報告書番号

GD25025

タイトル（和文）

水車発電機固定子巻線の運転中部分放電の長期測定と絶縁劣化評価

タイトル（英文）

Insulation Degradation Assessment of Hydrogenerator Stator Windings Based on Long-Term On-line Partial Discharge Measurements

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

背　　景
水車発電機固定子巻線注1）（以下，固定子巻線）には絶縁材料に耐部分放電特性に優れたマイカが使用されているため，ある程度部分放電の発生が許容されている。このような運用を踏まえ，当所では，発電機の運転中部分放電測定に基づく2種類の絶縁劣化評価手法を提案している[1][2]。すなわち，部分放電信号のトレンド注2）から内部絶縁の劣化状態（ボイドの大きさ）を推定する手法と，部分放電信号の巻線温度依存性[2] 注3）に着目した内部絶縁の劣化状態（ボイドの数）を推定する手法である。しかしながら，長期の運転中部分放電測定事例は限られているため，運転中測定データを蓄積し，2種類の提案手法の適用性を評価する必要がある。
目　　的
固定子巻線の運転中部分放電測定を長期間実施し，最大放電電荷量注4）及びその巻線温度依存性注3）のデータを取得する。取得したデータに対して，2種類の提案手法に基づく絶縁劣化評価を行い，それらの適用性に関する知見を得る。
主な成果
1.固定子巻線の運転中部分放電の長期測定
　4台の水車発電機（A〜D）に対して，発電機を系統に繋いだ状態で，1～2年程度運転中部分放電測定を実施し，最大放電電荷量の相対値とその巻線温度依存性に関するデータを取得した。なお，最大放電電荷量の絶対値を評価するため，系統から切り離し単独運転させた状態（以下，単独運転状態注5））においても測定を行った。
2.最大放電電荷量とその巻線温度依存性に基づく絶縁劣化評価
(1) 巻線温度が大きく変化するような異なる季節における複数回の測定注6）データに対して，2種類の提案手法に基づく絶縁劣化評価を実施した。その結果，最大放電電荷量については，時間経過に対して明確な増加傾向がないこと，また，巻線温度依存性については，劣化状態を反映し，巻線温度に対する増加・減少傾向を把握できた。
(2) 単独運転状態注5）において測定した最大放電電荷量（ボイドの大きさ）の大きさの順序（A > C > D > B）と，相関係数注2）（ボイドの数）の大きさの順序（D > B > A > C）は違いが見られた。この結果から，巻線の絶縁劣化状態を評価するためには，いずれか一方の指標のみではなく，両指標の併用が適切であることが示された。

注1) コイルを鉄心に設けられた溝に複数本入れ三相回路を成すように接続した状態を巻線と呼ぶ。
注2) 発電機停止中の部分放電測定では，試験用変圧器を用いて巻線に電圧を印加し，100 kHz帯域で得られた部分放電電荷量から絶縁破壊電圧が推定されてきた。一方，運転中部分放電測定では，100 kHz帯域ではノイズが大きいため，数MHz帯域で部分放電信号を測定する。この帯域では信号が減衰し，部分放電電荷量の大きさは相対値となるため，そのトレンドを評価する。
注3) 鉄心内のコイルに設置した測温抵抗体で巻線温度を測定するとともに，数MHz帯域で運転中部分放電測定を行い，最大放電電荷量注4）を測定する。最大放電電荷量と巻線温度の相関係数が負の場合は劣化進行なし，正の場合は劣化進行ありと推定する。一般に，単一ボイドでは最大放電電荷量は巻線温度とともに減少するため相関係数は−1に近づき，多数のボイドが存在する場合は増加しやすいため相関係数は1に近づく。
注4) 国内で慣例である，部分放電が交流電圧1サイクルあたり1パルス以上発生する中で最大の電荷量であり，Qmと称す。
注5) 一般にノイズが小さく100 kHz帯域で運転中部分放電測定が可能である。
注6) 揚水発電機では需要変動に応じて運転と停止の切り替えが多く，巻線温度が短時間で大きく変動しやすい。このため，巻線温度依存性の評価に必要な温度範囲を，日単位の測定でも確保できる可能性がある。

[1]GD23020「運転中部分放電診断を活用した水車発電機固定子巻線の管理手法の提案」（2024.07）
[2]GD25003「水車発電機固定子巻線の部分放電の温度依存性と簡易絶縁劣化診断手法の提案」（2025.12）

概要 （英文）

On-line partial discharge (PD) measurements are conducted on four hydrogenerators to assess insulation degradation of stator windings using the largest repeatedly occurring PD magnitude (Qm) and its temperature dependence. Repeated on-line measurements over approximately one to two years, including different seasons, confirm that Qm shows no clear increasing trend, while the tendency of its temperature dependence is identifiable. Qm mainly reflects the size of voids in insulation, whereas the correlation coefficient between Qm and winding temperature, which represents the temperature dependence of Qm, mainly reflects the number of voids. A comparison of the evaluation results shows that the machine ranking in terms of insulation degradation based on Qm does not coincide with that based on the correlation coefficient. These findings indicate that the two indicators can provide different information on insulation conditions in long-term on-line PD measurement cases.

報告者

キーワード