JPH06222104A - Troubled gas section detecting apparatus of gas insulated equipment - Google Patents
Troubled gas section detecting apparatus of gas insulated equipmentInfo
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- JPH06222104A JPH06222104A JP5010414A JP1041493A JPH06222104A JP H06222104 A JPH06222104 A JP H06222104A JP 5010414 A JP5010414 A JP 5010414A JP 1041493 A JP1041493 A JP 1041493A JP H06222104 A JPH06222104 A JP H06222104A
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】この発明はガス絶縁機器の故障ガ
ス区分を検出する故障ガス区分検出装置に関するもので
ある。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a fault gas classification detecting device for detecting a fault gas classification of a gas insulation device.
【０００２】[0002]
【従来の技術】図８は、例えば、電気協同研究第42巻第
３号「変電所監視システム」P.65に示された従来のガス
圧力リレーを用いたGIS（ガス絶縁開閉装置）故障点検
出装置の構成図である。図において、GIS 1はガス区分
スペーサ２によって区分されたガス区分（GIS 1内のガ
スを区分して成る一構成単位）3a及び3bを有している。
ガス区分3aはガス配管5aを介してガス圧力リレー部7aと
連通している。ガス配管5aの途中にはバルブ4a及び4eが
設けられ、また、ガス圧力リレー部7aは取付部6aを介し
てガス配管5aと脱着可能に接続されている。同様に、ガ
ス区分3bはガス配管5bを介してガス圧力リレー部7bと連
通し、ガス配管5bの途中にバルブ4b及び4f並びに取付部
6bが設けられている。ガス配管5a及び5bはそれぞれバル
ブ4c及び4dを経由してガス配管5cに接続されている。ガ
ス配管5cの端部にはバルブ4gを介して圧力計13が接続さ
れている。この圧力計13により、常時、ガス区分3a及び
3bのガス圧力が計測される。ガス圧力リレー部7aは圧力
弁9aによって仕切られたガス区分8a及び8bを有してい
る。圧力弁9aには小さな穴9a1を有していて、これによ
ってガス区分8a及び8bのそれぞれの圧力が等しくなって
いる。マイクロリレー10aは圧力弁9aと接続されてい
て、圧力弁9aの動作に連動してその接点10a1を開閉す
る。ガス圧力リレー部7bも同様に構成され、小さな穴9b
1を有する圧力弁9b、ガス区分8c及び8d、マイクロリレ
ー10b及びその接点10b1の各部を備えている。2. Description of the Related Art FIG. 8 shows a GIS (Gas Insulated Switchgear) fault inspection using a conventional gas pressure relay shown in, for example, Electric Cooperative Research Vol. 42, No. 3, "Substation Monitoring System" P.65. It is a block diagram of an output device. In the figure, GIS 1 has gas divisions (a structural unit formed by dividing the gas in GIS 1) 3a and 3b divided by a gas division spacer 2.
The gas section 3a communicates with the gas pressure relay section 7a via a gas pipe 5a. Valves 4a and 4e are provided in the middle of the gas pipe 5a, and the gas pressure relay portion 7a is detachably connected to the gas pipe 5a via a mounting portion 6a. Similarly, the gas section 3b communicates with the gas pressure relay portion 7b via the gas pipe 5b, and the valves 4b and 4f and the mounting portion are provided in the middle of the gas pipe 5b.
6b is provided. The gas pipes 5a and 5b are connected to the gas pipe 5c via valves 4c and 4d, respectively. A pressure gauge 13 is connected to the end of the gas pipe 5c via a valve 4g. With this pressure gauge 13, gas section 3a and
The gas pressure at 3b is measured. The gas pressure relay section 7a has gas sections 8a and 8b partitioned by a pressure valve 9a. The pressure valve 9a has a small hole 9a1 so that the pressure in each of the gas sections 8a and 8b is equal. The micro relay 10a is connected to the pressure valve 9a and opens and closes its contact 10a1 in conjunction with the operation of the pressure valve 9a. The gas pressure relay section 7b is similarly configured and has a small hole 9b.
It comprises a pressure valve 9b having 1, a gas section 8c and 8d, a micro relay 10b and its contacts 10b1.
