발전소에서 활선 고전력 케이블의 운전 부하전류에 따른 도체 및 피복표면의 온도 분석 Examination of Conductor and Sheath Temperatures Dependent on the Load Currents through High-Power Live Cables at a Power Station원문보기
발전소에서 전기를 생산 및 공급하기 위하여 고전압 전력 시스템이 동작하고 있다. 고전압 시스템은 저전압 시스템과 비교하여 구조가 복잡하고, 규모가 크고, 가격이 비쌀 뿐만 아니라. 사고 발생시 저압 시스템을 포함하는 대부분의 설비들에 정전사고가 발생하여 막대한 경제적 손실을 초래한다. 설계부터 시공 및 관리를 더욱 철저히 해야 한다. 설치환경 및 사용 조건 부하량 등에 따라 차이가 있겠지만, 증설과정, 부적절한 설계 등으로 인하여 케이블의 단면적이 부족할 경우가 발생하며, 운전 전류에 의하여 초과된 허용온도는 케이블의 열화 상태를 초래한다. 우리는 케이블의 사고를 체계적으로 감시 및 예방하기 위한 측정 장비를 개발, 한국서부발전 주식회사(Korean Western Power Co. Ltd.)에 설치하여 활선 케이블을 진단하였다. 이 논문에서 우리는 케이블의 부하전류를 측정하고, 측정된 부하전류에 의한 온도 특성을 예측 연구한 결과를 제시한다. 이 온도 값을 해석하여 케이블의 열화에 미치는 영향을 예측할 수 있다.
발전소에서 전기를 생산 및 공급하기 위하여 고전압 전력 시스템이 동작하고 있다. 고전압 시스템은 저전압 시스템과 비교하여 구조가 복잡하고, 규모가 크고, 가격이 비쌀 뿐만 아니라. 사고 발생시 저압 시스템을 포함하는 대부분의 설비들에 정전사고가 발생하여 막대한 경제적 손실을 초래한다. 설계부터 시공 및 관리를 더욱 철저히 해야 한다. 설치환경 및 사용 조건 부하량 등에 따라 차이가 있겠지만, 증설과정, 부적절한 설계 등으로 인하여 케이블의 단면적이 부족할 경우가 발생하며, 운전 전류에 의하여 초과된 허용온도는 케이블의 열화 상태를 초래한다. 우리는 케이블의 사고를 체계적으로 감시 및 예방하기 위한 측정 장비를 개발, 한국서부발전 주식회사(Korean Western Power Co. Ltd.)에 설치하여 활선 케이블을 진단하였다. 이 논문에서 우리는 케이블의 부하전류를 측정하고, 측정된 부하전류에 의한 온도 특성을 예측 연구한 결과를 제시한다. 이 온도 값을 해석하여 케이블의 열화에 미치는 영향을 예측할 수 있다.
High-voltage power systems operate in order to generate and transmit electric power at power stations. Compared to low-power systems, high-power systems are complex in structure, large-scale, and expensive. When high-power cable accidents occur, most facilities are incapacitated-including low-power ...
High-voltage power systems operate in order to generate and transmit electric power at power stations. Compared to low-power systems, high-power systems are complex in structure, large-scale, and expensive. When high-power cable accidents occur, most facilities are incapacitated-including low-power systems-causing huge economic losses. Great care must therefore be taken in designing, installing and managing power systems. Although dependent on installation circumstances and usage conditions, in some cases the cross-sectional areas of cables fall short of the critical area due to the expansion of and improper design and installation of power facilities. In this situation, the exceeded ampacity (allowable current) above the critical value caused by the operating current initiates the deterioration processes of power cables. In order to systematically monitor power cables operating at power stations, we have developed the first device of its kind in Korea. In this paper, we present the analyzed characteristics of expected temperatures of cables based on the load current of high-voltage cables operating at Korean Western Power Co. Ltd. We can predict the lifetime of cables by analyzing the temperature obtained from our device.
High-voltage power systems operate in order to generate and transmit electric power at power stations. Compared to low-power systems, high-power systems are complex in structure, large-scale, and expensive. When high-power cable accidents occur, most facilities are incapacitated-including low-power systems-causing huge economic losses. Great care must therefore be taken in designing, installing and managing power systems. Although dependent on installation circumstances and usage conditions, in some cases the cross-sectional areas of cables fall short of the critical area due to the expansion of and improper design and installation of power facilities. In this situation, the exceeded ampacity (allowable current) above the critical value caused by the operating current initiates the deterioration processes of power cables. In order to systematically monitor power cables operating at power stations, we have developed the first device of its kind in Korea. In this paper, we present the analyzed characteristics of expected temperatures of cables based on the load current of high-voltage cables operating at Korean Western Power Co. Ltd. We can predict the lifetime of cables by analyzing the temperature obtained from our device.
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문제 정의
우리는 발전소에서 운전 중인 케이블의 사고를 체계적으로 감시 및 예방하기 위하여 측정 장비를 개발하였다.
우리는 이 논문에서 화력 발전소의 터빈 발전기 부하 측에서 동작하고 있는 XLPE cable에서 발생하는 온도에 대하여 연구한 결과를 제시한다.
이 논문에서 한국서부발전 주식회사(Korean Western Power Co. Ltd.)에 설치하여 운영 중에 있는 케이블의 허용 전류에 의한 온도 특성을 연구한 결과를 제시하였다.
이 논문에서는 이러한 케이블들의 전류를 예측 및 실측하였다.
