Introduction To Medium Voltage Circuit Breakers

VePi Newsletters The Electrical Power Systems Division

The Switchgear & circuit breakers section Number: 3

The rating of a c.b.: In general, the rating of a circuit breaker is the limit of the range of operating characteristics under well  defined conditions, this can include, where applicable: rated maximum voltage, rated voltage range  factor K, rated frequency, rated continuous current, rated dielectric strength (dry and wet, where  applicable, low frequency withstand voltage, dry impulse withstand voltage, dry chopped wave impulse  withstand voltage & dry/wet switching impulse withstand voltage, rated standard duty cycle, rated  interrupting time, rated permissible tripping delay, rated re­closing time, rated SCC, rated transient  recovery voltage, load current switching vs. life of device, rated capacitance current switching, rated  line closing switching surge factor, rated out of phase switching current, rated shunt reactor current  switching, rated excitation current switching, rated control voltage, rated fluid operating pressure (if  hydraulic/pneumatic control). The rated maximum voltage for the different breaker voltage classes in  KV: 4.76, 8.25, 15, 25.8, 38 with rated continuous current at 60HZ in A rms: from 600 to 3000 with  rated SCC (at rated maximum KV) in KA rms (nominal voltage): 9.1­30 (4.16KV), 35(7.2KV), 19.3­ 38(13.8KV), 25(24.6KV), 20(34.5KV). The rated insulation levels, which withstand low frequency and  impulse in KV rms and crest, respectively, are: 19 & 60, 26 & 75, 36 & 95 and 70 & 150. The K factor  can vary from 1 to 2. The short time ratings (3 seconds) in KA rms are: 44, 25, 37.5 and 31.5. The close  and latch rating in KA rms are: 70, 40 and 60. The rated current of a circuit breaker is the maximum  value of current in amperes rms which the breaker will carry continuously, without having the  temperature of various parts of the breaker as set by the standards being exceeded. Applications at  frequencies, other than the design frequency need special consideration and sometimes deration of the  breaker capabilities. The close and latch is the ability of the breaker to close and to be maintained  closed under faulty conditions i.e. to close against the electromagnetic forces, which is proportional to  the square of the phase current (maximum instantaneous value). It is known that in a particular phase,  the current is maximum right at the instant the short circuit takes place, after which the current  decreases gradually. The current in the first one or two cycles is known as the sub­transient current, the  next 8­10 cycles is known as the transient and finally the steady state. The breaking current of the  breaker depends upon the instant on the current wave when the contacts begin to open (tripping delay  and opening time). In general, the interrupting time (opening time and arcing time), for AC MV CB's,  ranges from 5 to 8 cycles. The breaking capacity of a CB is the product of the breaking current and the  recovery volt.  Asymmetrical current:  When SC occurs, the current increases due to the fact of an establishment of a new circuit with lower  impedance. For a symmetrical SCC to be produced under the SC PF of zero, the fault has to occur  exactly when the normal voltage is maximum. The total SCC is the sum of all sources connected to the  circuit. The symmetrical current is essentially at a maximum and decreases (decrements), until a 

