(57)【要約】  本発明は、油入電気機器の劣化状態を評価する、油入電気機器の診断方法である。油入電気機器は絶縁油を含む。絶縁油は、鉱油から植物油への入れ替えが実施されている。本発明に係る油入電気機器の診断方法は、入れ替え前に、油入電気機器内の絶縁油を分析する第１分析工程と、入れ替え後に、油入電気機器内の絶縁油を分析する第２分析工程と、第１分析工程で得られた分析結果に基いて、入れ替え前における油入電気機器の劣化状態を評価する第１評価工程と、第２分析工程で得られた分析結果に基いて、入れ替え後における油入電気機器の劣化状態を評価する第２評価工程と、第１評価工程で得られた評価結果、および、第２評価工程で得られた評価結果に基づいて、油入電気機器の劣化状態を評価する第３評価工程と、を含む。
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
油入電気機器の劣化状態を評価する、油入電気機器の診断方法であって、
前記油入電気機器は絶縁油および絶縁物を含み、
前記絶縁油は、鉱油から植物油への入れ替えが実施されており、
前記入れ替え前に、前記油入電気機器内の前記鉱油中の劣化指標成分を分析する第１分析工程と、
前記入れ替え後に、前記油入電気機器内の前記植物油中の前記劣化指標成分を分析する第２分析工程と、
前記第１分析工程で得られた分析結果に基いて、前記入れ替え前における前記油入電気機器の劣化状態を評価する第１評価工程と、
前記第２分析工程で得られた分析結果、および、前記入れ替え前に前記絶縁物に付着していた前記劣化指標成分が前記入れ替え後に前記植物油へ移行したことに起因する前記劣化指標成分の増加分の推定量に基いて、前記入れ替え後における前記油入電気機器の劣化状態を評価する第２評価工程と、
前記第１評価工程で得られた評価結果、および、前記第２評価工程で得られた評価結果に基づいて、前記油入電気機器の劣化状態を評価する第３評価工程と、
を含む、油入電気機器の診断方法。
【請求項２】
前記第１分析工程において、前記鉱油中の前記劣化指標成分の濃度を測定し、
前記第２分析工程において、前記植物油中の前記劣化指標成分の濃度を測定し、測定された前記劣化指標成分の濃度から、前記絶縁物に付着していた前記劣化指標成分が前記入れ替え後に前記植物油へ移行したことに起因する前記劣化指標成分の濃度の増加分を差し引いた濃度差分を求め、
前記第１評価工程において、前記第１分析工程で測定された劣化指標成分の濃度から、絶縁物の平均重合度を推定することで、絶縁物の劣化状態を評価し、
前記第２評価工程において、前記第２分析工程で求められた前記濃度差分から、絶縁物の平均重合度を推定することで、絶縁物の劣化状態を評価する、
請求項１に記載の診断方法。
【請求項３】
前記第２評価工程において、前記入れ替え後の少なくとも２回の前記植物油中の前記劣化指標成分の濃度の測定結果から、前記劣化指標成分の濃度のトレンドを近似した近似線を得て、得られた前記近似線における前記入れ替え時の値を、前記増加分とみなす、請求項２に記載の診断方法。
【請求項４】
前記劣化指標成分はフルフラールである、請求項１〜３のいずれか１項に記載の診断方法。
【請求項５】
前記第１評価工程および前記第２評価工程において、前記絶縁物の平均重合度を推定する際に、前記劣化指標成分の濃度と前記絶縁物の平均重合度との関係式を用い、前記関係式が第１評価工程と第２評価工程とで異なる、請求項２に記載の診断方法。
【請求項６】
前記第２分析工程において、前記植物油中の前記劣化指標成分は、前記植物油を加熱することにより前記植物油中から揮発され、固相マイクロ抽出ファイバーに吸着された後、ガスクロマトグラフ質量分析装置により分析される、請求項１〜５のいずれか１項に記載の診断方法。
【請求項７】
前記第１分析工程において、前記鉱油中の前記劣化指標成分は、前記鉱油からメタノール抽出された後、高速液体クロマトグラフにより分析される、請求項１〜６のいずれか１項に記載の診断方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、油入電気機器の診断方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
