Improved current rating methods of subsea HVAC cable systems for renewable energy applications

The number and size of renewable projects, such as Offshore Wind Farms (OWFs), has been rapidly growing during the last years, mainly due to the increasingly great environmental concerns. The submarine cables used to transmit the power generated offshore to the mainland are crucial for the entire project’s economic viability. Although cables are manufactured in rather cost-efficient ways and delivered in reasonable timelines thanks to the progress made in insulating material technology, they are presently subjected to a hard compromise: fixed costs are pushed to go down as much as possible, but at the same time the chance of failures is required to be minimised. The golden ratio in this difficult problem can certainly be sought to optimising the cable design. Three-core (3C), HVAC cables are presently the most cost-effective technical solution for offshore power transmission. They are also expected to be so in the future, at least regarding the interconnection of OWFs located in reasonable distance from shore. To optimise the cable design, the current carrying capacity of the cable, often called as “ampacity”, needs to be determined as accurately as possible. Due to electromagnetic induction, additional induced losses are generated inside the cable, which are dissipated in the form of heat from the cable to its surroundings. In order to investigate any likely optimisation margins, the way these losses are generated needs to be clearly understood. In parallel, the heat paths that enable the dissipation of heat inside the cable must be in depth considered. The existing calculation methods allow for such an analysis and cover, in theory, the larger cable sizes required in modern OWFs. However, empirically derived approximations are often used in these methods instead of rigorously extracted, mathematical solutions and sometimes refer to cable types different from the modern submarine cables. Furthermore, the physical models implied usually rely on simplifying assumptions that are expected to work sufficiently for smaller cables sizes, but need to be benchmarked in larger sizes. Thus, the existing calculation methods have to be reviewed and improved, where necessary. In order to allow for a quantitative analysis around the accuracy of the presently used methods, models representing more realistically the physical phenomena involved are developed. In 3C cables, the 2-D nature of heat transfer cannot be omitted, due to the physical proximity between the power cores. Traditional methods imply 1-D, radial analysis, which is in principle incapable of capturing the heat transfer occurring in the angular direction. Comparisons between the existing, traditional methods and the models developed demonstrate that this effect can be significant in larger cables. A submarine cable often encounters various conditions, which in some cases may be thermally adverse, forming the so-called “hotspots”. Cables armoured with non-magnetic steel wires are preferred in these points, due to lower induced losses. To avoid any unnecessary increase in conductor size and, thus, any economic impact such an increase would have, an optimum design is sought for. For this purpose, numerical models capable of representing the AC phenomena involved are developed. These are benchmarked against the existing analytical methods and the thermal gain obtained from the more realistic loss generation is assessed. Cables being armoured with magnetic steel wires are typically preferred in the main subsea section, due to techno-economic reasons. The cable geometry in this case influences the physical model to a great extent. Unfortunately, this is not considered by the traditional methods of calculating the losses, due to its inherent complexity. By applying 3-D electromagnetic analysis, it is possible to study the effect of the cable geometry on the induced losses. Hence, it becomes feasible to evaluate the accuracy level afforded by the traditional methods and, thus, anticipate the potential for design optimisation and further cost reduction.<br/

Βελτιωμένες μέθοδοι υπολογισμού ρεύματος υποθαλάσσιων καλωδιακών συστημάτων εναλλασσομένου ρεύματος υψηλής τάσης για εφαρμογές ανανεώσιμων πηγών ενέργειας