steady­state value is reached. Most SCC's are not symmetrical, but are offset from the normal current  axis for several cycles. If the SC (fault) occurs at point zero on the voltage wave and the PF is zero  (fault impedance is purely inductive), the current starts to build up from zero, but cannot follow a  normal current axis because the current must lag behind the voltage by 90°. The current is  asymmetrical with respect to the original axis. The actual value of the DC component (which causes  the offset or asymmetry), would depend on the time at which the SC occurs in the voltage wave and is  quantitatively equal and opposite to the value of the steady state symmetrical current wave at time of  zero. When the DC current assumes a value equal to the peak value of the symmetrical current, the  wave is considered fully offset, (maximum asymmetry). The maximum asymmetrical peak does not  generally occur during conditions of maximum asymmetry, it occurs at a fault angle of zero. The fault  angle for maximum asymmetry ranges from 0° to 90°.  Restriking voltage & recovery voltage:  The definition for restriking voltage is the resultant transient voltage which appears across the breaker  contacts at the instant of arc extinction. The rate of rise of restriking voltage is the peak value of  restriking voltage divided by the time taken to reach the peak value. The recovery voltage is the power  frequency (R.M.S. voltage) that appears across the breaker contacts, after the transient oscillation dies  out and final extinction of arc has resulted in all poles.  The classification of the tests conducted on medium voltage circuit breakers & the purpose of  each category: Tests performed on circuit breakers can be divided into five categories, according to the following:  Design Tests, Production Tests, Tests after Delivery, Field Tests & Conformance Tests. The purpose of  the design (type) tests, is to confirm the adequacy of the design of a particular type of CB to operate  satisfactorily under practical conditions. It is intended to work under (examples of tests): rated  maximum voltage, rated voltage factor, rated frequency, rated transient recovery voltage, rated  interrupting time, rated permissible tripping delay, rated re­closing time, load current switching, rated  capacitor switching current, rated line closing surge factor, out­of­phase switching current tests, shunt  reactors, rated excitation current switching, rated control voltage current. Also, rated continuous current  ­ carrying capacity (thermal testing): these tests demonstrate that the c.b. can carry its rated continuous  current at its rated frequency without exceeding the temperature limits as set by the appropriate  standards. Also, rated dielectric strength tests are conducted on the circuit breaker as type tests: it is  demonstrated by subjecting the breaker to high potentials both at normal power frequency and high  frequency (impulse). The dielectric strength depends upon clearances, bushing material, workmanship  and material quality. Generally, the dielectric test at power frequency is performed by applying an a.c.  (sine wave voltage)with a crest value of 1.414 times the rated low frequency withstand voltage. This  voltage is applied for 60 seconds to different points on the assembly or breaker. For example it is  applied to each terminal individually ­ with all other terminals connected together and to ground, this is  done while the breaker is opened. With the breaker contacts closed, the test voltage is applied to each  phase and the other phases are grounded to the c.b. frame. The breaker is considered to have passed the 

test if there is no puncture or flashover of the dielectric material. This is a dry test for indoor  installations. Outdoor circuit breakers have to go through a wet dielectric test. The applicable standards  (ANSI C37.09 &IEC 56) give the voltage levels and durations (eg. 60KV for 10 sec.). Indoor circuit  breakers are also subjected to rated full wave impulse withstand voltage. Both positive and negative  impulse voltages have a crest value equal to the rated full wave impulse withstand voltage of the c.b.  This value is function of the rated voltage of the c.b., the wave shape is 1.2x50 microsecond. If no  damage or flashover is observed the breaker is considered to have passed the test. Chopped wave tests  are performed on outdoor c.b. if the breaker voltage rating exceeds a certain level (eg.15.5KV). If the  withstandability of the breaker is to be verified for switching, switching impulse tests are performed.  They are similar to the full wave tests but with a different wave shape (eg.250/2500 microsecond).  Short circuit rating test are also conducted on circuit breakers as type tests. The S.C. rating of a c.b. is  proven by an extensive series of tests. To demonstrate the capability of the c.b. to interrupt the  maximum specified current without injury to itself (when applied to grounded and ungrounded  systems). The c.b. has to interrupt the rated symmetrical current in the presence of abnormal recovery  voltage (it is defined in the appropriate standards). The general acceptable conditions of the breaker  after successful testing are: the mechanical parts and insulators are to be in the same condition as before  the test duty, it is capable of making and breaking its rated normal (full load) current at the rated  voltage and shields fitted for bushings or arc control should be intact. Production tests will be  conducted on each assembled unit to check for good workmanship and no errors in parts used. They  will include, where applicable: nameplate checks, resistors, heaters and coil checks, control and  secondary wiring checks, clearance and mechanical adjustment checks, mechanical operations, stored  energy system tests, electrical resistance of current path, timing tests, low frequency withstand voltage  tests on major insulation components and control/secondary wiring. Tests after delivery are performed  to assure that no damage has been inflicted on the breakers during shipment. Field tests are divided into  commissioning & start­up to ensure that the breaker is in good condition and is suitable for  energization & for routine maintenance that is conducted on the breaker at specific intervals during its  life time. Conformance tests are certain type tests that are performed on certain breakers in a group of  breakers as agreed upon by the purchaser & the manufacturer to re­prove conformance of the design  with the applicable standards.  Different types of interrupting media & their properties:  The interrupting media used in medium voltage circuit breakers are: air, oil SF6 and vacuum. The  general properties of fluids used in arc extinguishing chambers in m.v. c.b. are: high dielectric strength  of the gas or liquid, thermally and chemically stable, non­inflammable, high thermal conductivity, low  dissociation temperature, short thermal time constant, should not produce conducting material during  arcing. Gases used so far in m.v. c.b. can be classified into simple (air) or electronegative (SF6). The main components of an oil c.b & how does it interrupt the arc:  They are simple in construction. The major parts of a minimum oil c.b. excluding the poles are the base  frame,the drive which is constructed as a stored energy opening and closing mechanism (the operating 