【０００３】次に、上記従来例の動作について説明す
る。ガス区分3a内のＡ点において地絡等の事故が発生す
ると、その電気アークエネルギーにより当該ガス区分3a
内のSF6ガスは衝撃圧力波を発生する。この衝撃圧力波
は配管5aを伝わりガス圧力リレー部7aのガス区分8aに到
達し、圧力弁9aを図の矢印Ｂの方向に移動させる。この
結果、圧力弁9aと接続されているマイクロリレー10aが
動作し、その接点10a1を閉路する。この接点出力を利用
することにより遠方においても事故を検知できる。一
方、事故のないガス区分3bではSF6ガスの衝撃圧力波は
発生しない。ガス配管5aからバルブ4c及び4dを経由して
わずかに伝播する圧力波は存在するが、バルブ4c及び4d
が細い経路になっているため衝撃圧力波に対して大きな
抵抗となり、ガス圧力波がかろうじてガス圧力リレー7b
のガス区分8cに到達しても接点10b1を閉路することはで
きない。こうして、ガス区分3a内の事故に対しては接点
10a1が、ガス区分3b内の事故に対しては接点10b1がそれ
ぞれ閉路して事故の発生を検出する。しかしながら最終
的に事故と判断するか否かは、上記の検出結果に加えて
アークによって生じた分解ガスを検出するガス検出装置
の検出結果による。なぜならば、ガス圧力リレー部7a及
び7bは機械的振動や電気ノイズによって誤動作する可能
性があると共に自己点検機能を有していないからであ
る。Next, the operation of the above conventional example will be described. When an accident such as a ground fault occurs at point A in the gas category 3a, the gas category 3a is affected by the electric arc energy.
The SF6 gas inside generates a shock pressure wave. This shock pressure wave travels through the pipe 5a and reaches the gas section 8a of the gas pressure relay portion 7a, and moves the pressure valve 9a in the direction of arrow B in the figure. As a result, the micro relay 10a connected to the pressure valve 9a operates and closes its contact 10a1. By utilizing this contact output, an accident can be detected even at a long distance. On the other hand, the shock pressure wave of SF6 gas does not occur in the gas category 3b where there is no accident. Although there is a pressure wave that slightly propagates from the gas pipe 5a through the valves 4c and 4d, the valves 4c and 4d
Because of the narrow path, it becomes a large resistance to the shock pressure wave, and the gas pressure wave barely barely reaches the gas pressure relay 7b.
The contact 10b1 cannot be closed even when the gas section 8c is reached. In this way, contact points will be provided for accidents in gas category 3a.
For the accident in the gas section 3b, the contacts 10b1 are closed to detect the occurrence of the accident. However, whether to finally determine the accident depends on the detection result of the gas detection device that detects the decomposed gas generated by the arc in addition to the above detection result. This is because the gas pressure relay units 7a and 7b may malfunction due to mechanical vibration or electrical noise and do not have a self-check function.
【０００４】図９は、例えば電気協同研究44巻第２号
「ガス絶縁機器の信頼性向上策」、第44頁に示された従
来のガス検出装置の概略構成を示す側面図である。図に
おいて、両端にバルブ17及び18を有するガス検出装置14
のガス区分15内には検出素子16が設けられている。次
に、このガス検出装置14の使用方法について説明する。
図８に示すガス圧力リレー7a又は7bによって事故が検出
された場合、前述のように、検出が誤動作によるもので
ある可能性もある。そこで点検作業者が、ガス検出装置
14を事故が検出されたGIS 1の近傍まで運搬する。次
に、例えば図８のバルブ4eを閉めた後、取付部6aからガ
ス圧力リレー部7aを外し、代わりにガス検出装置14（図
９）を取付ける。次に、バルブ4e（図８）及び17（図
９）を開き、ガスをガス検出装置14に流入させる。事故
時のアークによってSF6分解ガスが所定の濃度以上存在
している場合は、検出素子16の色が変わるので人間の目
視によってそれを検知することができる。FIG. 9 is a side view showing a schematic configuration of a conventional gas detecting apparatus shown on page 44 of Electrical Cooperative Research Vol. 44, No. 2, "Measures for Improving Reliability of Gas Insulation Equipment", page 44, for example. In the figure, a gas detection device 14 having valves 17 and 18 at both ends is shown.
A detection element 16 is provided in the gas section 15 of. Next, a method of using the gas detector 14 will be described.
When an accident is detected by the gas pressure relay 7a or 7b shown in FIG. 8, there is a possibility that the detection may be a malfunction as described above. Therefore, the inspector asks for a gas detector.
