Rating of Power Cables for Dynamic Load Situations

• Main Author: Kitimbo, Andrew
• Format: Others
• Language: English
• Published: KTH, Skolan för elektro- och systemteknik (EES) 2016
• Online Access: http://urn.kb.se/resolve?urn=urn:nbn:se:kth:diva-195113

Huvudsyftet med detta projekt var att utvärdera möjligheten att använda metoder för ”dynamic rating” för att dimensionera (trekärniga) strömkablar som ansluter havsbaserade vindkraftparker. Flera publikationer från kabelindustrin visar att de metoder för att beräkna armeringsförluster som föreslås av IEC för (trekärniga) strömkablar är väldigt konservativa. Målet med projektet var att utveckla mer precisa modeller för att uppskatta armeringsförluster på ett mindre konservativt sätt. Kabelmodeller utvecklades och simulerades under vanliga installations- och miljövillkor. Modeller validerades med hjälp av mätningar från strömkabeln som ansluter den havsbaserade vindkraftparken Eegmond aan Zee belägen i Nordsjön. De validerade modellerna användes vidare för att dimensionera kabeln som kommer att ansluta vindkraftparken East Anglia. Effektprofilerna från denna vindkraftpark användes som parametrar i modellerna för att utföra ”rating analysis”. En del av modelleringsprocessen var att jämföra beräkningsförmågan av Cymcap och Comsol Multiphysics. Cymcap är en kommersiell mjukvara som använder sig av metoder för att beräkna armeringsförluster som föreslås av IEC. Å andra sidan, Comsol Multiphysics baseras på den finita elementmetoden. En litteraturstudie utfördes för att förstå armeringsförluster hos undervattenskablar samt förstå på vilket sätt IEC metoderna anses vara konservativa. Två koncepter identifierades som viktigaste för att beräkna armeringsförluster. Förluster förekommer på grund av komponent av det magnetiska fält som är parallell med kabelarmeringen. Storleken av förlusterna påverkas av den ”crossing pitch” mellan ledaren och armeringen. För precisa armeringsförluster uppskattningar, 3D FEM modeller behövs för hela kabelgeometrin, men det var omöjligt med datakraften som var tillgänglig för projektet. Ungefärliga uttryck för komponenten av det magnetiska fält som är parallell med kabelarmeringen användes i 3D och 2D FEM modeller av enskilda kablar för att beräkna armeringsförluster. Resultat från 3D FEM och från 2D FEM var liknande. Däremot, armeringsförluster och förhållanden med ”crossing pitch” som beräknades var olika för två olika uttryck för det magnetiska fältet. Det var därför svårt att dra fullständiga slutsatser angående det exakta förhållandet mellan ”crossing pitch” och armeringsförluster. Utöver det, information om ”crossing pitch” mellan effektkärnor och kabelarmeringar saknades. Det var därför också svårt att dra några definitiva slutsatser. Armeringsförlusterna som användes för ratingberäkningar var estimerade värde var baserade på 3D FEM simulerade resultat (publicerade) för liknande kabelstorlek som presenterades i ett papper. Validering visar att modellerna för nedgrävda elkablar hade simuleringsresultat nära mätvärdena. Däremot 2D modellerna lyckades inte fånga konvektiv värmeöverföring för ”J tubes” kablar, vilket resulterade i stora skillnader mellan simulerade resultat och mättningar. Kabelratinganalyser visade att ledningstemperatur under dynamisk belastning var lägre än det som observerades för stabilt tillstånd belastning. Detta indikerade att det var möjligt att använda ledningar av mindre tvärsektionsstorlek för dynamisk belastning än det som behövs för stabilt tillstånd belastning för havsbaserade vindkraftkablar. === The overall objective of the project was to evaluate the viability of applying dynamic rating to the dimensioning of offshore wind farm power export cables, usually three core armoured cables. Following various publications in the cable industry indicating that the armour loss estimation methods proposed by IEC for three core armoured cables are overly conservative, the project aimed to develop models for more accurate estimation of the armour losses of three core armoured cables so as to realise less conservative cable rating calculations. Models were developed for offshore wind farm export cables for the typical installation conditions in which these cables are applied. The models were then validated with measurements of cable temperature evolution with loading taken for the power export cable of Eegmond aan Zee offshore wind farm located in the North Sea. The validated models for power cables in the different installation environments relevant for offshore wind farm power export cables were then used to perform cable rating calculations for the power export cable circuits of one of the proposed East Anglia offshore wind farms. The power profile with time as expected to be generated from the wind farm was applied to the models for the cable rating analyses. As part of the modelling process, the capabilities of Cymcap, a commercially available software tool for the rating of power cables were compared with those of Comsol Multiphysics, a finite element tool, for steady state and dynamic cable rating calculations. For purposes of achieving less conservative cable rating results than would have been obtained with IEC methods, a good understanding of the behaviour of the armour losses in submarine cables was obtained from various publications.  Two concepts understood to be important in the estimation of the armour losses were that the losses are due to the magnetic field component parallel to the armour wires and that their magnitude is influenced by the crossing pitch between the power cores and the armour wires of the cable. For accurate estimation of the armour losses, 3D FEM models are required for the entire complex cable geometry which was not possible with the available computing resources.  Approximate expressions for the magnetic field parallel to the armour wires were obtained and applied to 3D and 2D FEM models of individual armour wires to compute the armour losses. The results with 3D FEM were similar to those obtained with 2D FEM. However, a comparison of the armour loss estimates obtained with two different expressions for the magnetic field gave varying results for the armour losses and their dependence on the crossing pitch making it difficult to draw any conclusions on the exact relationship between the armour losses and the crossing pitch.  Secondly, the unavailability of any information on the crossing pitch between the power cores and the armour wires of the cables used in the study also made it difficult to draw conclusions on the armour losses of these cables from the models. The armour losses eventually used in the cable rating calculations were estimates based on the armour losses obtained from published results of 3D FEM simulations of a cable of similar dimensions. In the validation of the models, the results from the models of buried cables showed close agreement with the measurements. However, for cables in J tubes, the inability of 2D models to capture convective heat transfer resulted in large deviations between the results from the models and the measurements.  From the cable rating analyses, the conductor temperature attained with dynamic loading was observed to be less than that from steady state loading for the same cable dimensions. This indicated that it was possible to use smaller conductor cross sections when using dynamic rating than with steady state rating of offshore wind farm power export cables.