Overhead And Underground Distribution Systems Components, Part 2

Overhead and underground distribution systems components, part 2. Padmounted switchgear: General description of padmounted switchgear:  These switching assemblies can be classified into air insulated, oil sealed insulated, or SF6/load  break switches and vacuum fault interrupters. Typically, for the air insulated type when the  separable connectors are in place, the construction will have all energized parts enclosed in  grounded (shield) enclosure (dead front). Verification of the open switch (visible break) is  possible through Plexiglas viewing windows. The three phase gang operated switches in the  assembly are operated without having to open the cable compartment. The 600 A dead­break  bushings are externally replaceable. The unit will have parking stands, replacement fuse storage  pockets, ground pads for grounding provisions, door retainers, latching (3 point) arrangement,  fuse viewing windows, lifting provisions, fault indicators and floor cover (if required). Fig. 1.3  shows the major compartments and mounting method on pre­cast concrete pad. 

Major components of oil filled padmounted switchgear unit: The oil filled units will have a fill plug, a drain valve, the oil gauge, the cable entrance, the steel  tank, the spring operator, the mechanical interlock over the fuse compartment, grounding  provision, parking stands and the hinged cover.  Major components of SF6/vacuum units:

The major elements are: the heavy gauge enclosure, sealed switch compartment, operating  handle (for manual operation), fill valve/gas pressure gauge, electronic control package (pad­ lockable), electronic load tap trip adjustments (knobs, push buttons), spring assisted switch  operator (with marked position indicator), provisions for padlocking, cable entrance bushings,  phase indication labels, parking stands, deadbreak elbow connectors, door latches, hinged doors  with stoppers, viewing windows, ground lugs, deep well low current (eg. 200 A) bushings,  mechanical trip and reset lever, provisions for door padlocking, motor operator/RTUs. The  motor/RTU installation would provide remote operation of the switches (from a control station)  or local operation (motor operated). With the availability of sensors/RTU in the pad mounted  switchgear assembly, the remote indication of the load levels and faults (currents) at the control  station may assist the operators in running the system more efficiently with less down times and  higher levels of supply continuity.  Production tests conducted on padmounted switchgear assemblies:  The production tests run on such assemblies are: continuity test (to assure correct internal  connections), hi­pot (dielectric), pressure test (to assure tank is sealed), the protective  (electronic o/c) device characteristics curve and leakage tests (if required).  Remote operation & indication of pad mounted switchgear:  To remotely operate and indicate with pad mounted switchgear and underground distribution  systems, the following elements are to be part of the switchgear unit: one set of three current  sensors on the load side of each interrupter (or switch), source side PT with 120 V (for example)  secondary voltage, radios/modems or the required communication equipment, connector for  remote antenna (if applicable), local interface in the controller (status, control switches,  displays), local communication port to allow setup/updating software/troubleshooting/report  generation using a laptop. Should ducts be, already, installed the use of fiber optics  communication network would be the most suitable (over other means of communications: RF,  PLC, ....., etc.). Fiber optics is immune to electromagnetic and radio interference, thus it can be  placed in ducts containing high voltage Cu or Al cables (i.e. 15, 27.6 kV). The elements that are  needed to build a fiber optic network beside the cable are the transceivers with the serial and  optical ports (LED transmitter and photodiode receiver), the RTUs, optical splitters, multiplexes  and modems.  Padmounted switchgear can be defined (specified) accordingly: the insulating material used i.e.  air insulated, oil or gas, the nominal voltage class, maximum operating voltage, the basic  impulse level, the current ratings for the different sides i.e. continuous current, load interruption  (resistive, inductive including no load transformer magnetizing and capacitive including cable  charging), momentary, fault close, the dimensions of the gear, the opening for the cable entry,  properties of steel work (like thickness ­gauge, surface treatment and finish), the weight and the  assembly voltage withstandability tests (A.C. and D.C.). The speed of operation (current time  curves) for the fuses or protective devices had to be specified.  Distribution transformers:

Methods of mounting (installing) distribution transformers on poles:  These transformers can be fastened directly to the poles, hung from cross arms, mounted on  racks or platforms or mounted on brackets attached to the poles. The KVA ratings for such  transformers are low i.e. 167 or 250. The pole mounted transformers can be installed in clusters  of 3 transformers attached to the supporting brackets of which the latter are attached to the  poles.  Main attachments (accessories) used to complete the installation of the overhead (pole  mounted) distribution transformer: The high voltage bushing with the clamp type connector is connected to the primary (medium  voltage circuit) and the low voltage cables are connected to spade type connectors. The pole  mounted transformers use oil as the insulating material. They are installed in many  configurations. In general, these transformers are connected to the primary circuit through a  current limiting fuse and a fuse cutout. To protect the transformers against lightning or voltage  surges, the primary of the transformer will have a lightning arrester connected across it and the  ground. There is another type of pole mounted transformers which is the completely self  protected one (CSP). Primary fuses and lightning arresters are included with the transformer,  thus there is no need to any external protective device except for a current limiting fuse. 

