Dynamisk termisk modellering av krafttransformatorer

Abstract

For å møte fremtidens energibehov, forskes det nå på metoder for å effektivisere den allerede eksisterende infrastrukturen i nettet. Krafttransformatoren er et av de viktigste og dyreste komponentene i kraftsystemet. Som et resultat av dette, utgjør den en betydelig del av forskningen på kraftsystemkomponentene. Krafttransformatorens belastningsevne er i dag satt etter statiske termiske grenser, basert på simuleringer av de mest kritiske last og værforholdene. Siden belastningen og værforholdene er i stadig endring, fører dette til at også krafttransformatorens belastningsevne endrer seg kontinuerlig. Dette vil si at det er muligheter for å kunne regulere komponenten etter forholdene, slik at den hele tiden blir utnyttet på den mest effektive måten. For å gjøre dette trengs det informasjon om hva som bestemmer disse termiske grensene, i tillegg til metoder som kan brukes til å beregne dem.

De termiske grensene er satt etter den varmeste temperaturen i viklingen på krafttransformatoren, hot-spot temperaturen, da dette er en av de mest kritiske parameterne som begrenser dens belastningsevne, ved å degradere isolasjonen. I denne oppgaven utvikles det en dynamisk termisk modell (NTNU modellen) til å beregne hot-spot temperaturen. Modellen er basert på bunn-olje temperaturen, og utvikles ved å kombinere arbeidene til Swift og Pierce. Den utviklede modellen verifiseres ved å sammenliknes med STET modellen, og modellen til IEC fra 2018. Modellene blir sammenliknet ved bruk av generelle data, og reelle data fra en ABB krafttransformator.

NTNU modellen viser gode resultater både ved bruk av de generelle og reelle dataene. Ved bruk av de generelle dataene, beregner denne modellen de mest nøyaktige hot-spot temperaturene, ved å estimere de mest nøyaktige oljetemperaturene. Denne tendensen kan også observeres ved bruk av de reelle dataene fra krafttransformatoren. Når de korrekte, målte oljetemperaturene blir brukt som input i hot-spot temperaturmodellene, kan det observeres at både NTNU modellen og IEC modellen beregner relativt nøyaktige hot-spot temperaturer. Selv om IEC modellen krever flere parametere, beregner den ikke mer nøyaktige temperaturer enn NTNU modellen. En fordel med NTNU modellen, er at en unngår å modellere den tidsavhengige oversvingsfunksjonen som man må med modeller basert på topp-olje temperaturen. Dette gjør at NTNU modellen er enkel og brukervennlig, uten å være mindre nøyaktig.

STET modellen er den minst nøyaktige av de tre modellene. Den tar ikke oljens termiske og mekaniske treghet i betraktning, som fører til at de beregnede temperaturene har for høye toppverdier og for lave bunnverdier. Selv ved bruk av de korrekte, målte oljetemperaturene, beregner ikke modellen nøyaktige nok hot-spot temperaturer. På grunn av dette burde ikke STET modellen brukes til beregning av hot-spot temperaturen, hvis andre modeller er tilgjengelige.

To meet the energy demands of tomorrow, methods are being researched to optimize utilization of the already existing infrastructure in the electrical grid. The power transformer is one of the most important and expensive components in the power grid. As such, it forms a considerable part of the research on the power system components. The power transformer’s capacity is currently set conservatively, to static thermal limits based on simulations of the most critical loading and weather conditions. Since the loading and weather conditions are changing variables, this results in the power transformer’s capacity also constantly changing. This means that the power transformer can be regulated in line with the conditions, such that the component is utilized in the most efficient way at all times. To reach this goal, information about what determines these thermal limits are needed, as well as methods that can be used to calculate them.

The thermal limits are set after the power transformer’s winding hottest-spot temperature, which is one of the most critical parameters that limits its capacity, by degrading the insulation. This thesis presents a dynamic thermal model (NTNU model) to calculate the hot-spot temperature. The model is based on the bottom-oil temperature and is developed by combining the works of Swift and Pierce. To verify the developed model, it is compared to the STET model, and IEC’s model from 2018. The models are compared by using general data, and real data from an ABB power transformer.

The NTNU model shows promising results with use of both the general and real data. Using the general data, this model calculates the most accurate hot-spot temperatures, by estimating the most accurate oil temperatures. This trend can also be observed using the real data from the power transformer. When the correct measured oil temperatures are used as input in the hot-spot temperature models, it can be observed that both the NTNU model and the IEC model calculate relatively accurate hot-spot temperatures. Although the IEC model requires more parameters, it does not calculate more accurate temperatures than the NTNU model. An advantage with the NTNU model is that one avoids modelling the time dependent overshoot function, which is present in models based on the top-oil temperature. This makes the NTNU model simple and easy to use, without being less accurate.

The STET model is the least accurate of the three models. It does not consider the mechanical and thermal inertia of the oil, which causes the calculated temperatures to have too high peak values and too low bottom values. Even when using the correct measured oil temperatures, the calculated hot-spot temperatures are still not accurate enough. As a result of this the STET model should not be used to calculate the hot-spot temperature, if other models are available.