Transport 14 to the vicinity of GIS 1 where the accident was detected. Next, for example, after closing the valve 4e of FIG. 8, the gas pressure relay portion 7a is removed from the mounting portion 6a, and the gas detection device 14 (FIG. 9) is attached instead. Next, the valves 4e (FIG. 8) and 17 (FIG. 9) are opened to allow the gas to flow into the gas detection device 14. When the SF6 decomposed gas is present at a predetermined concentration or more due to the arc at the time of an accident, the color of the detection element 16 changes, so that it can be detected by human eyes.
【０００５】[0005]
【発明が解決しようとする課題】従来のGIS故障ガス区
分検出装置では、上記のように、ガス区分の故障の有無
について、ガス圧力リレー部7a又は7bによって検出した
後、その検出の真偽について判断するため、点検作業者
がガス検出装置14を取付けにわざわざ出向く必要がある
という問題点があった。また、ガス検出装置14を用いて
検出の真偽を確認するために数十リットルのガスを必要
とするので取扱いが困難である点で、また結果の判定も
人間の目視に頼るものである点で熟練者でないと確実な
判定ができないという問題点があった。In the conventional GIS failure gas classification detection device, as described above, the presence / absence of a failure in the gas classification is detected by the gas pressure relay unit 7a or 7b, and then the detection is true or false. In order to make the determination, there was a problem that the inspection worker had to bother to go out to mount the gas detection device 14. Further, since it requires several tens of liters of gas to confirm the authenticity of the detection using the gas detection device 14, it is difficult to handle, and the determination of the result depends on human visual inspection. However, there is a problem that only a skilled person can make a reliable judgment.
【０００６】この発明は上記のような問題点を解決する
ためになされたもので、故障検出が容易かつ確実に行え
るガス絶縁機器の故障ガス区分検出装置を提供すること
を目的とする。The present invention has been made to solve the above problems, and an object of the present invention is to provide a fault gas classification detecting device for gas insulation equipment, which can easily and reliably perform fault detection.
【０００７】[0007]
【課題を解決するための手段】この発明に係るガス絶縁
機器の故障ガス区分検出装置は、ガス絶縁機器のガス区
分のSF6ガス圧力を検出するガス圧力センサと、上記ガ
ス区分のSF6分解ガス濃度を検出する分解ガスセンサ
と、上記ガス圧力センサの出力及び上記分解ガスセンサ
の出力を受けて、ガス圧力信号を出力すると共に、SF6
ガス圧力とSF6分解ガス濃度とが互いに所定の相関関係
を有しつつ変化したとき異常を知らせる信号を出力する
信号処理演算手段と、を備えたものである。また、ガス
絶縁機器のガス区分のSF6ガス圧力を検出するガス圧力
センサと、電気信号出力形の固体電解質によって構成さ
れ、上記ガス区分のSF6分解ガス濃度を検出する分解ガ
スセンサと、上記ガス圧力センサの出力及び上記分解ガ
スセンサの出力を受けて、SF6ガス圧力とSF6分解ガス濃
度とが互いに所定の相関関係を有しつつ変化したとき異
常を知らせる信号を出力する信号処理演算手段と、を備
えたガス絶縁機器の故障ガス区分検出装置、であっても
良い。また、ガス絶縁機器のガス区分の常時のSF6ガス
圧力を検出するガス圧力センサと、上記ガス区分のSF6
分解ガス濃度を検出する分解ガスセンサと、上記ガス圧
力センサの出力及び上記分解ガスセンサの出力を受け
て、20℃のガス圧力に相当するガス圧力信号を出力する
と共に、SF6ガス圧力とSF6分解ガス濃度とが互いに所定
の相関関係を有しつつ変化したとき異常を知らせる信号
を出力する信号処理演算手段と、を備えたガス絶縁機器
の故障ガス区分検出装置、であっても良い。According to the present invention, there is provided a device for detecting a faulty gas classification of a gas insulation device, including a gas pressure sensor for detecting the SF6 gas pressure of the gas classification of the gas insulation device, and the SF6 decomposition gas concentration of the gas classification. Decomposition gas sensor for detecting, and the output of the gas pressure sensor and the output of the decomposition gas sensor, and outputs a gas pressure signal, SF6
And a signal processing calculation means for outputting a signal notifying an abnormality when the gas pressure and the SF6 decomposed gas concentration change while having a predetermined correlation with each other. Also, a gas pressure sensor that detects SF6 gas pressure in the gas section of the gas insulation device, and a decomposition gas sensor that is composed of an electric signal output type solid electrolyte and that detects the SF6 decomposition gas concentration in the gas section, and the gas pressure sensor. In response to the output of the above and the output of the decomposition gas sensor, SF6 gas pressure and SF6 decomposition gas concentration, and a signal processing operation means for outputting a signal notifying an abnormality when changing while having a predetermined correlation with each other, It may be a fault gas classification detection device for gas insulation equipment. In addition, a gas pressure sensor that detects the SF6 gas pressure in the gas section of the gas insulation device at all times, and the SF6
A decomposed gas sensor that detects the decomposed gas concentration, receives the output of the gas pressure sensor and the output of the decomposed gas sensor, and outputs a gas pressure signal corresponding to the gas pressure of 20 ° C., and outputs SF6 gas pressure and SF6 decomposed gas concentration. And a signal processing arithmetic means for outputting a signal notifying an abnormality when the two have a predetermined correlation with each other, and a fault gas classification detection device for a gas insulation device.
