Estimering av transiente temperaturforløp for dynamisk strømbelastning av kraftlinjer.

Abstract

Forbruk av elektrisk energi er i stadig økning både i Norge og i verden. Det kommer til å fortsette å stige på grunn av økt interesse for grønn energi og utbygging av nye fornybare energikilder. Siden nettselskapene har tilknytningsplikt, må de sørge for å tilby tilgang til nettet til alle som ønsker det. Som en konsekvens av dette må det bygges nye kraftledninger, noe som er kostbart. En av hovedgrunnene til dette er at dagens metoder for beregning av termisk grenselast tar utgangspunkt i konservative statiske betraktninger. Dette fører til at kraftledninger i dag sjeldent blir utnyttet på den mest effektive måten. Ettersom nettselskapene ikke har oversikt over ledningens temperaturforandring i nåtid, foretrekker de å ha gode marginer for å unngå skade på lederen eller opprettholde kravene for maksimal bakkeklaring. I tillegg benytter nettoperatørene i Norge seg av utdaterte beregningsprogrammer for beregning av strømføringsevnen til kraftledningene. På grunn av værforholdene vil ledertemperaturen stadig endre seg. Dette skjer også med den påtrykte belastningen. Siden belastningen og værforholdene endrer seg dynamisk, noe som fører til temperaturvariasjoner av lederen, er tiden nå inne for å innføre dynamisk overvåkning av kraftledninger.

Denne masteroppgaven tar for seg et litteraturstudie med hovedformål om å få kjennskap til ulike måter og anbefalinger for konservativ estimering av termisk strømføringsevne. Det er også gjort en undersøkelse av ulike prosjekter og kommersielle metoder for dynamisk estimering av kraftledninger. Det ble studert en oppdatert termisk modell utarbeidet av CIGRE for indirekte målinger av en høyspentlinje. Formålet med oppgaven er å lage et beregningsverktøy som kan analysere de transiente temperaturendringene til en kraftleder basert på opplysninger om værforhold, påtrykt strøm og lederens parametere. Hovedfokuset er å kunne effektivisere bruken av kortvarig termisk grenselast, en metode som Statnett benytter seg av i transiente beregninger. Det har også blitt tatt hensyn til kjernetemperaturen, da alle nåværende estimeringer har hittil kun vært basert på overflatetemperaturen.

For å gjøre en vurdering av beregningsprogrammets funksjoner og dens pålitelighet, er resultatene sammenlignet både med en analytisk metode for transient beregning, og termiske grenselaster av linjer oppgitt i Statnett sitt tekniske dokument, ved bruk av de samme værforholdene. Resultatene fra den analytiske modellen samsvarer godt med programmets resultater, og er i god overensstemmelse med Statnett sine verdier. Den største forskjellen finner sted når det tas hensyn til kjernetemperaturen. Resultatene viser også at bruk av de faktiske værforholdene i beregningen, kan føre til at KTG kan benyttes i en kontinuerlig tidsperiode eller en 20% prosent høyere strøm sammenlignet med det tekniske dokumentet, selv om det er tatt hensyn til kjernetemperaturen. Resultatene bekrefter også at dagens kraftledninger er utnyttet i minimal grad basert på vær- og strømdata oppgitt av Statnett. En 24 timers prognose viser at den maksimale kjernetemperaturen for den samme lederen ikke overskrider 12 °C selv om den er dimensjonert for 80°C.

The electrical energy consumption is steadily increasing both in Norway and in the world. It will continue to rise due to increased interest in green energy and the development of new renewable energy sources. Since the utility companies have a mandatory connection policy, they have an obligation to give access to everyone who wants to connect to the grid. Consequently, new power lines must be built which are expensive. One of the main reasons for this is that today's methods of calculating thermal boundary loads are based on conservative static considerations. This means that power lines are currently rarely utilized in the most efficient way. Since the utility companies currently cannot monitor the temperature change of the overhead lines, they prefer to have good margins to avoid damage to the conductor or to maintain the requirements for maximum ground clearance. In addition, the utility companies in Norway use outdated calculation programs to calculate the ampacity of the power lines. Due to weather conditions, the conductor temperature will constantly change. This also happens with the applied load. As the load and weather conditions change dynamically, leading to temperature variations of the conductor, the time has now come to introduce dynamic line rating of power lines.

This master's thesis focuses on a literature study with the main purpose of getting familiar with various ways and recommendations for conservative estimation of ampacity. A study of various projects and commercial methods of dynamic estimation of power lines, has also been carried out. An updated thermal model developed by CIGRE was studied for indirect measurement of an overhead line. The purpose of the thesis is to create a software program that can analyse the transient temperature changes of a power conductor based on weather conditions, applied current and conductor parameters. The main focus is to streamline the use of short-term thermal rating (KTG), a method that Statnett uses in transient calculations. The core temperature has also been considered since all estimations so far are currently only based on the surface temperature.

In order to make an assessment of the calculation program's features and its reliability, the results have been compared both with an analytical method for transient calculation, and thermal boundary loads of lines given in Statnett's technical document, using the same weather conditions. The results of the analytical model are in good agreement with the results of the program, and in line with Statnett's values. The biggest difference occurs when the core temperature is considered.

The results also show that using the actual weather conditions in the calculation can mean that KTG can be used for continuously time period, or a 20 % percent higher current compared to the technical document, even though the core temperature is taken into account.

The results also confirm that today's power lines have been utilized to a minimal extent based on weather and power data provided by Statnett. A 24 hour forecast shows that the maximum core temperature for the same conductor does not exceed 12°C even though it is dimensioned for 80 °C.