Partial Discharges under HVDC stress
Master thesis
Date
2021Metadata
Show full item recordCollections
- Institutt for elkraftteknikk [2589]
Abstract
Sammenkobling av strømnett på tvers av Nordsjøen er en nødvendighet for å balansere et europeisk strømnett med stor grad av fornybare energikilder. Nettene kobles sammen ved hjelp av høyspente likestrømskabler, som kan gjøres billigere og bedre ved bruk av polymerisolasjon. Ekstruderte polymerkabler har gassbobler i isolasjonen fra produksjonen, som gir opphav til partielle utladninger. For å undersøke dette feltet som er lite forsket på, ble interne partielle utladninger i hulrom i polymerisolasjon målt ved en rekke temperaturer og spenninger, som påvirker tid mellom utladninger og utladningsstørrelse. Måling ved 75 °C resulterte i en gjennomsnittlig tilsynelatende utladningsstørrelse på 1.118 pC ved 8 kV, 1.016 pC ved 9 kV og 0.974 pC ved 10 kV. Da testspenningen etter dette ble senket tilbake ned til 8 kV, gikk snittet opp til 1.049 pC. Medianen fulgte dette forløpet, bare med en utladningsstørrelse som var rundt 0.15 pC lavere. Tiden mellom utladninger i samme serie var 5.399 s ved 8 kV, 4.010 s ved 9 kV, 2.929 s ved 10 kV og 4.637 s da testspenningen ble senket til 8 kV igjen. Effekten av temperatur er hovedsakelig på tid mellom utladninger på grunn av økt konduktivitet i isolasjonsmaterialet og økt generering av startelektroner ved økt temperatur. En av målingene ved 10 kV, ga en gjennomsnittlig tid mellom utladninger på 125.199 s ved 50 °C, 32.787 s ved 60 °C, 7.504 s ved 70 °C og 105.899 s da temperaturen ble justert ned tilbake til 50 °C. En redusert tid mellom utladninger impliserer flere utladninger per tidsenhet. En økning i antall utladninger etter isolasjonen har vært utsatt for en periode med økt temperatur, er en indikasjon på degradering av isolasjonsmaterialet. Inkonsistens mellom ulike tester ved like testforhold, impliserer at de indre forholdene i testobjektet er viktig for utladningsaktiviteten. To interconnect power grids across the North Sea is a necessity to balance a European power grid with large penetration of renewables. The connection is done by high voltage direct current power cables, that could be cheaper and better with the use of polymeric insulation. Extruded polymer cables have internal cavities in the insulation, filled with air and gasses from the production, that are subject to degradation from partial discharges. To investigate this phenomena, that is little researched, partial discharges in cavities in PET and HDPE were measured at a range of temperatures and test voltages that affects the time between discharges and discharge magnitude. In measurements at 75 °C, the average apparent discharge magnitude was 1.118 pC at 8 kV, 1.016 pC at 9 kV and 0.974 pC at 10 kV. When the test voltage was adjusted back down to 8 kV after this, the average went up to 1.049 pC. The median showed a similar behaviour, only that the values were about 0.15 pC lower. The time between discharges in the same series was 5.399 s at 8 kV, 4.010 s at 9 kV, 2.929 s at 10 kV and 4.637 s when the test voltage was decreased to 8 kV again. The effect of temperature is mainly on the time between discharges due to the increased conductivity in the insulation material and that the increased temperature increases the start electron generation rate. In one of the measurements at 10 kV, the average time between discharges was 125.199 s at 50 °C, 32.787 s at 60 °C, 7.504 s at 70 °C and 105.899 s when the temperature was adjusted back down to 50 °C. A decreased time between discharges implies more discharges per unit of time. An increase in number of discharges after exposure to higher temperature is an indication of degradation of the insulation material. Discrepancies between different tests at the same conditions, implies that the intrinsic conditions of the test object is of importance for the discharge activity.