【０００８】[0008]
【作用】ガス圧力センサはガス区分のSF6ガス圧力を検
出し、分解ガスセンサはSF6分解ガス濃度を検出する。
信号処理演算手段はこれらの検出出力を受けて、SF6ガ
ス圧力とSF6分解ガス濃度とが互いに所定の相関関係を
有しつつ変化したとき異常を知らせる信号を出力する。
また、信号処理演算手段は、平常時のガス圧力信号を出
力することもできる。[Function] The gas pressure sensor detects the SF6 gas pressure in the gas section, and the decomposition gas sensor detects the SF6 decomposition gas concentration.
Upon receiving these detection outputs, the signal processing calculation means outputs a signal indicating an abnormality when the SF6 gas pressure and the SF6 decomposed gas concentration change while having a predetermined correlation with each other.
Moreover, the signal processing calculation means can also output a gas pressure signal in normal times.
【０００９】[0009]
【実施例】図１は請求項１〜３の発明に係る一実施例を
示す構成図である。図において、GIS 1はガス区分スペ
ーサ２によって区分されたガス区分3a及び3bを有してい
る。ガス区分3a及び3bはそれぞれガス配管5a及び5bを介
してGIS故障ガス区分検出装置19a及び19bと連通してい
る。ガス配管5a及び5bの途中にはそれぞれバルブ4e及び
4fが設けられ、ガス配管5a及び5bの端部はそれぞれGIS
故障ガス区分検出装置19a及び19bの取付部6a及び6bと接
続されている。GIS故障ガス区分検出装置19a及び19b内
には、それぞれ、固体電解質（例えばPbF2-KF）によっ
て構成されたSF6分解ガスセンサ20a及び20b、半導体圧
力センサからなるガス圧力センサ21a及び21b、アナログ
信号処理部22a及び22b、並びに演算装置23a及び23bが一
体化されて設けられている。SF6分解ガスセンサ20a及び
20bの出力はそれぞれアナログ信号処理部22a及び22b
に、またガス圧力センサ21a及び21bの出力もそれぞれア
ナログ信号処理部22a及び22bに入力されている。アナロ
グ信号処理部22a及び22bの出力はそれぞれ演算装置23a
及び23bに入力され、演算装置23a及び23bの出力はそれ
ぞれ出力線24a及び24bによって外部へ送出されるように
構成されている。FIG. 1 is a block diagram showing an embodiment according to the inventions of claims 1 to 3. In the figure, GIS 1 has gas sections 3a and 3b separated by a gas section spacer 2. The gas sections 3a and 3b are in communication with the GIS fault gas section detection devices 19a and 19b via gas pipes 5a and 5b, respectively. A valve 4e and a valve 4e are provided in the middle of the gas pipes 5a and 5b, respectively.
4f is provided, and the ends of the gas pipes 5a and 5b are respectively GIS
It is connected to the mounting portions 6a and 6b of the faulty gas classification detection devices 19a and 19b. In the GIS fault gas classification detection devices 19a and 19b, SF6 decomposition gas sensors 20a and 20b composed of a solid electrolyte (for example, PbF 2 -KF), gas pressure sensors 21a and 21b composed of semiconductor pressure sensors, and analog signal processing are provided. The units 22a and 22b and the arithmetic units 23a and 23b are integrally provided. SF6 decomposition gas sensor 20a and
The outputs of 20b are analog signal processing units 22a and 22b, respectively.
Further, the outputs of the gas pressure sensors 21a and 21b are also input to the analog signal processing units 22a and 22b, respectively. The outputs of the analog signal processing units 22a and 22b are the arithmetic units 23a, respectively.
And 23b, and outputs of the arithmetic units 23a and 23b are output to the outside by output lines 24a and 24b, respectively.