mechanism). The opening spring of the stored energy mechanism is charged automatically during the  closing action. The closing spring is charged either by means of an electric motor (is built into the drive  housing) or by means of a removable crank. The pole constitute of insulating cylinder, arc chamber,  fixed, guiding and moving contacts. It also has the gas expansion chamber, terminals, oil sump, oil  draining and oil filling plugs and the oil level indicator.  Arc Interruption in Oil: on separation of the moving contact from the fixed contact in the arc chamber,  the current continues to flow through the vaporizing metallic current paths. The high temperature  occurring under such conditions, decomposes the oil (which boils at 658°K), in the immediate vicinity  and a gas bubble is formed (under high pressure). It consists of (from outside inward): wet oil vapour,  superheated oil vapour, hydrocarbons (C2H2 at around 4000°K), the arc (approximate temperature  7000°K) as shown in fig. 2.7. As can be seen, the arc runs in a mixture of hydrogen (in both molecular  and atomic states), carbon and copper vapour. The thermal conductivity is high due to the dissociation  of hydrogen molecules into atoms. The thermal energy generated in the arc is primarily dissipated  outward through the surrounding gas envelope to the oil. Also, the gas in the arc chamber escapes to the  gas expansion chamber, so that a type of heat dissipation by convection is created, thus the rate at which  heat is dissipating is increasing. Near current zero, the thermal power generated by the current (in the  arc) approaches zero. If the heat dissipation outwards is sufficiently large, the temperature in the arc  zone can be reduced in such a manner that the arc would lose conductivity and extinguish. An arc in  hydrogen has a short thermal time constant, so that the conditions are favourable for quenching. There  are two other situations that may occur under certain conditions: thermal Restriking of Arc, re­ignition.  Thermal restriking is when the post­arc current rises again and passes into the next half cycle of SCC,  as the arc plasma heats up due to the insufficiency of heat dissipation to make conductance of the arc  zone equal to zero. Re­ignition happens when therestriking voltage of the system causes a renewed  formation of the arc, (after completion of the first interruption) and continuation of flow of current. The  arcing chamber designs are either of the axial or radial venting type. Often, a combination of both are  used in the design of minimum oil, MV CB's. The axial venting process generates high gas pressures  and has high dielectric strength. This is used mainly for interruption of low currents. The radial venting  is used for high current interruptions, as the gas pressures developed are low and the dielectric strength  is low. The higher the current to be interrupted, the larger the gas pressure developed. 