Main components (accessories) that are mounted or included with the padmounted or  vault type distribution transformers to complete its installation: The distribution transformers rating for single phase varies from 10 KVA to 1MVA, for three  phase 30 KVA to 2.5 MVA. The power transformers come in sizes from 3MVA to 150MVA for  3 phase constructions. In distribution systems, three phase transformers and three phase banks  (i.e. 3 single phase connected to provide a delta or wye 3 phase configuration ) are quite  common. In general, the protection of the power transformers is through the use of protective  relay (o/c or differential & over current ground) and gas relays. The distribution transformers are  protected by fuses (current limiting and expulsion types). Pad mounts can be classified into  radial feed and loop feed. The pad mounted transformers will have load or fault sensing  (expulsion) type fuse. In series with this fuse a current limiting back­up fuse under the oil. For  vault mounted transformers, a series of current limiting and expulsion type with power fuse or  fuse link mounted on the pole or the wall of the vault are most probably used as primary  protection. For a typical general layout of a vault, refer to fig. 1.4. For vault mounted and pad  mounted, the primary connection is made through the use of elbows (where the cables are 

connected) and inserts in the transformers connected to the deep well (cavity) bushings; the  secondary windings of the transformers are brought out through L.V. bushings and spade  terminals. Other accessories that are found in distribution transformers are: pressure relief  devices, filler plugs, drain plugs and/or sampling valves, parking stands for elbows, tap changers  (off­load), load break switches for radial feed pad mounts and sectionalizing switch for loop  feed.  Basic parts of a transformer?  The general arrangement of any transformer will have the following basic parts: an iron core  consisting of laminated sheets, the primary and the secondary windings. The reason of having  the cores laminated with insulation between the lamination is to reduce the eddy currents  induced by the alternating magnetic flux. The vertical parts of the core are usually termed the  limbs and the horizontal are the yokes. The two designs for the core are the core type where the  iron core forming the limbs are surrounded by the windings and the shell type where the  windings more completely surrounded by the iron (fig. 1.5). The material of the core is either  the grain oriented silicon steel or the amorphous alloys. The silicon steel (iron) contains silicon 

in the 3 1/2% level. The thickness of the laminates is in the range of .014 inches (29 guage). For  high efficiency transformers or motors the steel used would have silicon in the 4­5% range. The  steel used in these apparatus is designated for example as M­2 (.007"), M­3 (.009") or M­6  (.016").

•

• • • •

Curves that define the electric steel properties of a transformers: There are a few curves that define the important properties of the electric steel as used in  transformers, they are:  B­H loop: the magnetic induction (in weber /m2, for example) vs. the magnetic field strength,  also termed magnetizing force (in ampere turns/cm or per m) ­ it is known as the hysteresis loop.  the d c magnetization curve: which is the magnetic induction (B) vs. the magnetizing force(H).  Core loss: the magnetic inductions (eg. in weber/sq.m) vs. the core loss in watts/LB.  the VA loss curve: the exciting volt ampere rms/LB vs. exciting losses in VA/LB (Pa).  the angle from rolling direction: it is the angle from the rolling direction in deg. vs. Pa.  Properties of the electric steel, structure sensitive & non­structure sensitive:  The properties of the magnetic materials depend on: the chemical composition, fabrication  process and heat treatment. Saturation (magnetization) changes slowly by variation in chemical  composition but is unaffected by fabrication (including impurities) or heat treatment.  Permeability (µ) which equals B/H, coerceive force (it is the dc magnetizing force at which the  magnetic induction is zero when the mayerial is in a symmetrically cyclically magnetized  condition) and hysteresis loss are structure sensitive i.e. affected by composition, impurities,  strain, temperature, crystal structure and orientation. At constant magnetic field, the core loss  increases with increased sheet thickness. It is the eddy current component in the core losses that  increases with the increase in the thickness.  Amorphous metals: Amorphous metals are alloys with non­crystalline atomic structure. The atoms are arranged 