The number and size of renewable projects, such as Offshore Wind Farms (OWFs), has been rapidly growing during the last years, mainly due to the increasingly great environmental concerns. The submarine cables used to transmit the power generated offshore to the mainland are crucial for the entire project’s economic viability. Although cables are manufactured in rather cost-efficient ways and delivered in reasonable timelines thanks to the progress made in insulating material technology, they are presently subjected to a hard compromise: fixed costs are pushed to go down as much as possible, but at the same time the chance of failures is required to be minimised. The golden ratio in this difficult problem can certainly be sought to optimising the cable design. Three-core (3C), HVAC cables are presently the most cost-effective technical solution for offshore power transmission. They are also expected to be so in the future, at least regarding the interconnection of OWFs located in reasonable distance from shore. To optimise the cable design, the current carrying capacity of the cable, often called as “ampacity”, needs to be determined as accurately as possible. Due to electromagnetic induction, additional induced losses are generated inside the cable, which are dissipated in the form of heat from the cable to its surroundings. In order to investigate any likely optimisation margins, the way these losses are generated needs to be clearly understood. In parallel, the heat paths that enable the dissipation of heat inside the cable must be in depth considered. The existing calculation methods allow for such an analysis and cover, in theory, the larger cable sizes required in modern OWFs. However, empirically derived approximations are often used in these methods instead of rigorously extracted, mathematical solutions and sometimes refer to cable types different from the modern submarine cables. Furthermore, the physical models implied usually rely on simplifying assumptions that are expected to work sufficiently for smaller cables sizes, but need to be benchmarked in larger sizes. Thus, the existing calculation methods have to be reviewed and improved, where necessary. In order to allow for a quantitative analysis around the accuracy of the presently used methods, models representing more realistically the physical phenomena involved are developed. In 3C cables, the 2-D nature of heat transfer cannot be omitted, due to the physical proximity between the power cores. Traditional methods imply 1-D, radial analysis, which is in principle incapable of capturing the heat transfer occurring in the angular direction. Comparisons between the existing, traditional methods and the models developed demonstrate that this effect can be significant in larger cables. A submarine cable often encounters various conditions, which in some cases may be thermally adverse, forming the so-called “hotspots”. Cables armoured with non-magnetic steel wires are preferred in these points, due to lower induced losses. To avoid any unnecessary increase in conductor size and, thus, any economic impact such an increase would have, an optimum design is sought for. For this purpose, numerical models capable of representing the AC phenomena involved are developed. These are benchmarked against the existing analytical methods and the thermal gain obtained from the more realistic loss generation is assessed. Cables being armoured with magnetic steel wires are typically preferred in the main subsea section, due to techno-economic reasons. The cable geometry in this case influences the physical model to a great extent. Unfortunately, this is not considered by the traditional methods of calculating the losses, due to its inherent complexity. By applying 3-D electromagnetic analysis, it is possible to study the effect of the cable geometry on the induced losses. Hence, it becomes feasible to evaluate the accuracy level afforded by the traditional methods and, thus, anticipate the potential for design optimisation and further cost reduction.