絶縁物、コイル銅などが電気絶縁油（絶縁油）中に配置されてなる変圧器等の油入電気機器の劣化の主な要因は、絶縁物の劣化である。絶縁物の劣化に伴い絶縁油中に生成する劣化指標成分を分析することにより、油入電気機器（または絶縁物）の劣化状態を評価する診断方法が知られている（例えば、特許文献１）。【０００３】
従来、油入電気機器の絶縁油としては主に鉱油が用いられていたが、近年、防災性や環境調和性への意識の高まりから、油入電気機器への植物油の適用が進んでいる。また、植物油は飽和水分量が鉱油に比べて多いため、絶縁物中の水分が絶縁油（植物油）中に移行することにより絶縁物の加水分解を抑制することができるという利点も有している。従って、絶縁油を鉱油から植物油に入れ替えることで、鉱油を用いる場合よりも油入電気機器の寿命が延長される効果が期待される（図２上側のグラフ参照）。【０００４】
植物油の油入電気機器への適用は、新設の油入電気機器に限らず、既設の油入電気機器に対しても実施されている。すなわち、既設の油入電気機器に対して、従来使用されている鉱油から植物油への絶縁油の入れ替え（レトロフィット）が実施されている（例えば、非特許文献１）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特公平６−４８６５４号公報
【非特許文献】
【０００６】
【非特許文献１】K. J. Rapp, J. Luksich and A. Sbravati, Application of Natural Ester Insulating Liquids in Power Transformers, Proceedings of My Transfo, Italy, 2014.
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかし、鉱油から植物油への絶縁油の入れ替えを行うと、入れ替え前の鉱油での運転中に絶縁物に付着した劣化指標成分が、入れ替え後に劣化指標成分が溶解していない植物油中に移行する。絶縁物から植物油中に移行する劣化指標成分が誤差要因となるため、絶縁油の入れ替え後は、絶縁油中の劣化指標成分の分析結果から油入電気機器の劣化状態を正確に評価することが難しいという問題があった。【０００８】
したがって、本発明は、鉱油から植物油への絶縁油の入れ替えが実施された油入電気機器の劣化状態を正確に評価できる油入電気機器の診断方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明は、油入電気機器の劣化状態を評価する、油入電気機器の診断方法である。
油入電気機器は絶縁油および絶縁物を含む。絶縁油は、鉱油から植物油への入れ替えが実施されている。【００１０】
本発明に係る油入電気機器の診断方法は、
入れ替え前に、油入電気機器内の鉱油中の劣化指標成分を分析する第１分析工程と、
入れ替え後に、油入電気機器内の植物油中の劣化指標成分を分析する第２分析工程と、
第１分析工程で得られた分析結果に基いて、入れ替え前における油入電気機器の劣化状態を評価する第１評価工程と、
第２分析工程で得られた分析結果、および、入れ替え前に絶縁物に付着していた劣化指標成分が入れ替え後に植物油へ移行したことに起因する劣化指標成分の増加分の推定量に基いて、入れ替え後における油入電気機器の劣化状態を評価する第２評価工程と、
第１評価工程で得られた評価結果、および、第２評価工程で得られた評価結果に基づいて、油入電気機器の劣化状態を評価する第３評価工程と、
を含む。
【発明の効果】
【００１１】
本発明によれば、鉱油から植物油への絶縁油の入れ替えが実施された油入電気機器の劣化状態を正確に評価できる油入電気機器の診断方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】実施の形態１の油入電気機器の診断方法の一例を示すフロー図である。
【図２】実施の形態１〜３の油入電気機器の診断方法の一例を説明するための概念図である。