The major components of an air circuit breaker and the arc interruption:  The basic characteristics for air magnetic circuit breakers are maximum rationalization and  constructional simplicity. The major components of such breakers are: the poles, the arc chutes, the  base frame, the operating mechanism, The operating mechanism construction and parts are similar to  that of the minimum oil CB. The poles include: the fixed and moving arcing contacts, the fixed and  moving main contacts, epoxy resin bushings, moving isolating contacts (main disconnects), pneumatic  blow nozzles, the connections to the coils arc chute. The arc chutes contain: the blow­out coils, the arc  splitter plates, the arc runners, supporting insulating plates & the magnet pole pieces.  The arc interruption in oil is due to the generation of hydrogen gas because of the decomposition of oil.  Arc interruption properties of hydrogen are far superior to air, but air has several advantages which are:  fire risk and maintenance difficulties associated with oil CB's are eliminated, arcing products in air are  generally removed, whereas oil deteriorates with successive breaking operations, (e.g. formation of  carbon) & heavy mechanical stresses set up by gas pressure and oil movement are absent. The arc in the  air CB runs in a mixture of nitrogen, oxygen and copper vapour. When the current is greater than 100A,  these gases get dissociated into atoms, which changes the characteristics of the arc, on account of the  associated change in its thermal conductivity. The outcome of this is the fact that the discharge  suddenly contracts and acquires an appreciably higher core temperature. The oxygen gas may remain  dissociated, even when the current is in the order of 1 amp. The arc is extinguished by lengthening and  increasing the voltage gradient. The arc discharge is moved upward by both thermal and  electromagnetic (the blow­out coils) effects. The arc is then driven into a chute consisting of splitters.  The splitters increase the length of the arc even further, the interspaces between the splitters give  improved cooling. Near current zero, the relative high resistance is obtained and the arc quenches.  The main components of a vacuum c.b & the arc extinction in vacuum: The most significant characteristics for vacuum circuit breakers are: reduced overall dimensions and  weight, long electrical life & low energy requirement for operation. In a vacuum system, pressure is  maintained below atmospheric pressure. Pressure is measured in terms of mm of Hg (mercury). One  mm of Hg is also known as one torr. The standard atmospheric pressure at 0° is 760 mm of mercury. It  is now possible to obtain pressures as low as 10­8 torr. In a vacuum, the current growth cannot take  place prior to breakdown due to formation of electron avalanches. However, if it could be possible to  liberate gas in the vacuum by some means, the discharge can take place. In the vacuum arc the neutral  atoms, ions and electrons do not come from the medium in which the arc is drawn, rather, they are  obtained from the electrodes themselves through the evaporation of their surfaces. The major parts of  Vacuum CB's are: the bottle supports, the bottles, as shown in fig. 2.8 below, which include: the fixed  contact with fixed stem, the moving contact with moving stem, the bellows, the metallic arcing 

chamber at 10­8 torr of vacuum, the insulators, the mechanical coupling to the operating mechanism,  the operating rod, the contact force spring, the operating crank and operating lever, operating  mechanism (in its mechanism housing) which includes: the electric spring charging motor, the breaker  shaft, the closing spring, the opening spring, ratchet gear, tensioning shaft, coupling rod and any other 

