Dynamic Rating of Power Cables Based upon Transient Temperature Calculations

Abstract

Dagens metoder for beregning av strømbelastningsevne er generelt basert på konservative anslag for omgivelsestemperatur og kontinuerlig maks belastning. På grunn av termisk treghet, variasjoner i omgivelsesforhold, og det faktum at maks belastning sjelden er påtrykt, er det i perioder forsvarlig å overbelaste kraftkomponenter til en viss grad. I den forstand kan belastningsevnen til komponenter i kraftnettet, som for eksempel kraftkabler, betraktes som dynamisk.

I denne masteroppgaven er utført en litteraturstudie for å gi en oversikt over erfaringer og bruksområder for dynamisk belastningsevne. Det er utviklet en analytisk termisk modell i henhold til IEC-normer for beregning av belastningsevne for kraftkabler. Formålet med oppgaven er å undersøke hvor lenge og til hvilken grad en kraftkabel kan bli overbelastet i ulike scenarioer. Videre er det evaluert hvordan informasjon om kappetemperatur, omgivelsesforhold og lasthistorikk kan brukes for å anslå ledertemperaturen. En del av oppgaven er også å anslå den ytterligere aldringen økt temperatur, som følge av overbelastning, vil påføre kabelisolasjonen.

For å gjøre en vurdering av resultatene fra den analytiske modellen, er de sammenlignet med beregninger fra en numerisk modell utviklet i COMSOL Multiphysics. Resultatene fra de transiente temperaturberegningene for den analytiske modellen samsvarer godt med den numeriske modellen, og er i god overensstemmelse med lignende resultater fra litteraturen. Den største temperaturforskjellen mellom de to beregningsmetodene inntreffer omtrent 30 minutter etter en endring i påtrykt strøm.

Tillatt varighet av overbelastning vil variere med påtrykt overlaststrøm, restriksjoner på ledertemperatur og lasthistorikk. Med nominell strøm som startbetingelse og maksimal ledertemperatur på 90 °C, kan en overlaststrøm på 60% (en strøm 60% høyere enn nominell strøm), påtrykkes i 30 timer.

Resultatene viser at måledata for den tidsderiverte av kappetemperatur kan utnyttes til å estimere ledertemperaturen. Videre viser simuleringene at en 10 °C temperaturøkning i utetemperatur med varighet på 100 timer, bare vil føre til en temperaturøkning på 1 °C ved kabelens forleggingsdybde. Den langsomme innvirkningen utetemperatur har ved forleggingsdybden rettferdiggjør at det bare trengs å ta hensyn til sesongvariasjoner av jordsmonntemperatur ved kortvarige overbelastninger.

Resultatene viser også at den ytterligere aldringen som følge av økt temperatur kan beregnes. En overbelastningsstrøm på 83% med varighet av 24 timer vil redusere kabelens levetid med én måned. Dette tilsvarer en reduksjon på kun 0.2% av kabelens totale levetid på 40 år.

Existing current rating methods are generally based on worst case assumptions of weather conditions (high ambient temperature) and steady-state loading (100% load factor). Due to large thermal masses, variations in ambient conditions and the fact that steady-state loading is seldom applied, it is often feasible to overload power system components to some extent for a certain amount of time. In this sense, the ampacity of power system components, such as power cables, can be considered dynamic.

In this thesis, a literature review is performed to give an overview of experience and applications of dynamic ratings systems. Further, an analytical thermal model is developed according to the IEC standards for rating of power cables. The aim for the thesis is to investigate for how long and to what extent a power cable can be overloaded in various case examples. Moreover, it is evaluated how information about sheath temperature, ambient conditions and load history can be utilized to estimate the conductor temperature. A part of the analysis is also to evaluate how increased temperatures due to overloading will inflict on the aging of the cable insulation.

To appraise the results from the analytical modeling approach, a numerical model in COMSOL Multiphysics is developed for comparison. The results show that transient temperature calculations from the analytical model compare well with the numerical model and are in good accordance with findings from other authors. The largest deviation between the two modeling approaches occurs approximately 30 minutes after a change in applied current.

The permitted overloading time period will vary with applied overload current, conductor temperature 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 than rated current), can be applied for 30 hours.

The results show that an interpretation of sheath temperature measurements can be useful for estimating the conductor temperature. Such information may be obtained by measuring the time derivative of sheath temperature.

Moreover, a 10 °C step change in air temperature lasting for 100 hours will only increase the soil temperature at burial depth with 1 °C . This slow impact of air temperature at burial depth justifies that it is only necessary to consider seasonal variations of soil temperatures during transient overloading.

Lastly, it is shown that the additional aging caused by operating at elevated temperatures can be estimated. In the case of an overload current of 83% applied for 24 hours, the cable lifetime is reduced by approximately one month. This is only 0.2% of the total expected cable lifetime of 40 years.