Estimating the dynamic current rating of power cables using the principle of superposition and transient temperature responses

Abstract

Ettersom strømforbruket øker jevnt og mer fornybare kilder brukes til å generere elektrisk energi, må det tilgjengelige strømnettet øke sin kapasitet og fleksibilitet. Gjeldende strømføringsevne bestemmes i dag av statiske vurderinger for verst mulig tilfelle, slik at eksisterende komponenter ikke blir fullt utnyttet. Denne masteroppgaven foreslår en estimeringsmetode som vil bidra til å øke gjeldende vurdering av strømkabler fra statisk til dynamisk betraktning.

Metoden bruker to ulike prosedyrer som har etablert transient og stabil ledertemperatur for en gitt belastning og forlegning. Ved å anvende et skaleringsprinsipp som tilsvarer endringen i laststrømmen, og dermed også inkluderer de termiske endringene i kabelen. Samt å anvende superposisjonsprinsippet. Vil den totale transiente temperatur responsen til kabelens leder under dynamisk belastning bli estimert. Estimatet kan deretter brukes til å forbedre strømføringsevnen til kabelen.

Den første prosedyren som brukes i estimeringsmetoden er beregnet ledertemperatur i henhold til internasjonale standarder. Den andre prosedyren bruker en langtids etablert temperaturmåling av kabelens leder under kjente forhold. Estimatene sammenlignes med et dynamisk belastnings tilfelle, eksperimentelt utført i et praktisk laboratorieoppsett. Oppsettet bruker en Nexans TSLF 24kV 1x50 A kabel, som har en aluminiumsleder med et tverrsnitts areal på 50 mm^2, og tverrbundet polyetylen (XLPE) isolasjon.

Resultater viser at estimatene er i stand til å gi en realistisk imitasjon av den eksperimentelt målte ledertemperatur responsen. Estimatet basert på målt temperatur har minst gjennomsnittlig temperatur avvik sammenlignet med måling, som er 5,2°C. Dette estimatet har også en ekstra skalering for temperaturavhengigheten til ledermotstanden. Estimering basert på analytiske beregninger gir kun et tilstrekkelig estimat når endringen i ledermotstand er inkludert, med et gjennomsnittlig temperatur avvik på 8,3°C.

Enkelheten og presisjonsnivået til den utviklede metoden antyder at anvendeligheten har potensialet til å forbedre gjeldende vurdering av kabler fra statiske beregninger til mer dynamiske betraktninger. Dette vil føre til forbedring av utnyttelsen til den potensielle overførings reserven som ikke utnyttes fullt ut i kraftkabler i dag.

As electric power consumption increases steadily and more renewable sources are being used to generate power, the available power grid needs to increase its capability and flexibility. Current rating of existing equipment is today determined by static ratings for worst case scenarios, leaving components such as power cables not fully utilized. This thesis proposes an estimation method that facilitates advancing the current rating of power cables from static to dynamic rating.

The method uses two different procedures as basis, that has established transient and steady-state conductor temperature for given load and laying conditions. By using an applied scaling principle that corresponds to the change in load current, thus considering the thermal changes in the cable. As well as applying the principle of superposition. The total transient temperature response of the cable conductor during dynamic loading can be estimated. The estimate can then be utilized to enhance the current rating of the power cable.

The first basis used in the estimation method is calculated conductor temperature according to international standards. The second basis uses a long-term established temperature measurement of the cable conductor with known conditions. The estimates are compared to a dynamic loading case, experimentally executed in a practical laboratory setup. The setup uses a Nexans TSLF 24kV 1x50 A power cable, that has an aluminium conductor with a cross-sectional area of 50 mm^2, and cross-linked polyethylene (XLPE) insulation.

Results show that the estimates are able to give a realistic imitation of the experimentally measured conductor temperature response. The estimate based on measured temperature has the least average temperature deviation compared to measurement, which is 5.2°C. This estimate also has an additional scaling for the temperature dependency of the conductor resistance. Estimation based on analytical calculations only gives an adequate estimate when the change in conductor resistance is included, with an average temperature deviation of 8.3°C.

The simplicity and precision level of the developed method suggest that its applicability has potential to facilitate the current rating of power cables from static calculations to more dynamic considerations. Improving the utilization of the potential grid reserve not fully exploited in power cables.