【００１０】次に、上記実施例の動作について説明す
る。例えば、Ａ点で事故が起きたとする。ガス区分3a内
のSF6ガスは電気アークエネルギーにより衝撃圧力波を
発生するとともに熱膨張により圧力上昇を生ずる。圧力
上昇は配管5aを伝わりガス圧力センサ21aで検出され
る。一方、電気アークエネルギーによりSF6ガスは分解
し、配管5a内を拡散して分解ガスセンサ20aに到達す
る。分解ガスセンサ20aは分解ガスを検知しその出力電
流は増加する。アナログ信号処理部22aでは、ガス圧力
センサ21a及び分解ガスセンサ20aの出力信号からノイズ
を除去する処理を行い、演算装置23aにデジタル信号を
送る。Next, the operation of the above embodiment will be described. For example, assume that an accident occurred at point A. The SF6 gas in the gas section 3a generates a shock pressure wave due to the electric arc energy and a pressure rise due to thermal expansion. The pressure increase is transmitted through the pipe 5a and detected by the gas pressure sensor 21a. On the other hand, the SF6 gas is decomposed by the electric arc energy, diffuses in the pipe 5a, and reaches the decomposed gas sensor 20a. The decomposed gas sensor 20a detects the decomposed gas and its output current increases. The analog signal processing unit 22a performs a process of removing noise from the output signals of the gas pressure sensor 21a and the decomposition gas sensor 20a, and sends a digital signal to the arithmetic unit 23a.
【００１１】この時の、ガス圧力、分解ガスセンサの出
力及び故障電流をそれぞれ図２、図３及び図４に示す。
いま、図４に示す故障電流ioが流れたとする。tlは故障
発生時刻、t2は故障終了時刻である。ガス圧力の変化
は、図２に示すように故障電流が流れると大きな衝撃波
が発生しその後、熱的な安定条件のもとで圧力変化して
圧力Pfになる。一方、分解ガスセンサ出力は、図３に示
すようにSF6分解ガスの拡散により徐々に増加し、安定
値Ifに達する。GISの故障電流による圧力変化は次の式
で表される。 ΔＰ＝Ｋ１×ｉO×（ｔ2−ｔ1）／ｖ ・・・（１） ここでΔＰは圧力変化、Ｋ１は係数、ｉO は故障電流、
ｖはGISガス区分の容量である。The gas pressure, the output of the decomposition gas sensor and the fault current at this time are shown in FIGS. 2, 3 and 4, respectively.
Now, assume that the fault current i o shown in FIG. 4 flows. t l is the failure occurrence time and t 2 is the failure end time. As shown in FIG. 2, when the fault current flows, a large shock wave is generated in the gas pressure, and then the pressure changes to the pressure P f under a thermally stable condition. On the other hand, the decomposition gas sensor output gradually increases due to the diffusion of SF6 decomposition gas and reaches a stable value If , as shown in FIG. The pressure change due to the fault current of GIS is expressed by the following equation. ΔP = K1 × i O × (t 2 −t 1 ) / v (1) where ΔP is the pressure change, K 1 is a coefficient, i O is the fault current,
v is the capacity of the GIS gas category.
【００１２】また、分解ガスセンサ電流とアークエネル
ギーとの関係を図６に示せば、これらはほぼ比例関係に
あり、GIS故障電流との関係は、次の式で近似できる。 ΔＩ＝Ｋ２×ｉO×（ｔ2−ｔ1）／ｖ ・・・（２） ここでΔＩは分解ガスセンサ電流増加分、Ｋ２は係数、
ｉO は故障電流、ｖはGISガス区分の容量である。よっ
て、式（１）、式（２）より ΔＰ／ΔＩ＝Ｋ１／Ｋ２＝Ｋ ・・・（３） となる（但し、Ｋは定数）。 式（３）からわかるように、GISの故障電流による圧力
変化ΔＰと分解ガス電流増加分ΔＩは、比が一定の関係
にある。この関係式を図１の演算装置23a及び23bに後述
のようにプログラム化しておき、この関係になった場合
に故障として上位系に演算装置23a（または23b）から出
力線24a（または24b）を通じて出力信号を伝送する構成
とする。但し、実際には厳密に式(3)の関係を保ってい
なくても良く、例えば５％程度の許容誤差を設けても良
い。Further, if the relationship between the decomposed gas sensor current and the arc energy is shown in FIG. 6, these are almost proportional, and the relationship with the GIS failure current can be approximated by the following equation. ΔI = K2 × i O × (t 2 −t 1 ) / v (2) where ΔI is the decomposition gas sensor current increase, K2 is a coefficient,
i O is the fault current and v is the capacity of the GIS gas segment. Therefore, from equations (1) and (2), ΔP / ΔI = K1 / K2 = K (3) (where K is a constant). As can be seen from the formula (3), the ratio of the pressure change ΔP due to the GIS failure current and the decomposition gas current increase ΔI has a constant relationship. This relational expression is programmed in the arithmetic units 23a and 23b of FIG. 1 as will be described later, and when this relation is established, it is regarded as a failure and is transmitted to the upper system from the arithmetic unit 23a (or 23b) through the output line 24a (or 24b). It is configured to transmit an output signal. However, in reality, the relation of the expression (3) does not have to be strictly maintained, and for example, an allowable error of about 5% may be provided.