Το πλήθος και το μέγεθος των έργων Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ), όπως είναι τα Υπεράκτια Αιολικά Πάρκα (Α/Π), αυξάνει ταχύτατα τα τελευταία χρόνια, κυρίως εξαιτίας των ολοένα και περισσότερο έντονων περιβαλλοντικών ανησυχιών. Τα Υποβρύχια (Υ/Β) καλώδια ισχύος που απαιτούνται για την μεταφορά της παραγόμενης ισχύος από τις υπεράκτιες Ανεμογεννήτριες (Α/Γ) στην ξηρά αποτελούν έναν κρίσιμο παράγοντα για την βιωσιμότητα των έργων αυτών. Σήμερα, έχει επιτευχθεί σημαντική μείωση τόσο στο κόστος παραγωγής όσο και στα χρονοδιαγράμματα παράδοσης των καλωδίων, χάρη στην πρόοδο που έχει συντελεστεί στην τεχνολογία των μονωτικών υλικών. Ωστόσο, τα Υ/Β καλώδια υπόκεινται σε έναν δύσκολο συμβιβασμό: τα πάγια κόστη πιέζονται ολοένα και χαμηλότερα, ενώ την ίδια στιγμή απαιτείται ελαχιστοποίηση ενδεχόμενων σφαλμάτων και αύξηση της αξιοπιστίας του συστήματος μεταφοράς. Η χρυσή τομή σε αυτό το δύσκολο πρόβλημα εντοπίζεται στην σχεδιαστική βελτιστοποίηση του καλωδίου. Τα τριπολικά καλώδια Εναλασσομένου Ρεύματος Υψηλής Τάσης (ΕΡΥΤ) αποτελούν σήμερα την πιο αποδοτική, οικονομικά, λύση για την μεταφορά της ισχύος σε υπεράκτια Α/Π. Η ζήτησή τους αναμένεται σημαντική και στο άμεσο μέλλον, τουλάχιστον όσον αφορά στις διασυνδέσεις υπεράκτιων Α/Π που βρίσκονται εγκατεστημένα σε σχετικά μικρή απόσταση απ’ την ξηρά. Απαραίτητη προϋπόθεση για την βελτιστοποίηση του σχεδιασμού είναι ο κατά το δυνατόν ακριβέστερος υπολογισμός της μεταφορικής ικανότητας του καλωδίου. Λόγω του φαινομένου της ηλεκτρομαγνητικής επαγωγής, πρόσθετες επαγόμενες απώλειες ισχύος παράγονται στο καλώδιο, οι οποίες στην συνέχεια διαχέονται, με την μορφή θερμότητας, στον περιβάλλοντα χώρο. Για να διερευνηθούν τυχόν περιθώρια σχεδιαστικής βελτιστοποίησης, θα πρέπει να κατανοηθεί σε βάθος ο τρόπος με τον οποίον αυτές οι απώλειες παράγονται και διαχέονται. Οι υπάρχουσες μέθοδοι υπολογισμού επιτρέπουν μια τέτοια ανάλυση και θεωρητικά καλύπτουν τα μεγαλύτερα καλώδια που χρησιμοποιούνται στα σύγχρονα υπεράκτια Α/Π. Ωστόσο, σε αυτές τις μεθόδους γίνεται συχνά χρήση προσεγγιστικών μαθηματικών σχέσεων, οι οποίες έχουν προκύψει με τρόπο εμπειρικό αντί για τις αυστηρά μαθηματικές λύσεις των αντίστοιχων φυσικών προβλημάτων· συχνά, οι σχέσεις αυτές αναφέρονται σε τύπους καλωδίων που χρησιμοποιήθηκαν στο παρελθόν και διαφέρουν σημαντικά απ’ τα σύγχρονα Υ/Β καλώδια. Περαιτέρω, τα θεωρούμενα φυσικά μοντέλα συνήθως βασίζονται σε απλοποιητικές παραδοχές, οι οποίες αναμένεται, μεν, να δίνουν ικανοποιητικά αποτελέσματα σε μικρότερες διατομές, χρήζουν, δε, προσεκτικής διερεύνησης όσον αφορά στην υιοθέτησή τους σε μεγαλύτερα μεγέθη. Είναι, επομένως, αναγκαίο να μελετηθούν οι υπάρχουσες μέθοδοι υπολογισμού ρεύματος και να αναθεωρηθούν στα σημεία που απαιτείται. Για την ποσοτική αξιολόγηση της ακρίβειας των επί του παρόντος χρησιμοποιούμενων μεθόδων, φυσικά μοντέλα που αναπαριστούν με περισσότερο ρεαλιστικό τρόπο τα εμπλεκόμενα φαινόμενα αναπτύσσονται στην παρούσα εργασία. Στα τριπολικά καλώδια ισχύος, η διδιάστατη φύση της μεταφοράς θερμότητας δεν μπορεί να αγνοηθεί, λόγω της γειτνίασης μεταξύ των πόλων. Οι συμβατικές μέθοδοι υπολογισμού υιοθετούν μονοδιάστατη, ακτινική ανάλυση, η οποία καταρχήν αδυνατεί να λάβει υπόψιν την γωνιακή συνιστώσα της θερμικής ροής. Οι συγκρίσεις που γίνονται μεταξύ των μοντέλων που αναπτύσσονται και των παραδοσιακών μεθόδων υπολογισμού αναδεικνύουν ότι μια τέτοια απλοποίηση μπορεί να έχει σημαντική επίδραση στα μεγαλύτερα καλώδια.Ένα Υ/Β καλώδιο είναι, συνήθως, εκτεθειμένο σε ποικίλες συνθήκες εγκατάστασης, οι οποίες συχνά μπορεί να είναι θερμικά δυσμενείς. Καλώδια οπλισμένα με σύρματα μη μαγνητικού χάλυβα προτιμώνται σε αυτά τα σημεία της διαδρομής, λόγω των μειωμένων επαγόμενων απωλειών. Επομένως, είναι αναγκαία η σχεδιαστική βελτιστοποίηση των καλωδίων αυτών, έτσι ώστε να αποφευχθεί μια περιττή αύξηση του, συχνά χάλκινου, αγωγού, με ό,τι οικονομική επίπτωση μια τέτοια αύξηση θα συνεπαγόταν. Για το σκοπό αυτό, αριθμητικά μοντέλα, ικανά να αναπαραστήσουν τα εμπλεκόμενα επαγωγικά φαινόμενα, όπως είναι το επιδερμικό φαινόμενο και τα φαινόμενα γειτνίασης, αναπτύσσονται στην παρούσα εργασία. Γίνεται συγκριτική αξιολόγηση με τις υπάρχουσες, αναλυτικές μεθόδους και εκτιμάται το θερμικό κέρδος που απορρέει απ’ τις ρεαλιστικότερες απώλειες ισχύος.Καλώδια οπλισμένα με σύρματα μαγνητικού χάλυβα προτιμώνται, κατά κανόνα, στο κυρίως τμήμα της υποθαλάσσιας διαδρομής για τεχνοοικονομικούς λόγους. Στην περίπτωση αυτή, η τριδιάστατη γεωμετρία του καλωδίου δεν μπορεί να αγνοηθεί από το θεωρούμενο φυσικό μοντέλο. Λόγω της εγγενούς πολυπλοκότητας μιας τέτοιας θεώρησης, οι συμβατικές μέθοδοι την αγνοούν. Εφαρμόζοντας τριδιάστατη ηλεκτρομαγνητική ανάλυση, μέσω της Μεθόδου των Πεπερασμένων Στοιχείων, είναι εφικτό να μελετηθεί η επίδραση της γεωμετρίας στις επαγόμενες απώλειες ισχύος. Ως εκ τούτου, καθίσταται δυνατή η αξιολόγηση του βαθμού ακρίβειας που παρέχεται από τις παραδοσιακές μεθόδους υπολογισμού και, συνεπώς, η σχεδιαστική βελτιστοποίηση και η περαιτέρω μείωση του κόστους