【図３】実施の形態４の油入電気機器の診断方法に用いられる絶縁油中のフルフラール濃度と絶縁物の平均重合度との関係を示すグラフである。
【図４】実施の形態６の油入電気機器の診断方法において用いられる固相マイクロ抽出による絶縁油中の劣化指標成分の抽出および分析の方法を説明するための概念図である。
【図５】実施の形態８の油入電気機器の診断システムの構成を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。なお、本発明の図面において、同一の参照符号は、同一部分または相当部分を表すものである。また、長さ、幅、厚さ、深さなどの寸法関係は図面の明瞭化と簡略化のために適宜変更されており、実際の寸法関係を表すものではない。
【００１４】
実施の形態１．
本実施の形態の油入電気機器の診断方法では、油入電気機器の劣化状態を評価する。
【００１５】
油入電気機器は、絶縁油を含む電気機器であれば特に限定されない。油入電気機器において、絶縁体および導体は、絶縁油中に浸漬されていることが好ましい。油入電気機器は、好ましくは変圧器である。
【００１６】
本実施の形態の診断対象となる油入電気機器は、絶縁油が、鉱油から植物油へ入れ替えられたものである。すなわち、本実施の形態の診断方法は、絶縁油として植物油を含む油入電気機器を対象とし、その油入電気機器は絶縁油の入れ替え前は絶縁油として鉱油を含んでいたものである。
【００１７】
「油入電気機器の劣化状態」とは、例えば、油入電気機器の劣化の度合である。油入電気機器の劣化状態を評価することにより、油入電気機器の劣化状態と油入電気機器の余寿命との関係から、油入電気機器の余寿命を推定することができる。余寿命を推定することにより、適切な時期に油入電気機器の更新計画の提案が可能となる。
【００１８】
本実施の形態の診断方法では、鉱油から植物油への絶縁油の入れ替え（以下、単に「入れ替え」と略す場合がある）前の鉱油入り電気機器を運転した期間、および、入れ替え後の植物油入り電気機器を運転した期間のそれぞれにおける油入電気機器（または絶縁物）の劣化状態の評価結果から総合的な評価を行う。
【００１９】
すなわち、図１を参照して、本実施の形態に係る油入電気機器の診断方法は、以下の第１分析工程（Ｓ１）、第２分析工程（Ｓ２）、第１評価工程（Ｓ３）、第２評価工程（Ｓ４）および第３評価工程（Ｓ５）を含む。なお、Ｓ１〜Ｓ５をこの順で実施する必要はなく、Ｓ３の前にＳ１を実施し、Ｓ４の前にＳ２を実施し、Ｓ５の前にＳ３およびＳ４を実施すればよい。
【００２０】
（第１分析工程）
本工程では、入れ替え前に、油入電気機器内の鉱油（絶縁油）中の劣化指標成分を分析する。
【００２１】
劣化指標成分は、特に限定されず、例えば、絶縁物（セルロースを含む絶縁紙など）の劣化に伴って生じる成分である。具体的な劣化指標成分としては、例えば、フルフラール、ＣＯ＋ＣＯ２、アセトン、メタノール、エタノールなどが挙げられる。これらの劣化指標成分のうち１種を分析してもよく、複数種の成分を同時または別々に分析してもよい。
【００２２】
（第２分析工程）
本工程では、入れ替え後に、油入電気機器内の植物油（絶縁油）中の劣化指標成分を分析する。植物油としては、例えば、エステル結合を含む油（エステル油）が挙げられる。
【００２３】
（第１評価工程）
本工程では、第１分析工程で得られた分析結果に基いて、入れ替え前における油入電気機器の劣化状態を評価する。
【００２４】
（第２評価工程）
本工程では、第２分析工程で得られた分析結果、および、入れ替え前に絶縁物に付着していた劣化指標成分が入れ替え後に植物油へ移行したことに起因する劣化指標成分の増加分の推定量に基いて、入れ替え後における油入電気機器の劣化状態を評価する。
【００２５】
（第３評価工程）
本工程では、第１評価工程で得られた評価結果、および、第２評価工程で得られた評価結果に基づいて、油入電気機器の劣化状態を評価する。
【００２６】
以上説明した本実施の形態の診断方法においては、鉱油から植物油への絶縁油の入れ替えが実施された油入電気機器について、入れ替え前の鉱油を用いた期間および入れ替え後の植物油を用いた期間の各々の評価結果から総合的な評価を行う。例えば、第１評価工程で得られた劣化度合と第２評価工程で得られた劣化度合を足し合わせた劣化度合を対象となる油入電気機器の劣化度合として評価する。