【００１３】一方、GISガス区分3bには故障は起きてい
ないので、分解ガスセンサ20b、及びガス圧力センサ21b
は変化分を検出しないが、ガス圧力センサ21bによって
検出されるガス圧力の現在値は演算装置23bによって20
℃の換算圧力に変換され、定期的に出力線24bを通じて
出力される。換算圧力が閾値以下になれば演算装置23b
から異常信号を出力する。On the other hand, since no failure has occurred in the GIS gas category 3b, the decomposed gas sensor 20b and the gas pressure sensor 21b.
Does not detect a change, the current value of the gas pressure detected by the gas pressure sensor 21b is 20
It is converted into the converted pressure of ° C and is periodically output through the output line 24b. If the converted pressure falls below the threshold value, computing device 23b
Outputs an abnormal signal from.
【００１４】図７は演算装置23aおよび23bによって実行
される動作のプログラムを示すフロ−チャ−トである。
図において、まずステップ101ではガス圧力センサ21aま
たは21bからのガス圧力デ−タＰと、分解ガスセンサ20a
または20bからの分解ガス電流デ−タＩとを取り込む。
次にステップ102において故障信号の有無を判断し、故
障信号が無ければステップ104へ進む。ここで、故障信
号とは例えば母線保護リレーから送られて来るものであ
り、図５に示すような信号である。ステップ104ではガ
ス圧力データＰから20℃の換算圧力を求め、その換算圧
力データを分解ガス電流データＩと共に定期的に出力す
る。ステップ104ではさらに、時刻、センサ番号、回線
名称を信号として出力する。また、デ−タＰが所定の値
以下であればガス圧力の異常を知らせる信号をも出力す
る。ステップ102に戻って、故障信号が存在する場合は
ステップ103において故障発生から１秒前のＰ，Ｉの各
デ−タ（P(-1),I(-1)とする）を読み出した後、ステッ
プ105において故障発生から１秒後のＰ，Ｉ各デ−タ（P
(+1),I(+1)とする）を取り込む。続いてステップ106で
デ−タＰ及びＩのそれぞれの変化量△P(=P(+1)-P(-1))
及び△I(=I(+1)-I(-1))を求める。次に、ステップ107に
おいて、各変化量△Ｐと△Ｉとの間に前記式(3)の関係
が所定の許容誤差範囲内で成り立つかどうか、かつ、各
変化量が故障検出の基準値PS及びISに対して、△P＞PS
及び△I＞ISの関係を満たすかどうかを判定し、それら
の関係がすべて満たされていればステップ108へ進み、
満たされていなければステップ101へ戻る。ステップ108
では故障検出の信号並びに変化量△P及び△Iを出力し
て、ステップ101へ戻る。FIG. 7 is a flowchart showing an operation program executed by the arithmetic units 23a and 23b.
In the figure, first, at step 101, the gas pressure data P from the gas pressure sensor 21a or 21b and the decomposition gas sensor 20a.
Alternatively, the decomposed gas current data I from 20b is taken in.
Next, in step 102, the presence or absence of a failure signal is determined, and if there is no failure signal, the process proceeds to step 104. Here, the failure signal is, for example, a signal sent from the busbar protection relay and is a signal as shown in FIG. In step 104, the converted pressure of 20 ° C. is obtained from the gas pressure data P, and the converted pressure data is periodically output together with the decomposed gas current data I. In step 104, the time, the sensor number, and the line name are further output as signals. If the data P is below a predetermined value, it also outputs a signal notifying that the gas pressure is abnormal. Returning to step 102, if a failure signal is present, in step 103, after reading each data of P and I (denoted as P (-1) , I (-1) ) one second before the occurrence of the failure, , At step 105, P and I data (P
(+1) , I (+1) ) is taken in. Then, in step 106, the amount of change ΔP (= P (+1) -P (-1) ) of each of the data P and I.