Induced losses in non-magnetically armoured HVAC windfarm export cables

Presently, IEC 60287-1-1 is used to calculate the ratio of induced loss in a cable’s metal sheath to its conductor loss (λ1), considering uniform current density in both conductors and sheaths. Although this assumption is reasonable for smaller cables, it becomes questionable for larger cables in close proximity, such as three-core (3C) export cables in Offshore Wind Farm (OWF) projects. The present study employs 2-D Finite Element (FE) models to evaluate how accurate the Standard method for calculating the λ1 factor is in cables with non-magnetic armour. Their validity is further enhanced by measurements in a 3x1000 mm2 155 kV unarmoured cable. IEC 60287 appears to overestimate the temperature, particularly for larger conductor sizes, by up to 7°C. Finally, suitable Reductive Factors (RFs) are derived which could improve the accuracy of the IEC method

Data for Review of the accuracy of Single Core Equivalent Thermal Model (SCETM) for Offshore Wind Farm (OWF) cables

Data for all plots in Chatzipetros, D &amp; Pilgrim, JA 2017, &#39;Review of the accuracy of Single Core Equivalent Thermal Model (SCETM) for Offshore Wind Farm (OWF) cables&#39; IEEE Transactions on Power Delivery</span

Review of the accuracy of Single Core Equivalent Thermal Model (SCETM) for Offshore Wind Farm (OWF) cables

Cables intended to interconnect OWFs with the mainland are currently treated as SL-type (Separate Lead) cables by IEC 60287. A SCETM is implied, i.e. a thermal model accounting for 1-D (radial) heat transfer only. While this approach is expected to be reasonable when smaller cables are rated, the 1-D representation is less valid in larger cable sizes. This paper uses 2-D finite element models to reveal certain weak points of the representation of the thermal resistances in the existing SCETM. For constant losses, the IEC SCETM seems to underestimate the temperature by up to 8oC. Suitable replacement formulae are proposed which could improve the accuracy of the SCETM. Finally, the issue of non-solid fillers is considered and modelling guidelines are given

Impact of proximity effects on sheath losses in trefoil cable arrangements

Induced losses are a significant part of the total losses generated in HVAC cables. Presently, IEC 60287-1-1 is used to calculate the ratio of induced loss in a cable's metal sheath to its conductor loss (λ1), assuming uniform current density in both conductors and sheaths. Although this assumption is reasonable for smaller cables, it is questionable for larger cables in close proximity, such as three-core (3C) export cables in Offshore Wind Farm (OWF) projects. The effects of this non-uniform current density cannot be easily treated via a straightforward, purely analytical approach, since conductor currents are not effectively represented by linear ones in larger cables, while sheath currents are also unevenly distributed. The present study employs 2-D Finite Element (FE) models to evaluate how accurate the Standard method for calculating the λ1 factor is in cables with non-magnetic armor. Their validity is further enhanced by means of Filament Method. IEC 60287 appears to overestimate the temperature, particularly for larger conductor sizes, by up to 7°C (8%). Finally, suitable Reductive Factors are suggested which could improve the accuracy of the IEC method