randomly in relation to each other. It is easier to magnetize this type of alloys than crystalline  ones. If this type of material is used to build distribution transformers, lower core losses will  produced. The cooling rate of the liquid alloy to obtain the amorphous metal structure is in the  order of 1 million degrees per second. There are a few methods of quenching to produce this  material. The process that is used in practice is the planar flow casting. This technique, in a  simplified manner produces the solidified metal through the following steps:  ­liquid alloy is melted and delivered to a holding reservoir.  ­the alloy is delivered through a tap in the bottom of the reservoir to the casting nozzle and then  the quenching belt.  ­the quenching belt has the cooling box and leads the quenched ribbon to the measuring stand  and winding machinery.  Cores of distribution transformers:  The core construction can be any of the following, function of the rating and the design: wound,  butt, or mittered (fig. 1.5a). The wound (spiral) core may have the steel sheets cut to pre­ determined lengths (commonly used) or sheets with no cuts, this is a common design with oil  filled distribution transformers. The butt (and lap) design will have two different sizes of sheets,  the first make up the legs and the other to make the yokes. In this design, the gaps between the  different steel parts (in the flux path) may be the reason for the noise and the increase in the  required ampere­turns to achieve the desired (rated) flux density. The mittered core will have the  sheets for the legs and yokes cut at 45° in order to have the flux path always in the direction the  steel was rolled (grain oriented). Hot rolled or cold rolled steels are used in transformers with  regular grain or high permeability grain oriented properties. 

Arrangements of coils of distribution transformers:?  The major winding types are the concentric (the l.v. is closer to the core and the h.v. is wound  on top of the l.v.) and the sandwiched (where the secondary winding ­sandwich­ is on top and  bottom of the primary one), fig. 1.6. The wires used in forming the coils are insulated copper or  aluminum. The coils are of the pre­wound (formed) construction and can be of the cylindrical or  disc type. Cylindrical coils are wound in helical layers, with layers insulated from each other.  Insulating cylinders are placed between the core and the first coil. They are,also, placed between  the cylindrical windings. Disc coils may be one or multi turns per layer. Multi­layers have an  insulating material between them. A complete winding consists of stacked discs of coils with  inter coil insulation. The winding configuration will have an effect on the transient response of  the transformer. In dry type transformers, there are three major types of windings/windings  insulation combination. They are: open coil, cast coil and coated coil. The wires can have any of  the following forms: circular, rectangular (strip) or oval. 

Exciting current components:  A reminder, the exciting current can be broken down into a fundamental and a family of odd  harmonics (using Fourier analysis). The fundamental component can further be resolved into  two components, one in phase with the counter e.m.f. and another out of phase by 90°. The core  loss absorbed by the hystersis and eddy current losses in the core, account for that component in  phase with the e.m.f. The magnetizing current equals the exciting current minus the core loss  component which means it is equal to all the harmonics plus the out of phase fundamental  component. At constant magnetic induction and magnetic strength field, the total losses  decrease with the increase in the permeability. For the same permeability, the losses increase  with the increase in the sheet thickness. The increase of the grain size number reduces the  losses, as well as the increase in percent silicon (increase in the resistivity) reduces the losses.  The increase in the tensile strength will reduce the losses. 

Methods of insulation of coils of transformers:  The open coil uses a method whereby the transformer coils after being wound are immersed in  an insulating varnish like silicone. The varnish fills the air voids and coats the coil surface with  about 2 mils(.002") protective coating. The different types of wound coils used in this method  can be any of the following: barrel (cylindrical) or disc or sectional. The cast coil is used with  the barrel or sectional windings. The coils are placed in a casting mould. The mould and coils  are then placed in a vacuum chamber and evacuated. An epoxy resin (of low viscosity) is put  (injected) inside the mould (under vacuum). The mould with its contents is then placed in an  oven to solidify (oven­bake) the resin. The resulting insulation coating is 250 mils,  approximately. The coated coil is used with similar windings as used with the cast coil  insulating type. After the windings were prepared, the coils are placed in a vacuum chamber and  evacuated, then flooded under vacuum with a low viscosity epoxy resin. The coils are drained 

and baked (to set the resin). This process is repeated, but this time with a high viscosity resin.  the coating over the windings will be about 100 mils.  Transformer losses under load & no­load conditions:  Losses in distribution transformers can be classified into load and no­load losses. The load 

