Dynamic Rating of Power Cables Based upon Transient Temperature Calculations
Master thesis
Permanent lenke
http://hdl.handle.net/11250/2622625Utgivelsesdato
2019Metadata
Vis full innførselSamlinger
- Institutt for elkraftteknikk [2474]
Sammendrag
Dagens metoder for beregning av strømbelastningsevne er generelt basert på konservativeanslag for omgivelsestemperatur og kontinuerlig maks belastning. På grunn av termisktreghet, variasjoner i omgivelsesforhold, og det faktum at maks belastning sjelden erpåtrykt, er det i perioder forsvarlig å overbelaste kraftkomponenter til en viss grad. I denforstand kan belastningsevnen til komponenter i kraftnettet, som for eksempelkraftkabler, betraktes som dynamisk.
I denne masteroppgaven er utført en litteraturstudie for å gi en oversikt over erfaringer ogbruksområder for dynamisk belastningsevne. Det er utviklet en analytisk termisk modell ihenhold til IEC-normer for beregning av belastningsevne for kraftkabler. Formålet medoppgaven er å undersøke hvor lenge og til hvilken grad en kraftkabel kan bli overbelasteti ulike scenarioer. Videre er det evaluert hvordan informasjon om kappetemperatur,omgivelsesforhold og lasthistorikk kan brukes for å anslå ledertemperaturen. En del avoppgaven er også å anslå den ytterligere aldringen økt temperatur, som følge avoverbelastning, vil påføre kabelisolasjonen.
For å gjøre en vurdering av resultatene fra den analytiske modellen, er de sammenlignetmed beregninger fra en numerisk modell utviklet i COMSOL Multiphysics. Resultatenefra de transiente temperaturberegningene for den analytiske modellen samsvarer godtmed den numeriske modellen, og er i god overensstemmelse med lignende resultater fralitteraturen. Den største temperaturforskjellen mellom de to beregningsmetodeneinntreffer omtrent 30 minutter etter en endring i påtrykt strøm.
Tillatt varighet av overbelastning vil variere med påtrykt overlaststrøm, restriksjoner påledertemperatur og lasthistorikk. Med nominell strøm som startbetingelse og maksimalledertemperatur på 90 °C, kan en overlaststrøm på 60% (en strøm 60% høyere ennnominell strøm), påtrykkes i 30 timer.
Resultatene viser at måledata for den tidsderiverte av kappetemperatur kan utnyttes til åestimere ledertemperaturen. Videre viser simuleringene at en 10 °C temperaturøkning iutetemperatur med varighet på 100 timer, bare vil føre til en temperaturøkning på 1 °Cved kabelens forleggingsdybde. Den langsomme innvirkningen utetemperatur har vedforleggingsdybden rettferdiggjør at det bare trengs å ta hensyn til sesongvariasjoner avjordsmonntemperatur ved kortvarige overbelastninger.
Resultatene viser også at den ytterligere aldringen som følge av økt temperatur kanberegnes. En overbelastningsstrøm på 83% med varighet av 24 timer vil reduserekabelens levetid med én måned. Dette tilsvarer en reduksjon på kun 0.2% av kabelenstotale levetid på 40 år. Existing current rating methods are generally based on worst case assumptions ofweather conditions (high ambient temperature) and steady-state loading (100% loadfactor). Due to large thermal masses, variations in ambient conditions and the fact thatsteady-state loading is seldom applied, it is often feasible to overload power systemcomponents to some extent for a certain amount of time. In this sense, the ampacity ofpower system components, such as power cables, can be considered dynamic.
In this thesis, a literature review is performed to give an overview of experience andapplications of dynamic ratings systems. Further, an analytical thermal model isdeveloped according to the IEC standards for rating of power cables. The aim for thethesis is to investigate for how long and to what extent a power cable can be overloadedin various case examples. Moreover, it is evaluated how information about sheathtemperature, ambient conditions and load history can be utilized to estimate theconductor temperature. A part of the analysis is also to evaluate how increasedtemperatures due to overloading will inflict on the aging of the cable insulation.
To appraise the results from the analytical modeling approach, a numerical model inCOMSOL Multiphysics is developed for comparison. The results show that transienttemperature calculations from the analytical model compare well with the numericalmodel and are in good accordance with findings from other authors. The largest deviationbetween the two modeling approaches occurs approximately 30 minutes after a change inapplied current.
The permitted overloading time period will vary with applied overload current, conductortemperature limit and load history. In the case of an initial load of rated current and a 90°C conductor temperature limit, an overload current of 60% (a current 60% higher thanrated current), can be applied for 30 hours.
The results show that an interpretation of sheath temperature measurements can be usefulfor estimating the conductor temperature. Such information may be obtained bymeasuring the time derivative of sheath temperature.
Moreover, a 10 °C step change in air temperature lasting for 100 hours will only increasethe soil temperature at burial depth with 1 °C . This slow impact of air temperature atburial depth justifies that it is only necessary to consider seasonal variations of soiltemperatures during transient overloading.
Lastly, it is shown that the additional aging caused by operating at elevated temperaturescan be estimated. In the case of an overload current of 83% applied for 24 hours, thecable lifetime is reduced by approximately one month. This is only 0.2% of the totalexpected cable lifetime of 40 years.