Dataset for Impact of proximity effects on sheath losses in trefoil cable arrangements

Dataset using Filament and Finite Element Methods supporting: Chatzipetros, D., &amp; Pilgrim, J. (2019). Impact of proximity effects on sheath losses in trefoil cable arrangements. IEEE Transactions on Power Delivery.</span

High voltage composite insulators field analysis

257 σ.Η «ηλικία» των μονωτήρων, ως προς τη χρήση τους σε συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας, ταυτίζεται, λίγο ή πολύ, με εκείνη των πρώτων γραμμών μεταφοράς. Οι μονωτήρες, οι οποίοι στήριζαν τις πρώτες αυτές γραμμές, ήταν κατασκευασμένοι, ως επί το πλείστον, από πορσελάνη και η φιλοσοφία σχεδίασής τους προσιδίαζε με εκείνη των μονωτήρων των πρώτων τηλεγραφικών και τηλεφωνικών γραμμών. Εντούτοις, οι παραπάνω είχαν ένα πρακτικό όριο τάσης μεταφοράς 40 kV. Αυξανομένων των αναγκών για υψηλότερα επίπεδα τάσης, με σκοπό την περεταίρω μείωση των απωλειών μεταφοράς, άρχισαν στις αρχές του 20ου αιώνα να σχεδιάζονται και να παράγονται μονωτήρες οποιουδήποτε μήκους, με διαφορετική πλέον φιλοσοφία, προσαρμοσμένη στις απαιτήσεις για μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας υπό Υψηλή Τάση (Υ.Τ.). Έκτοτε και μετά, η πορεία των μονωτήρων δε χαρακτηρίζεται από ιδιαίτερες τεχνολογικές καινοτομίες. Οι όποιες διαφοροποιήσεις αφορούν κυρίως στο σχεδιαστικό μέρος, ενώ εισάγονται κεραμικά υλικά, όπως το σκληρυμένο γυαλί, που καλούνται να βελτιώσουν τη μηχανική κυρίως αντοχή τους. Ωστόσο, έπειτα από εκατονταετή και πλέον χρήση των κεραμικών μονωτήρων και υπό την επίδραση νέων απαιτήσεων που ανακύπτουν συνεχώς, εισάγονται στα τέλη της δεκαετίας του 1950 οι πρώτοι συνθετικοί (ή πολυμερείς ή μη-κεραμικοί) μονωτήρες, οι οποίοι, διαθέτοντας μια σειρά από πλεονεκτήματα, όπως π.χ. το χαμηλότερο βάρος, η ευκολία χειρισμών, το μειωμένο κόστος εγκατάστασης και συντήρησης, η μεγαλύτερη αντίσταση σε βανδαλισμούς και κυρίως η καλύτερη απόδοση έναντι της ρύπανσης, καλούνται να αυξήσουν την απόδοση και να βελτιώσουν την αξιοπιστία του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Καθοριστικής σημασίας τόσο κατά τη σχεδίαση, όσο και κατά τη λειτουργία των μονωτήρων είναι η ένταση του ηλεκτρικού πεδίου, καθώς και η κατανομή του δυναμικού στο εσωτερικό και σε περιοχές γύρω απ’ αυτούς. Υψηλές τιμές της πεδιακής έντασης ευθύνονται για την πρόκληση ανεπιθύμητων φαινομένων, όπως είναι η δημιουργία επιφανειακών μερικών εκκενώσεων (μεταξύ αυτών και οι εκκενώσεις corona), η συνακόλουθη μείωση της μονωτικής ικανότητας και τελικά η υπερπήδηση του μονωτήρα, ενώ η γήρανση αποτελεί δυσάρεστη εξέλιξη, η οποία μειώνει την απόδοση και τη διάρκεια ζωής των συνθετικών μονωτήρων. Μέχρι τη δεκαετία του 1970 η θεωρητική προσέγγιση της πεδιακής ανάλυσης μονωτήρων, μέσω αναλυτικών τεχνικών, ήταν εξαιρετικά δυσχερής ή και αδύνατη, λόγω της πολύπλοκης γεωμετρίας τους, και μόνο η πειραματική μελέτη ήταν εφικτή. Εντούτοις, από τη δεκαετία του 1970 και έπειτα, η ανάπτυξη αριθμητικών μεθόδων επίλυσης του ηλεκτρομαγνητικού πεδίου και η θεαματική αύξηση της διαθέσιμης υπολογιστικής ισχύος κατέστησαν υλοποιήσιμη τη μελέτη της πεδιακής ανάλυσης, μέσω διεξαγωγής προσομοιώσεων σε Η/Υ. Σκοπός της παρούσας διπλωματικής εργασίας είναι η μελέτη του ηλεκτρικού πεδίου στο εσωτερικό και στην περιοχή του αέρα γύρω από ένα συνθετικό μονωτήρα, όταν στους ακροδέκτες αυτού εφαρμόζεται Υψηλή Τάση (Υ.