換モジュール
７６ 演算モジュール
７８ 貯蔵領域 32 Outer box 34 Central conductor 36, 72 Partial discharge sensor DP Partial discharge position 38, 74 Waveform measuring device 70 Partial discharge position detection system 75 Conversion module 76 Calculation module 78 Storage area

Claims (9)

多様な伝送モードが合成された電磁波部分放電信号を感知する部分放電センサと、
前記部分放電センサで感知された前記電磁波部分放電信号の波形を測定する波形測定装置と、
前記波形測定装置により測定された前記波形を前記伝送モード別の信号に分離する変換モジュールと、
前記伝送モード別の信号が前記部分放電センサに到着した到着時間と前記伝送モード別の信号の周波数とを利用して前記部分放電センサから部分放電位置までの距離を計算する演算モジュールとを含むことを特徴とする部分放電位置検出システム。A partial discharge sensor for sensing an electromagnetic partial discharge signal in which various transmission modes are combined ;
A waveform measuring device for measuring a waveform of the electromagnetic wave partial discharge signal sensed by the partial discharge sensor;
A conversion module to separate the waveform measured by the waveform measuring apparatus to the transmission mode-specific signal,
An arithmetic module that calculates the distance from the partial discharge sensor to the partial discharge position using the arrival time when the signal for each transmission mode arrives at the partial discharge sensor and the frequency of the signal for each transmission mode. A partial discharge position detection system. 前記変換モジュールは、前記到着時間と前記周波数とを同時に分析することができるアルゴリズムを内蔵することを特徴とする請求項１に記載の部分放電位置検出システム。Said conversion module, partial discharge location system according to claim 1, characterized in that a built-in algorithm capable of analyzing the said frequency and the arrival time at the same time. 前記アルゴリズムは、短区間フーリエ変換アルゴリズム、またはウェーブレット変換アルゴリズムであることを特徴とする請求項２に記載の部分放電位置検出システム。The partial discharge position detection system according to claim 2, wherein the algorithm is a short interval Fourier transform algorithm or a wavelet transform algorithm. 前記演算モジュールは、前記伝送モード別の信号の周波数から群速度を計算し、２つの伝送モードの信号の群速度及び当該２つの伝送モードの信号が前記部分放電センサに到着した到着時間の差を利用し、前記部分放電センサから前記部分放電位置までの距離を計算することを特徴とする請求項１に記載の部分放電位置検出システム。The arithmetic module, the calculate the group velocity from the frequency of the transmission mode-specific signals, the difference in arrival group velocity and the signal of the two transmission modes of two transmission mode of the signal arrives at the partial discharge sensor time The partial discharge position detection system according to claim 1, wherein a distance from the partial discharge sensor to the partial discharge position is calculated. 多様な伝送モードが合成された電磁波部分放電信号を部分放電センサで感知する段階と、
前記部分放電センサで感知された前記電磁波部分放電信号の波形を測定する段階と、
前記測定された波形を前記伝送モード別の信号に分離する段階と、
前記伝送モード別の信号の周波数を利用して、前記伝送モード別の信号の群速度を計算する段階と、
２つの伝送モードの信号の群速度及び当該２つの伝送モードの信号が前記部分放電センサに到着した到着時間の差を利用して部分放電位置を計算する段階とを含むことを特徴とする部分放電位置検出方法。 Detecting an electromagnetic partial discharge signal in which various transmission modes are combined with a partial discharge sensor;
Measuring the waveform of the electromagnetic wave partial discharge signal sensed by the partial discharge sensor ;
A step of separating the measured waveform to the transmission mode-specific signal,
The method comprising using a frequency of the transmission mode-specific signals, to calculate the group velocity of the transmission mode-specific signal,
Partial discharge two transmission mode of the signal group velocity and the signal of the two transmission modes is characterized in that it comprises a step of calculating a partial discharge position using a difference of the partial discharge arrival time arriving at the sensor Position detection method. 前記信号を分離する段階は、前記到着時間及び前記周波数を同時に分析する技法を適用して前記伝送モード別の信号に分離することを特徴とする請求項５に記載の部分放電位置検出方法。Stage partial discharge position detecting method according to claim 5, characterized in that the separation in the transmission mode by the signal by applying the technique for analyzing the arrival time and the frequency at the same time separating the signal. 前記技法は、短区間フーリエ変換、またはウェーブレット変換であることを特徴とする請求項６に記載の部分放電位置検出方法。The partial discharge position detection method according to claim 6, wherein the technique is a short interval Fourier transform or a wavelet transform. 前記群速度ｖｇの算式は下記の数１式であることを特徴とする請求項５に記載の電位置検出方法。
Figure 0005165058
 ここで、Ｃは光速、ｆｃは伝送モードの遮断周波数、ｆは伝送モード別の信号が部分放電センサに到着した時点の周波数である。6. The electric position detection method according to claim 5, wherein the formula of the group velocity vg is the following formula (1).
Figure 0005165058
 Here, C is the speed of light , fc is the cutoff frequency of the transmission mode, and f is the frequency at which the signal for each transmission mode arrives at the partial discharge sensor . 前記部分放電位置を計算する段階は、
第１伝送モード及び第２伝送モードを選択する段階と、
第１伝送モードの信号及び第２伝送モードの信号が前記部分放電センサに到着した到着時間の差を計算する段階と、
前記到着時間の差と、前記第１伝送モードの信号及び前記第２伝送モードの信号が前記部分放電センサに到着した時点の群速度とを下記の数３式に代入し、前記部分放電センサから前記部分放電位置の距離を計算する段階とを含むことを特徴とする請求項８に記載の部分放電位置検出方法。
Figure 0005165058
 ここで、Ｌは部分放電位置までの距離、Ｖｇ１及びＶｇ２は各々第１伝送モードの信号及び第２伝送モードの信号の群速度、△ｔは前記到着時間の差である。The step of calculating the partial discharge position includes:
Selecting a first transmission mode and a second transmission mode;
Calculating a difference between arrival times at which the first transmission mode signal and the second transmission mode signal arrive at the partial discharge sensor ;
Substituting a difference between the arrival time and the group velocity of the time points where the signal and the signal of the second transmission mode of the first transmission mode has arrived to the partial discharge sensor Formula 3 below, the partial discharge sensor The partial discharge position detection method according to claim 8, further comprising: calculating a distance of the partial discharge position from the position.
Figure 0005165058
 Here, L is the distance to the partial discharge position, V g1 and V g2 are the group velocities of the first transmission mode signal and the second transmission mode signal , respectively, and Δt is the difference between the arrival times.
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