auxiliaries required like shunt trip, close release, auxiliary switches, etc.  The arc in the vacuum is a metal vapour arc. As the current carrying contacts are separated, cathode  spots are formed. For low current (below 10 kA), a highly mobile cathode spot (evenly distributed over  the contact surface) is formed and for larger currents, a multiple number of cathode spots (the  constricted form of the arc) are formed. These spots constitute the main source of vapour in the arc. In  case of constricted arcs, there is the danger of local overheating at the arc roots, which can lead to  restrikes. The contacts, therefore, have a hollow cylindrical shape with slits in the body of the contact to  divert the current flow away from the axial direction that it would otherwise take. This generates a  magnetic force that drives the arc along the circular contact end faces. In this case, the energy released  in the arc root is distributed over the whole contact face. Local overheating is thus avoided. The  drawing of the arc will be caused by the high electric field between the contacts or by the resistive  heating produced at the point of application, or both. The material of the contacts can be copper­ bismuth alloy, silver­bismuth or chrome­copper alloy. The emission of electrons from the electrodes can  be the result of any combination of the following: field emission, thermionic emission, secondary  emission by positive ion bombardment, pinch effect. The high vacuum inside the vacuum interrupter  has to be maintained throughout its life. The choice of a suitable contact material is of great importance  because each time an arc is switched in vacuum, material is evaporated from the contacts and bound  gas is set free. The metal vapour condenses in the form of pure metal onto the contacts and the vapour  shields, where it acts as a getter for certain gases. If the getter action exceeds the rate at which the gas is  freed, vacuum in the interrupter will be improved. The stability of the arc in the vacuum depends upon  the contact material and its vapour pressure (the higher the vapour pressure at low temperature, the  better the stability of the arc) and upon the circuit/load parameters, such as voltage, current, inductance  and capacitance. It is known that current chopping in air and oil circuit breakers occurs because of  instability in the arc column, whereas in the case of vacuum breakers, current chopping is a function of  the vapour pressure and the electron emission properties of the contact material. When the arc  interruption is over, the space between the electrodes is filled with vapour and plasma. The process by  which this residue decays and by which the vacuum gap regains its dielectric strength, is known as the 

recovery phenomena. At current zero, the cathode spot extinguishes within 10­8 seconds and after this  the original dielectric strength is established quickly. Certain loads and switching conditions can cause  over­voltages and force the use of either surge limiters (limit the magnitude of the over­voltage) or surge  capacitors (reduce the rate of rise, lower the surge impedance and may reduce the transient recovery  voltage frequency). 

Current chopping, multiple re­ignition & virtual chopping:  Current Chopping: is the sudden reduction of current to zero prior to a natural current zero. It is caused  by arc instability, high frequency current oscillations and by the interrupter re­establishing dielectric  strength, too quickly. This latter problem was overcome through the use of suitable contact material.  Multiple Re­ignition: may occur under certain combinations of capacitance and inductance, on both the  load and line sides of the breaker. This may cause transient frequencies and consequent over­voltages.  Multiple re­ignition and its resultant over­voltages take place in the following circumstances: initially  the CB interrupts the current in the first zero after separation of contacts, transient recovery voltage  must rise at a rate faster than the re­establishment of dielectric strength in the contact gap, so that the  re­ignition will occur (the gap starts to conduct again) & the CB must be in a position to interrupt the  high frequency oscillatory current, which flows through the contact gap after the first re­ignition.  Virtual Chopping: occurs in three phase systems and is the result of the re­ignition of one of the poles,  which has previously interrupted. The re­ignition in one pole, causes high frequency current to flow  (induced) in the other two phases. If the breaker extinguishes the arc at the artificial zero (high  frequency current) and the magnitude of the power frequency current is at the full load value, virtual  chopping is produced and over­voltages that are produced on the system, which are higher than those of  current chopping and multiple re­ignition.  Different types of SF6 circuit breakers:  The different types are: The Puffer Interrupter, he Magnetic Interrupter & the Self­Blast Interrupter.  The puffer type of interrupter uses a piston to compress SF6 gas through a nozzle arranged in such a  manner as to exchange, at a high rate, the dielectric medium in the region of the arc. As the ionized gas  has the ability to capture free electrons, has high thermal conductivity and has high insulating qualities,  the ionized gas can quickly regain its insulating characteristics near current zero. In the magnetic type  of interrupter, the arc plasma is moved by magnetic forces into a new region of fresh SF6, (rather than  moving the SF6 into the arc plasma region). The higher the current being interrupted, the higher the  force of the magnetic field. The interrupting characteristics depend on the rate at which the arc plasma  encounters fresh SF6. This is a function of the current being interrupted. The self­blast type of  interrupter uses the arc energy to heat the gas and increase its pressure. The gas is then allowed to 