Τ.). Για την πραγματοποίηση της πεδιακής ανάλυσης προσομοιώνονται διάφορα μοντέλα συνθετικών μονωτήρων σε τρισδιάστατο περιβάλλον, με τη βοήθεια του υπολογιστικού πακέτου ηλεκτρομαγνητικής ανάλυσης Opera-3d V15, το οποίο κάνει εφαρμογή της μεθόδου των πεπερασμένων στοιχείων (FEM). Οι συνθήκες έκθεσης θεωρούνται ιδανικές, ενώ κατά τις προσομοιώσεις λαμβάνονται υπόψη οι επιδράσεις τόσο του αγωγού, όσο και τμήματος του πυλώνα απ’ τον οποίο αναρτάται ο μονωτήρας. Ακόμη, προστίθενται τοροειδή εξομάλυνσης και αναδεικνύεται η σπουδαιότητα τοποθέτησης αυτών τόσο στο ενεργό, όσο και στο γειωμένο άκρο του μονωτήρα.The history of insulators, as to their use in power systems, coincides, more or less, to that of the first transmission lines. Insulators, which supported these first lines, were constructed mostly from porcelain and their design philosophy was similar to that of the first telegraph and telephone lines. However, these had a practical limit transfer voltage 40 kV. Increasing needs for higher voltage levels in the early 20th century, in order to further reduce power transmission losses, brought a different philosophy in the designing and production of insulators, adapted to the requirements for transmission of electricity at high voltage (HV). Since then, the development of insulators is not characterized by specific technological innovations. Any differences mainly concerned the design part, while new ceramic materials, such as toughened glass, were introduced, in order to improve their mechanical strength. However, having use ceramic insulators for more than a century and under the influence of modern requirements, that arise continually, the first composite (or polymer or non-ceramic) insulators were introduced in the late 1950s, which, having a number of advantages, such as lower weight, ease of handling (e.g. during transportation or installation), reduced installation and maintenance cost, greater resistance to vandalism and especially better performance against pollution, are expected to improve the reliability of the electricity transmission system and to make it more efficient. Electric field strength and potential distribution are of great importance concerning the design and operation of insulators. High levels of electric field intensity are responsible for causing adverse effects, such as creation of surface partial discharge (including corona discharge), degradation of insulating properties and probably flashover of the insulator. Furthermore, aging is an adverse impact, which reduces the performance and life time of composite insulators. Until the 1970's, a theoretical approach to the field analysis of insulators, through analytical techniques, was extremely difficult or even impossible, due to their complex geometry, and only test study was feasible, through the implementation of measurements. However, since 1970 (onwards), the development of numerical methods for solving electromagnetic field problems and the great increase in available computing power made it feasible to study field analysis by using computer software. The aim of this diploma thesis is the study of electric field distribution in the internal regions of a HV composite insulator as well as in the surrounding air when High Voltage (HV) is applied to the HV electrode. For this purpose a number of composite insulators models are simulated in threedimensional environment, using the computational electromagnetic field analysis package Opera-3d V15, which applies the finite element method (FEM). The simulation progress is carried out under dry and clean conditions and the simulated models take into account the effects of both the phase conductor and part of the transmission tower, from which the insulator is suspended. Furthermore, two grading rings are installed in order to underline the importance of such a placement both at the HV and at the grounded end of the insulator.Δημήτριος Ν. Χατζηπέτρο