And ΔI (= I (+1) -I (-1) ) are calculated. Next, at step 107, it is determined whether or not the relationship of the above equation (3) is satisfied between the respective variation amounts ΔP and ΔI within a predetermined allowable error range, and each variation amount is a reference value P for failure detection. For S and I S , △ P> P S
And ΔI> I S are satisfied, and if all of these relationships are satisfied, the process proceeds to step 108,
If not satisfied, the process returns to step 101. Step 108
Then, the failure detection signal and the changes ΔP and ΔI are output, and the process returns to step 101.
【００１５】[0015]
【発明の効果】本願発明は上述のように構成されている
ので、以下に記載する効果を奏する。請求項１〜３のガ
ス絶縁機器の故障ガス区分検出装置においては、ガス圧
力センサと分解ガスセンサとを同装置内に設け、SF6ガ
ス圧力とSF6分解ガス濃度とが互いに所定の相関関係を
有しつつ変化したときはじめて異常と判断して外部へ信
号を送出する信号処理手段（アナログ信号処理部・演算
装置）を設けたので、オンラインでの故障判定が可能と
なり、省力化できると共に、誤動作を誤って故障と判定
することがなくなるので、判定の信頼性が向上するとい
う効果がある。また、請求項１又は３のガス絶縁機器の
故障ガス区分検出装置においては、ガス圧力センサは定
期的にガス圧力情報を外部へ送出するので、巡視点検の
労力も軽減され、日常点検の信頼性も向上するという効
果がある。Since the present invention is configured as described above, it has the following effects. In the fault gas classification detection device for gas insulation equipment according to claims 1 to 3, a gas pressure sensor and a decomposition gas sensor are provided in the same device, and the SF6 gas pressure and the SF6 decomposition gas concentration have a predetermined correlation with each other. If a signal processing unit (analog signal processing unit / arithmetic unit) that determines that there is an abnormality and sends a signal to the outside is provided for the first time, the failure can be determined online, saving labor and making a mistake in malfunction. Since it is no longer determined as a failure, there is an effect that the reliability of the determination is improved. Further, in the fault gas classification detection device for gas insulation equipment according to claim 1 or 3, since the gas pressure sensor periodically sends the gas pressure information to the outside, the labor of inspection inspection is reduced and the reliability of daily inspection is improved. Also has the effect of improving.
【図１】本願発明の一実施例を示す構成図FIG. 1 is a configuration diagram showing an embodiment of the present invention.
【図２】故障電流によるガス圧力の変化を示すグラフFIG. 2 is a graph showing changes in gas pressure due to fault current.
【図３】故障電流による分解ガスセンサの出力変化を示
すグラフFIG. 3 is a graph showing changes in the output of the decomposition gas sensor due to a fault current.
【図４】故障電流を示すグラフFIG. 4 is a graph showing a fault current
【図５】故障信号を示すグラフFIG. 5 is a graph showing a failure signal
【図６】アークエネルギーと分解ガスセンサとの関係を
示すグラフFIG. 6 is a graph showing the relationship between arc energy and decomposed gas sensor.
【図７】図１の演算装置23a及び23bの動作を示すフロ−
チャ−ト7 is a flow chart showing the operation of the arithmetic units 23a and 23b of FIG.
Chart
【図８】ガス圧力リレーを用いた従来のGIS故障ガス区
分検出装置の構成図[Fig. 8] Configuration diagram of a conventional GIS fault gas classification detection device using a gas pressure relay
【図９】従来のガス検出装置の外形を示す図FIG. 9 is a diagram showing an outer shape of a conventional gas detection device.
１ GIS 3a,3b ガス区分 20a,20b 分解ガスセンサ 21a,21b ガス圧力センサ 22a,22b アナログ信号処理部 23a,23b 演算装置 1 GIS 3a, 3b Gas classification 20a, 20b Decomposition gas sensor 21a, 21b Gas pressure sensor 22a, 22b Analog signal processing unit 23a, 23b Arithmetic device
Claims (3)
を検出するガス圧力センサと、 上記ガス区分のSF6分解ガス濃度を検出する分解ガスセ
ンサと、 上記ガス圧力センサの出力及び上記分解ガスセンサの出
力を受けて、ガス圧力信号を出力すると共に、SF6ガス
圧力とSF6分解ガス濃度とが互いに所定の相関関係を有
しつつ変化したとき異常を知らせる信号を出力する信号
処理演算手段と、 を備えたガス絶縁機器の故障ガス区分検出装置。1. A gas pressure sensor for detecting SF6 gas pressure in a gas section of a gas insulation device, a decomposed gas sensor for detecting SF6 decomposed gas concentration in the gas section, an output of the gas pressure sensor and an output of the decomposed gas sensor. In response to this, a gas pressure signal is output, and a signal processing operation means is also provided that outputs a signal indicating an abnormality when the SF6 gas pressure and the SF6 decomposed gas concentration change while having a predetermined correlation with each other. Fault gas classification detection device for gas insulation equipment.