【００２７】
本実施の形態の診断方法では、さらに、入れ替え後の植物油を用いた期間の評価の際に、入れ替え前に絶縁物に付着していた劣化指標成分が入れ替え後に植物油へ移行したことに起因する劣化指標成分の増加分を考慮する。これにより、油入電気機器（または絶縁物）の劣化状態を正確に評価することができる。
【００２８】
実施の形態２．
本実施の形態では、実施の形態１の第１分析工程（Ｓ１）および第１評価工程（Ｓ３）、並びに、第２分析工程（Ｓ２）および第２評価工程（Ｓ４）は、以下のように実施される。
【００２９】
（第１分析工程）
植物油への入れ替え直前の絶縁油（鉱油）中の劣化指標成分の濃度（α）を測定する（図２下側のグラフ参照）。なお、図２下側のグラフでは、入れ替え前の運転期間における劣化指標成分の濃度のグラフの傾きが急になっているが、入れ替え前の運転期間の長さが短縮して表示されているためである。
【００３０】
（第１評価工程）
第１分析工程で測定された劣化指標成分の濃度（α）から、絶縁物の平均重合度を推定することで、絶縁物の劣化状態を評価する。なお、絶縁物の平均重合度とは、例えば、絶縁物を構成するグルコース基の数を意味する。
【００３１】
（第２分析工程）
入れ替え後の診断時点での絶縁油（植物油）中の劣化指標成分の濃度（β）を測定する（図２下側のグラフ参照）。
測定された劣化指標成分の濃度（β）から、絶縁物に付着していた劣化指標成分が入れ替え後に植物油へ移行したことに起因する劣化指標成分の濃度の増加分（γ）を差し引いて、入れ替え後の植物油入り電気機器の運転中に絶縁物の劣化に伴い生成した劣化指標成分の濃度（β−γ）を求める（図２下側のグラフ参照）。
【００３２】
（第２評価工程）
第２分析工程で求められた上記の濃度（β−γ）から、絶縁物の平均重合度を推定することで、絶縁物の劣化状態を評価する。
【００３３】
本実施の形態においては、鉱油から植物油への絶縁油の入れ替えが実施された油入電気機器において、絶縁物の劣化に伴って絶縁油中に生成した劣化指標成分の濃度を正確に推定することができるため、油入電気機器（または絶縁物）の劣化状態を正確に評価することができる。
【００３４】
実施の形態３．
本実施の形態では、実施の形態２に記載の絶縁物に付着していた劣化指標成分が入れ替え後に植物油へ移行したことに起因する劣化指標成分の濃度の増加分は、植物油への入れ替え後、任意の採油間隔（例えば、３〜４年毎）で少なくとも２回（好ましくは少なくとも３回）劣化指標成分の濃度を測定し、その測定結果から、劣化指標成分の濃度のトレンドを近似した近似線（近似式）を得る。得られた近似線における入れ替え時の値を、入れ替え後に劣化指標成分が絶縁物から植物油中に移行したことに起因する劣化指標成分の濃度の増加分（γ）とみなす（図２下側のグラフ参照）。
【００３５】
本実施の形態においては、入れ替え後に絶縁物から植物油中に移行した劣化指標成分の濃度を推定することができる。これにより、絶縁物の劣化に伴って絶縁油中に生成した劣化指標成分の濃度を正確に推定することができるため、油入電気機器（または絶縁物）の劣化状態を正確に評価することができる。
【００３６】
実施の形態４．
本実施の形態では、実施の形態１〜３における劣化指標成分として、絶縁油中のフルフラールの濃度が測定される。ＣＯ、ＣＯ２、アセトン等は、絶縁物の劣化以外の異常時にも発生するので、発生の原因が明らかでない場合があるが、フルフラールは、絶縁物の劣化によって直接的に発生することが知られているため、絶縁物の劣化状態を正確に知るための指標として好適である。
【００３７】
日本国内向けとして一般的な密閉型の油入電気機器に対しては、絶縁油中のフルフラール測定による診断実績がある。一方、海外向けの開放型の油入変圧器に対しては、劣化指標成分は選定されていない。
【００３８】
ただし、図３に示されるように、絶縁油等が収納される室が油面の上部に空間を有する油入電気機器（開放型の油入電気機器）での絶縁油中のフルフラール濃度と絶縁物の平均重合度との相関は、上記の空間がない油入電気機器（密閉型の油入電気機器）での相関と一致することが、本発明者らの実験により判明した。
