Transient temperature estimations to facilitate dynamic current rating of power cables

Abstract

I dag er den maksimale strømbelastningen for en strømkabel vanligvis ikke fult utnyttet. Den økende etterspørselen for elektrisk energi fører til et ønske om en mer effektiv bruk av den ubrukte kapasiteten i dagens strømnett. Beregning av dynamisk belastningsevne for strømkabler er derfor blitt sentralt for å optimalisere dagens system. Maksimal strømbelastning i et kabelsystem er begrenset av den tillatte temperaturen på isolasjonen, noe som betyr at kunnskap rundt temperaturer i kabelen er viktig for å vurdere kabelens belastningsevne.

Et viktig formål med denne masteroppgaven er å etablere en enkel termisk modell basert på analysemetoder i henhold til IEC standarder for vurdering av kraftkablers belastning. Dette gjøres for å kunne gjennomføre transiente beregninger av kabelens temperatur. Resultater fra datasimuleringer sammenlignes med målte data fra laboratorieeksperiment. I tillegg er et case-studie gjennomført for en installert XLPE høyspenningskabel, med fokus på å beregne ledertemperaturen til kabelen. Prinsippet superposisjon spiller en viktig rolle når det gjelder effekten av en variabel belastning i en slik situasjon.

Resultatene oppnådd konkluderer med at simuleringen etablert har en svært positiv korrelasjon til de målte verdiene fra både lab-eksperimentet og dataen målt av Statnett. I tillegg korrelerer simuleringen godt med eksperimentet ved lastvariasjoner der superposisjonsprinsippet er gjeldende. Ved å simulere overbelastning av kabelinstallasjonen i lab, ble det funnet ut at kabelen kunne håndtere en overbelastning på 30% over tillatte maksimale temperatur i 24 minutter. Ved å studere lasthistorikkens innvirkning på kabelen ble det funnet ut at omgivelsestemperaturen ble nådd etter 2 timer og 45 minutter forutsatt at en strøm på 150 A var slått av. Case-studiet i denne masteren fokuserer på å forutsi kabelens ledertemperatur. 800 A er brukt som referanse for studiet ettersom det var den observerte maksimale belastningen i april 2019, og i følge simuleringen kan høyspenningskabelen håndtere en strøm på 150% av belastningen for 6 og 8 timer under henholdsvis normal drift og i nødsituasjon for både kabel i luft og i kulverten. Ved å gjennomføre en sammenligning mellom en uke i januar og en uke i juni 2019, avslører simuleringen at en overbelastning på 150% kan påtrykkes i henholdsvis 1 time og 2 timer lenger for normal og i nødsituasjon for uken i januar.

Today, the maximum current load capacity of power cables is normally not fully utilized. However, the increasing demand for electric energy causes the desire for more efficient use of the installed reserve in the power grid. Dynamic cable rating is thus becoming a key aspect of optimizing today's system. The maximum current load capacity of a cable system is limited by the maximum allowed temperature of the insulation, meaning that knowledge of temperature behavior is essential for better use of the underutilized cable system.

The main purpose of this thesis is to establish a simple thermal model based on analytical methods according to IEC standards for power cable rating aiming to simulate transient temperature calculations. The results determined from computer simulations are compared with measured data from a laboratory experiment conducted. Additionally, a case-study has been completed for an installed high voltage XLPE power cable with the main focus of predicting the conductor temperature. The principle of superposition plays a vital role considering the effect of variable loads.

The results obtained concludes that the simulation made has a very positive correlation with the measured temperature response from both experiments in the lab and data provided by Statnett from the high voltage cable. Additionally, the simulation considering the principle of superposition also turns out to correlates well with the real measured responses. Simulations of an overloading case example found that the cable installation in the lab could handle an overload of 30% above maximum permissible current for 24 minutes under normal operation without exceeding the thermal limit. Furthermore, aiming to study the load history impact, the ambient cable temperature was reached after 2 hours and 45 minutes after switching off a load of 150 A. Considering the maximum load of 800 A for April 2019 for the case-study investigated, the cable could handle 150% of the maximum load for 6 and 8 hours under respectively normal and emergency operation for both laying conditions in air and culvert. Comparing a week in January with a week in June reveals that an overload of 150% to the cable located in a duct may be applied for 1 and 2 hours longer for respectively normal and emergency operation for the week in January.