を検出するガス圧力センサと、 電気信号出力形の固体電解質によって構成され、上記ガ
ス区分のSF6分解ガス濃度を検出する分解ガスセンサ
と、 上記ガス圧力センサの出力及び上記分解ガスセンサの出
力を受けて、SF6ガス圧力とSF6分解ガス濃度とが互いに
所定の相関関係を有しつつ変化したとき異常を知らせる
信号を出力する信号処理演算手段と、 を備えたガス絶縁機器の故障ガス区分検出装置。2. A gas pressure sensor for detecting SF6 gas pressure in a gas section of a gas insulation device; a decomposed gas sensor configured by an electric signal output type solid electrolyte for detecting SF6 decomposed gas concentration in the gas section; In response to the output of the gas pressure sensor and the output of the decomposition gas sensor, SF6 gas pressure and SF6 decomposition gas concentration and signal processing operation means for outputting a signal notifying an abnormality when changing while having a predetermined correlation with each other, Gas-insulated equipment failure gas classification detection device equipped with.
ス圧力を検出するガス圧力センサと、 上記ガス区分のSF6分解ガス濃度を検出する分解ガスセ
ンサと、 上記ガス圧力センサの出力及び上記分解ガスセンサの出
力を受けて、20℃のガス圧力に相当するガス圧力信号を
出力すると共に、SF6ガス圧力とSF6分解ガス濃度とが互
いに所定の相関関係を有しつつ変化したとき異常を知ら
せる信号を出力する信号処理演算手段と、 を備えたガス絶縁機器の故障ガス区分検出装置。3. A gas pressure sensor for detecting a constant SF6 gas pressure in a gas section of a gas insulation device, a decomposed gas sensor for detecting a SF6 decomposed gas concentration in the gas section, an output of the gas pressure sensor and the decomposed gas sensor. And outputs a gas pressure signal corresponding to a gas pressure of 20 ° C, and outputs a signal notifying an abnormality when the SF6 gas pressure and the SF6 decomposed gas concentration change while having a predetermined correlation with each other. A gas-insulation-equipped fault gas classification detection device comprising:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP5010414A JPH06222104A (en) | 1993-01-26 | 1993-01-26 | Troubled gas section detecting apparatus of gas insulated equipment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP5010414A JPH06222104A (en) | 1993-01-26 | 1993-01-26 | Troubled gas section detecting apparatus of gas insulated equipment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH06222104A true JPH06222104A (en) | 1994-08-12 |
Family
ID=11749494
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP5010414A Pending JPH06222104A (en) | 1993-01-26 | 1993-01-26 | Troubled gas section detecting apparatus of gas insulated equipment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH06222104A (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6661234B2 (en) * | 2000-02-28 | 2003-12-09 | Mitsubishi Denki Kabushiki Kaisha | Failure determining apparatus of gas-insulated electrical appliance |
| CN104964815A (en) * | 2015-07-01 | 2015-10-07 | 许继（厦门）智能电力设备股份有限公司 | SF6 density relay pressure contact detecting device |
| CN109298293A (en) * | 2018-09-18 | 2019-02-01 | 西安理工大学 | For characterizing the gas characteristics of decomposition amount of novel electric power apparatus arc extinguishing and insulating capacity |
-
1993
- 1993-01-26 JP JP5010414A patent/JPH06222104A/en active Pending
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6661234B2 (en) * | 2000-02-28 | 2003-12-09 | Mitsubishi Denki Kabushiki Kaisha | Failure determining apparatus of gas-insulated electrical appliance |
| CN104964815A (en) * | 2015-07-01 | 2015-10-07 | 许继（厦门）智能电力设备股份有限公司 | SF6 density relay pressure contact detecting device |
| CN109298293A (en) * | 2018-09-18 | 2019-02-01 | 西安理工大学 | For characterizing the gas characteristics of decomposition amount of novel electric power apparatus arc extinguishing and insulating capacity |
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