expand. With this expansion, the arc extinguishing process takes place in a manner quite similar to that  of the puffer interrupter.  The main components of an SF6 CB's are: the supports, the interrupters (poles), which consist of  cylindrical insulating envelopes, moving and fixed arcing and main contacts, sliding contacts, upper  and lower terminals, blow nozzles, operating and insulating connection shafts, activated alumina filter,  pressure switches and charging valve/plug, the operating mechanism which includes: the enclosure, the  charging motor, the closing and opening springs, closing cam and latch, the tripping latch, any  auxiliaries like auxiliary switches, operating push buttons, operation counters and breaker contact  indicators.  The SF6 gas is colourless,  odourless and non­toxic. SF6 is an electronegative gas,which means that it  has a high affinity for electrons. Whenever the electron collides with the neutral gas molecule, it is  absorbed to form a negative ion, the movement of which is much slower than the free electron. It also  has excellent dielectric properties, arc quenching capability and good thermal/chemical characteristics.  The dielectric strength is attributed to the large collision cross­section of its molecules and the many  elastic collision mechanisms which allow an efficient slowing down of free electrons. The gas not only  possesses a good dielectric strength, but it also has the unique property of fast recombination, after the  source energizing the spark is removed. SF6 is considered very effective in the arc quenching process.  Considering the chemical characteristics, we note first the manner in which SF6 decomposes, with  increasing temperature and then recombines as the temperature decreases. The construction of the SF6  molecule is a sulphur atom at the center, electrons are shared with six fluorine atoms, symmetrically  arranged. This structure, with its chemical bonds saturated, is chemically inert and highly stable. As the  temperature increases, SF6 molecules first dissociate into sulphur and fluorine atoms. This occurs at  around 2100K. As the temperature is further elevated,the sulphur gradually ionizes into positive sulphur  ions, giving up electrons. These electrons are capturedby the fluorine atoms producing negative  fluorine atoms (which are heavier than electrons).As the temperature is increased to 4000K, the energy  level is high enough to cause stripping of extra electrons bonded to the fluorine atoms and the medium  becomes more conductive. At about 6000K, the medium develops into a conductor by virtue of the  abundance of free electrons, stripped from both the sulphur and fluorine atoms. Now, as the  temperature in the arc core decreases along with the current, the population of free electrons decreases.  At above 6000K the decrease is slow, below 6000K the fluorine atoms begin to capture the free  electrons. At 3000K, nearly all of the free electrons are captured by the fluorine atoms producing  negative fluorine ions. As the fluorine ions are much slower than the electrons, the current is reduced in  proportion to the reduction in speed, when the electrons are captured. As all electrons are captured, the  current is reduced to zero. SF6 gas becomes thermally hyper­conductive at around 2100K, when  molecular dissociation takes place. In any gas, when there is an arc, the majority of the current is  carried in a well­defined arc core. Gases within the arc core are more dissociated, providing the source  of electrons that carry the current. As the current increases, the temperature of the core increases within  significantly lower plateaus of temperatures on either side of the arc core. With SF6, the arc is  concentrated into a smaller region and the majority of the medium acts as a heat sink. As the  temperature of the arc core falls with the decrease in current, the SF6 ceases to conduct current. The  fact that the arc core is well defined, with the majority of the medium in a state of hyper­conductivity, 

the energy evacuation from the arc core is very efficient. 

The thermal energy within the arc core is quickly transferred to the hyper­conductive medium and to  the surrounding heat sink region. The defining parameters for medium voltage circuit breakers:  The defining parameters of medium voltage circuit breakers are: the voltage ratings (nominal,  maximum and minimum), the 3­phase MVA breaker rating, the rated current, the K factor (Max./Min.  ratio), symmetrical interrupting ratings (at maximum, nominal and minimum voltage) in KA, the  asymmetrical factor, the short time rating, the close and latch, the insulation level (power frequency,  impulse level), the weight, the dimensions, the interrupting medium, the TRV capability, any arcing  medium monitoring devices, circuit breaker closing time, tripping time, interrupting time, spring  charging time, the control voltages (nominal and range), the spring charging current, close coil current  requirement, the trip coil current rating and surges switching capabilities.  Home of VePi