제안 방법
따라서, 케이블에 흐르는 운전 부하전류는 10A∼100 A 에서 사용하는 조건으로, 케이블이 포설된 주위온도는 10°C∼ 40°C조건으로 부하전류 및 주위온도 변화에 따른 케이블 도체온도와 케이블 피복표면온도를 예측하여 보았다.
정상상태에서는 100%부하율을 가정하여 열용량에 의한 온도 특성을 고려하지 않고 그림 2와 같이 전기회로에서 콘덴서와 유사한 작용을 하는 열용량에 의한 과도 특성을 고려하지 않고 열저항만으로 이루어진 모델을 사용한다[7].
성능/효과
(2) S=D포설조건과 주위온도 30°C 조건에서도 최대 허용전류는 약 330 A정도 이다.
(2) 케이블 도체온도는 12.2°C ∼ 42.42°C 이다.
(3) 다른 포설 및 사용조건이 변경되고 안전율을 고려한 최대 악조건이라고 하여도 200 A이상 사용하는 데는 문제가 없을 것이다.
(3) 또한 주위온도에 대한 케이블 피복표면온도는 주위온도보다 1.83°C∼ 2.01°C 상승한다.
(4) 케이블 도체온도는 케이블 피복표면온도보다 0.37°C∼ 0.41°C 상승하고 있다.
(5) 즉, 6kV CV 100SQ, 단심케이블이 트레이에 포설된 조건에서 60A의 운전 부하전류가 흐르면 예측되는 최대값의 케이블 도체온도는 주위온도 +2.45°C이다.
그리고 현재 실제 사용되고 있는 최대 부하전류인 60A를 적용하면 도체온도는 약42℃ 정도이고, IEC에서 표준으로 사용하는 주위 온도30℃에서 부하전류 60A인 경우에는 예상되는 케이블 피복온도는 약32℃이고 XLPE절연체의 허용온도 90℃의 약1/3정도이므로, 부하전류에 의해 발생하는 온도에 의한 열열화는 무시할 수 있을 것으로 추정된다.
그림에서 주위온도 40℃에서 부하전류를 100A사용하여도 케이블 피복표면온도는 약44℃이고, 현재 실제 사용되고 있는 최대 부하전류인 60A를 적용하면 케이블 피복온도는 약42℃정도밖에 안되고, IEC에서 표준으로 사용하는 주위온도30℃에서 부하전류60A인 경우에는 예상되는 도체온도는 약32℃이고 CV케이블의 외피 피복이 비닐재질의 허용온도60℃의 약1/2정도이므로, 부하전류에 의해 발생하는 온도에 의해 케이블 외피측의 열열화도 무시할 수 있을 것으로 추정된다.
이 온도값을 해석하여 케이블의 열화에 미치는 영향을 예측할 수 있었으며, 그 결과 실제 연구대상 케이블에 흐르는 운전부하전류는 허용전류보다 매우 작게 흐르고 있어, 운전부하전류에 의해 발생하는 온도로 인한 케이블의 XLPE 재질의 절연체와 PVC재질의 외피측의 열열화도 무시할 수 있을 것으로 추정하였다.
질의응답
핵심어
질문
논문에서 추출한 답변
케이블의 손상 속도를 구하는 방정식은?
이러한 반응이 진행되면, 케이블의 열화가 진행되어 결국 사고가 발생한다. 케이블의 손상 속도는 아레니우스 방정식에 의하여 구할 수 있다.
케이블 도체에 전류가 흐르면 어디서 열이 발생하는가?
우리는 이 논문에서 화력 발전소의 터빈 발전기 부하 측에서 동작하고 있는 XLPE cable에서 발생하는 온도에 대하여 연구한 결과를 제시한다. 케이블 도체에 전류가 흐르면 도체, 절연체, 금속차폐층 등에서 열이 발생한다. 이때 발생하는 도체손 및 유전체손에 의한 열은 외부의 주변 공간으로 이동하게 된다.
전류가 흐르는 케이블 도체에 발생한 열은 어떤 상태를 이루고 있나?
전류가 흐르는 케이블 도체에 의하여 도체, 절연체, 금속차폐층 등에서 열이 발생한다. 이 열은 케이블 내부에서 밖으로 빠져나가며 전체적으로 안정된 균형 즉 열평형상태(thermal equilibrium) 을 이루게 된다. 이때 절연체가 그 특성을 유지할 수 있는 온도 이하가 되는 전류를 허용전류 (current carrying capacity, ampacity, current-rating, allowable current)라고 한다.
참고문헌 (10)
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http://www.cablesizer.com/iec/
Y. W. Kang, M. J. Kim, T, I, Jang, J. W. Park, H. S. Park, J. W. Kang, "A Review Method of Calculation Results on Cable Ampacity using the Transformation to Electric Equivalent Circuit from Cable Thermal Circuit," KIEE, vol.65, no. 5, pp. 738-744, Apr. 2016.
S. H. Nam, S. K. Lee, J. Y. Hong, J. N. Kim, S .H. Jeong, "A Dynamic Rating System for Power Cables (I) - Real time CTM (Conductor Tempareture Monitoring)," Trans. KIEE, Vol. 52A, No.7, July, 2003.
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K. H. Um. K. W. Lee, "A Study on Lifetime Evaluation of High-power Cables Based on Temperature Changes," The Journal of the The Institute of Internet, Broadcasting and Communication, vol.15, no. 2, pp. 273-278, Apr. 2015.
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