【００３９】
このことから、フルフラールは、絶縁油に接する空間等のガス中には溶出し難く、開放型の油入電気機器を対象とした診断においても、絶縁油中のフルフラール濃度を補正することなく、本実施の形態の診断方法を実施できると考えられる。したがって、本実施の形態の診断方法は、密閉型の油入電気機器および開放型の油入電気機器のいずれにも適用することが可能である。
【００４０】
実施の形態５．
本実施の形態では、実施の形態２の第１評価工程および第２評価工程において、劣化指標成分の濃度（または濃度差分）から絶縁物の平均重合度を推定する際に、劣化指標成分の濃度と絶縁物の平均重合度との関係式を用いる。その関係式は、鉱油の場合と植物油の場合とで使い分けられる。すなわち、絶縁物の平均重合度を推定する際に用いられる関係式が第１分析工程と第２分析工程とで異なる。
【００４１】
鉱油と植物油は油種が異なるため、劣化指標成分の溶解度が異なる。このため、劣化指標成分の濃度と絶縁物の平均重合度との関係式を使い分けることで、絶縁物の平均重合度をより正確に推定することができる。
【００４２】
実施の形態６．
本実施の形態では、実施の形態１〜５の第２分析工程において、植物油中の劣化指標成分（フルフラール等）は、図４に示されるように、植物油を加熱することにより植物油中から揮発され（ＳＴＥＰ１）、固相マイクロ抽出ファイバーに吸着された（ＳＴＥＰ２）後、ガスクロマトグラフ質量分析装置により分析（測定）される（ＳＴＥＰ３）。
【００４３】
このような固相マイクロ抽出ファイバーを用いた分析により、植物油中の妨害成分の影響を受けることなく、植物油中の劣化指標成分を高感度に分析することができる。これにより、例えば、国際電気標準会議（ＩＥＣ）が制定する国際規格（ＩＥＣ  ６１１９８）で要求されている０．０５ｍｇ／ｋｇまでの定量が可能となる。
【００４４】
実施の形態７．
本実施の形態では、実施の形態１〜６の第１分析工程において、鉱油中の劣化指標成分（フルフラール等）は、国内規格（ＪＰＩ−５Ｓ−５８−９９）に基づき鉱油からメタノール抽出された後、メタノール中に溶解されたままで高速液体クロマトグラフにより分析される。
【００４５】
このようなメタノール抽出を用いた分析により、鉱油中の劣化指標成分を高感度に分析することができる。これにより、例えば、国際電気標準会議（ＩＥＣ）が制定する国際規格（ＩＥＣ  ６１１９８）で要求されている０．０５ｍｇ／ｋｇまで定量が可能となる。
【００４６】
実施の形態８．
本実施の形態は、油入電気機器の診断方法に用いられる油入電気機器の診断システムに関する。図５は、本実施の形態の油入電気機器の診断システムの構成を示す図である。以下、絶縁油中の劣化指標成分がガスである場合について説明するが、劣化指標成分はガスに限られない。
【００４７】
図５に示すように、本実施の形態において、油中ガス分析装置１００は、油入電気機器１０の内部に充填されている絶縁油中のガスを分析する装置である。第１配管１４１は、油入電気機器１０と接続されており、絶縁油の流路となっている。第１配管１４１には第１開閉弁１５１が設けられており、これにより第１配管１４１は開閉可能に構成されている。
【００４８】
ガス抽出室１１０は、第１配管１４１と接続されている。第１配管１４１によって、油入電気機器１０とガス抽出室１１０とが連通している。ガス抽出室１１０の内部において、絶縁油からガスが抽出される。なお、ガス抽出室１１０には、ガスの抽出効率を高めるために、絶縁油を一定温度に昇温させるヒータが設けられていてもよい。
【００４９】
第２配管１４２は、ガス抽出室１１０と接続されている。第２配管１４２は、ガス抽出室１１０の内部において絶縁油から抽出されたガスの流路となっている。第２配管１４２には第２開閉弁１５２が設けられており、これにより第２配管１４２は開閉可能に構成されている。第２配管１４２に、ガス検出部１２０が設けられている。第２配管１４２によって、ガス抽出室１１０とガス検出部１２０とが連通している。