losses equal I2R and as can be seen varies with the square of the load current. It is, also, referred  to as winding losses. The no­load losses are the result of the electric currents and magnetic  fields necessary to magnetize the transformers core. The no load losses are present as long as  the transformer is kept energized (it is independent of the transformer loading). Auxiliary losses  (like fans energy consumption that is charged to the demand) are not available with the  distribution transformers but are present in the substation transformers above 5MVA ratings.  The total owning cost of a transformer constitute of the initial cost (purchasing price), cost of  no­load losses (over the expected life of the transformer) and load losses (over the expected life  of the transformer) and may be the maintenance cost (over the expected life of the transformer).  The losses cost and maintenance (if included) are presented as first cost (present value) in order  to make the evaluation of the total owning cost of the different available transformers for each  size or rating (of transformer) possible.  Causes of generated gases in oil filled transformer:  The properties of the new oil to be used in transformers, the tests performed on the oil, the  acceptable values from the different tests, the interpretation of the used oil test results and the  instruments used to detect gases in oil are covered fully in ASTM and IEEE related standards.  Gases due to composition of oil and solid insulation result from conductor temperature (due to  load losses) and exposure to arc temperature. Gases under low energy discharges and partial  discharge (corona) conditions are formed, mainly by ionic bombardment. The products that  result from thermal decomposition of oil impregnated cellulose material are carbon oxides (CO  & CO2) and hydrogen (H2) or methane (CH4).  Factors affecting the generation of gas in oil immersed transformers:  The volume of the generated gas and its rate depend on the temperature and the volume of the  heated material. The breaking of carbon­hydrogen and carbon­carbon bonds result from the  thermal or electrical faults under oil. The arc under oil will have a high pressure gas bubble with  the following fluids, from the outside toward the arc, inwardly (of the bubble): oil, wet oil  vapour, super­heated oil vapour, hydrocarbons (C2H2 ­ acetylene) and hydrogen. The arc runs in  a mixture of hydrogen ions, metal vapour, electrons. Thus, to use the presence of the gas in the  transformer oil as an indication of the presence of a fault, three distinctive types of faults have to  be defined. The three types are: thermal, electrical (low intensity discharges) and high intensity  electrical arcs. The gases that may be found in transformer oil either under normal or faulty  conditions are: methane (CH4), ethylene (C2H4), ethane (C2H6), acetylene (C2H2), hydrogen  (H2), carbon monoxide (CO) and carbon dioxide (CO2). The thermal faults that will cause the  oil temperature to rise to up to 500 deg.C will produce H2, CH4 and trace quantities of C2H4 &  C2H6. Temperatures in the middle zone will generate significant quantities of C2H6 & C2H4.  At the upper end of the thermal faults and high intensity arcing (electrical) faults, the 

temperature range will be 700 to 1800 deg.C and the gases yielded are: H2, C2H4 and traces to  significant amounts of C2H2. Thermal decomposition of cellulose and other solid insulating  materials will produce CO, CO2 and water vapour. The ratio of CO2/CO or the ppm (quantity)  may be used as an indication of the insulation disintegration. For electrical low intensity  discharges under oil, H2, CH4 and traces of C2H2 will be produced. Different types of transformers: The different types of transformers found in distribution systems are: Power (up to 10MVA)  liquid filled (oil), power (over 10 up to 100 MVA) oil filled with radiators/fans (one or 2 sets),  single phase distribution transformers/oil filled (with or without radiators/fans) up to 500 KVA,  three phase distribution transformers/oil filled (with or without radiators/fans) up to 1.5MVA,  dry type power transformers/3 phase 300 KVA to 2MVA or silicone filled or epoxy resin  insulated for indoor installations. All oil filled transformers are installed outdoor unless a  special layout with fire proof (resisting) material and appropriate barriers are used, then indoor  installation is possible. Distribution transformers can be of the pole mounted, vault or  padmounted type. The primary voltage of power transformers can be as high as 750 KV, though  the most common are 345KV, 220KV, 115KV, for distribution transformers as high as 72KV  though the most common are 34.5, 25KV (27.6KV), 15KV.  Standards: The standards that govern distribution transformers are: CSA "Single phase & three phase  distribution transformers" Std. C2, CSA "Dry type transformers" C9, CSA "Guide for loading  Dry­type distribution and power transformers" C9.1 and CSA "Insulating oil" C50. The  distribution transformers are defined as follows: the voltage ratings (insulation class level of  primary ­h.v.­ winding, the primary and secondary windings rated voltage), short circuit  capability for a fault on the bushings of the transformer (current value and its corresponding  duration), dielectric test values (applied voltage for 1 minute, full wave and chopped BIL and  time to flash over for the chopped), outdoor transformer bushings ratings (defined by their  insulation class, 60HZ 1 minute/dry, 10 second/wet dielectric withstandability, the full wave and  chopped BIL), audible sound levels and induced voltage tests. Lightning arresters parameters:  The important parameters by which L.A. are defined are: duty cycle voltage, impulse test crest  voltage, power frequency voltage (dry and wet ­ for outdoor installations), impulse current  rating, maximum continuous operating voltage, switching surges capability, high current/short  time and low current/long duration rating, material of housing, design of internals ie. gapped or  gapless elements (non­linear resistance material).