Abstract
The demand for electric power is increasing every year. All facilities operating at power stations and all facilities used in transmitting high volumes of electric power are therefore expected to operate with a high degree of reliability. 6.6 kV XLPE 100 SQ 1C cables are used to deliver high levels of generated electric power. Depending on the method of manufacture, installation environment, and usage conditions, the deterioration processes of power cables start from the instant of operation. Cable junctions may break down in three years from the start of operation due to manufacturing or construction defects. We have invented the first device in Korea to monitor the status of live cables and installed these at Korea Western Power Co., Ltd.. We have set the criteria to determine deterioration status and specified the degree of deterioration at which one should replace the cables. In this paper, we present the effect of insulation layer and sheath on the insulation resistance status in cables.
전력 수요는 매년 증가추세에 있으며, 이에 따라 발전소에서 동작하는 모든 장비들과 대용량의 장거리 전력수송을 위한 장비들은 신뢰할 수 있는 수준에서 완전한 상태로 동작하여야 한다. 발전소에서 생산한 고전압 전력을 전달하기 위해 사용하는 케이블은 주로 6.6 kV XLPE 케이블(또는 CV케이블)이다. 제작 기술, 설치환경 및 사용조건에 다르겠지만, 케이블은 동작함과 동시에 열화과정이 진행된다. 접속재의 경우, 제조 결함이나 공사 결함이 있는 경우 대체로 동작 후 약 3 년 내에 고장을 일으키며, 그렇지 않는 경우 수명이 20-30 년을 지속하는 경우가 많다. 우리는 케이블의 열화 상태를 감시하기 위한 장비를 개발하여 충남 태안의 한국서부발전주식회사(Korea Western Power Co. Ltd.)에 설치하였다. 우리는 이 논문에서 케이블의 열화 판정의 기준을 설정하고, 기준에 따른 열화정도를 판정하고, 케이블의 대체여부를 결정함으로써 발전소에서 설치된 활선 케이블의 동작 상태를 감시한 결과와 케이블을 구성하고 있는 절연체와 방식층이 절연저항 특성에 미치는 영향 및 케이블의 동작에 미치는 영향을 연구한 결과를 제시한다.