【００５０】
ガス検出部１２０は、第２配管１４２を通流するガスの成分毎の濃度を測定する。ガス検出部１２０には、たとえば、ガスを各成分に分離するガス分離カラム、および、分離された各成分のガスの濃度を測定するガスセンサが配置されている。ガスセンサの構成は、たとえば、赤外光源と赤外線検出器とを含む赤外線検出方式でもよく、分析対象ガスの濃度を測定可能な構成であればよい。
【００５１】
油中ガス分析装置１００は、ガス検出部１２０に接続されている情報処理部を備える。情報処理部は、アナログ信号入力部１８１と、ＣＰＵ(Central Processing Unit)１８２と、メモリ１８３と、表示部１８４と、通信部１８５とを含む。
【００５２】
アナログ信号入力部１８１は、ガス検出部１２０のガスセンサと電気的に接続されている。ガス検出部１２０のガスセンサから出力されたアナログ信号は、アナログ信号入力部１８１を通じてＣＰＵ１８２に入力されてガス濃度に変換される。ガス濃度は、メモリ１８３に記憶されるとともに表示部１８４に表示される。
【００５３】
メモリ１８３は、ＣＰＵ１８２によって実行されるプログラムを記憶する機能も有しており、たとえば、ＲＯＭ(Read Only Memory)およびＲＡＭ(Random Access Memory)によって構成される。
【００５４】
本実施の形態においては、ＣＰＵ１８２はメモリ１８３に記憶されたプログラムから出力される指令に基づいて、第１開閉弁１５１、第２開閉弁１５２等の開閉状態の組み合わせを制御している。
【００５５】
油入電気機器の診断システム１は、通信ネットワーク３０を介して油中ガス分析装置１００と接続される管理サーバ４０とを備える。管理サーバ４０は、記憶部４１と、通信部４２とを含む。
【００５６】
通信部１８５および通信部４２の各々と通信ネットワーク３０との接続手段は、光ファイバまたはＬＡＮ(local area network)ケーブルなどの有線通信でもよく、アンテナを経由した無線ＬＡＮなどの電波を利用した無線通信でもよく、通信機能を有する装置であればどのような構成でもよい。
【００５７】
管理サーバ４０の通信部４２は、通信ネットワーク３０を介して油中ガス分析装置１００の通信部１８５と接続可能に設けられている。ガス検出部１２０の測定結果であるガス濃度は、油中ガス分析装置１００の通信部１８５から、通信ネットワーク３０を介して、管理サーバ４０の通信部４２に伝送される。
【００５８】
通信部４２に伝送されたガス検出部１２０の測定結果は、管理サーバ４０の記憶部４１にて記憶される。管理サーバ４０の記憶部４１は、ガス検出部１２０の測定結果の推移を蓄積する。
【００５９】
上記の各実施の形態に係る油入電気機器の診断方法、および、油入電気機器の診断システムにおいて、相互に組み合わせ可能な構成を互いに組み合わせてもよい。
【００６０】
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
【符号の説明】
【００６１】
１  油中ガス分析システム、１０  油入電気機器、３０  通信ネットワーク、４０  管理サーバ、４１  記憶部、４２  通信部、１００  油中ガス分析装置、１１０  ガス抽出室、１２０  ガス検出部、１４１  第１配管、１４２  第２配管、１５１  第１開閉弁、１５２  第２開閉弁、１８１  アナログ信号入力部、１８２  ＣＰＵ、１８３  メモリ、１８４  表示部、１８５  通信部。
【図１】
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【図２】
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【図３】
2019207680.tif 000005
【図４】
2019207680.tif 000006
【図５】
2019207680.tif 000007
【国際調査報告】
2019207680.tif 000008
2019207680.tif 000009
2019207680.tif 000010
2019207680.tif 000011