автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Новый метод обеспечения однофазного повторного включения на примере энергосистемы Ирана

На правах рукописи

Табатабае Сайед Мохаммад

Новый мпод обеспечения однофазною повторного включения на примере энергосистемы Ирана

Специальность: 05.14.02. Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации На соискание ученой степени Кандидата технических наук

Санкт-Нетербург 2004

Работа выполнена на кафедре Электрических и ыектронных аппаратов ГОУ ВПО «Санк1-Петербур!ский Государственный Политехнический Университет» и в институте электроэнергетики, I Тегеран, Иран Научный руководитель: д-р техн. наук, профессор Александров I еоргий

Официальные оппоненты: д-р техн. наук, профессор Павлов Геннадий

Михайлович канд. техн. наук, доцент Тихонов Анатолий Валентинович

Ведушая организация: ОАО «Севзапэнергосетьпроект»

Защита состоится 2004 г. в 10- часов

на заседании диссертационного Совета К 212.229.02 в ГОУ ВПО «Санкт-Пе1ербур1 ский Государственный Политехнический Универсше1» 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул. 29 Гл. зд , ауд.325

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский Государственный Политехнический Университет»

Автореферат разослан 2004 г.

Ученый секретарь

Диссертационного Совета, канд. техн. наук, доцент

Николаевич

/ Терешкин А.В./

¿006 У

и Ч

Введение

Линии в энергосистемах играют важную роль. И они же являются ис!очником аварий. Около 90% аварий на линиях - преходящие, из них 85% -однофазные на землю. Для ■экономичной эксплуатации энергосистем необходимо вернуть поврежденную линию в эксплуагацию как можно скорее. Поэтому для одгюфазных коротких замыканий однофазное повторное включение (ОАГТВ) является наилучшим решением, поскольку во время отключения поврежденной фазы можно передавать более 50% мощности по двум здоровым фазам. Одна из основных проблем в однофазном повтрном включении длинных линий - проблема уменьшения тока подпитки ду1 и и восстанавливающегося напряжения.

Поскольку необходимо использовать шунтирующие компенсаторы на длинных линиях СВН для компенсапии их избыточной рсакливной мощности и поскольку есть много преимуществ использования управляемых шунтирующих компенсаторов, то предметом диссертации валяется исполыование лучшего (наиболее дешевого и качественного) управляемого шунжруюшего реактора трансформаторного типа для ограничения тока подпитки дуги к.з. С помощью нового метода можно полностью компенсировать взаимную емкость между поврежденной и здоровыми фазами.

Когда возникает замыкание параметры УШРТ изменяются, и он работет в несимметричных условиях, настраиваясь на компенсацию емкое ж между фазами. Результаты компьютерного моделирования показа ти эффективность этого новою метода для значительного уменьшения тока дуги к.з.

Статистика замыканий:

Во всех высоковольтных сетях замыкания на землю наиболее час!ы, тогда как двухфазные и трехфазные к.з. крайне редки.

В соотье1С)вии с имеющимися статическими данными от 80 до 90% всех замыканий являются преходящими. Сшшстические данные для американских сетей 500 кВ (ВРА) и шведских сетей 400 и 200 кВ (8БРВ)

следующие ______

I ил повреждения ' ВРА 8&РВ

; 550 кВ 400 кВ 200 кВ

фаза - земля , 93% 70% 56%

1 две фазы 4% 23% 27%

две фазы па землю 2% 23% 27%

^гри фазы 1% 7% 17%

Как можно виде1Ь. при увеличении номинального напряжения линий электропередачи процент однофазных замьшанийл1а^етю_увеличивается.

НАЦИОНАЛЬНА» I БИБЛИОТЕКА | С Пете 3 » 09

Перенапряжения:

Одним из основных преходящих нарушений в энерт осистемах являются перенапряжения. Перенапряжения можно подразделить на три вида:

- I розовые перенапряжения;

- комму!ационные перенапряжения;

- временные перенапряжения.

Т к. первого типа перенапряжения относятся к внешним, то вторые два относятся к внутренним перенапряжениям В случае возникновения дуги кз. на линии она должна бьпь отключена как можно быстрее, чтобы обеспечить распад капала дуги Рис. 1 иллюстрирует изменение сопротивления дуги однофазною короткого замыкания, которое може: быть использовано при моделировании процессов гашения ду! и

Рис. 1. Изменение сопротивления дуги при моделировании однофазных

коротких замыканий:

tf - время начала однофазного к.з.;

t(, время отключения поврежденной фазы;

tM - время достижения сопротивлением R двадцатикратной величины, tr - время полного устранения повреждения

Например, измерения в сетях 500 кВ показали, чю сопротивление ду!И в течение времени or tf до t0 изменяется от нескотьких Ом до сотен Ом и ко времени tM превосходит 5 кОм. Продолжительность t„ - to прохождения мощности 525 МВт с линии 500 кВ длиной 150 км составтяет 70 мсек и прохождение мощности 945 МВт составляет 125 мсек.

Автоматическое повторное включение линий.

При появлении дуги короткою замыкания срабатывает релейная защита и линия отключается Для повышения надежности работы сети и обеспечения устойчивости системы необходимо обеспечить быстрое повторное включение линии. В случае возникновения повреждения преходящего типа и обеспечения правильною срабатывания системы ттовторного включения вероятность успешною повторною включения очень велика.

Имеются различные методы обеспечения повторного включения гиний, такие как быстрое повторное включение и включение с запаздыванием, единичное поп горное включение и многократное повторное включение. В зависимости от условий эксплуатации выбирается один из этих методов.

Интервал времени между отключением и повторным включением линии называется паузой АПВ. Она сосшвляет от нескольких миллисекунд до нескольких секунд Пауза АПВ определяется расчетным путем для успешною повюрного включения При увеличении паузы АПВ возможность нарушения устойчивости системы увеличивается Поэтому быстрое повюрное включение имеет много преимуществ.

Неуспешное повторное включение в дополнение к нарушению устойчивости системы вызывает сильные механические юлчки па валах турбогенераторов В некоторых случаях толчки, вызываемые трехфазными к з. на зажимах генераторов, могут быть больше

Влияние коммутаций на вал и лопа1ки турбш енера I ора

Коммутации и различные аварии в электрических сетях вызывают крутящие усилия в валах больших турбогенераюров, а также колебания лопаток.

Однофазные и трехфазные повторные включения и возникновения различных коротких замыканий могут вызывать опасные крутящие моменты в валах турбогенераторов. Эти крутящие моменты в обычных условиях увеличиваю! усталое 1Ь валов, уменьшая их срок службы и в некоторых случаях вызывая разрушение валов В случае неуспешных повторных включений крутящие моменты на валах турбогенераторов в большинстве случаев больше, чем при коротких замыканиях на выводах 1енераторов. В некоторых особых случаях крутящие моменты, вызываемые неуспешными повторными включениями, достигаю! 2,8 кратных величин по сравнению с вызываемыми трехфазными короткими замыканиями.

При изучении и исследовании гтовюрных включений в электрических се!ях, в особенности вблизи электростанций, должны учитываться крутящие моменты на валах турбогенераторов И если они опасны при трехфазных повторных включениях должны применяться системы однофазных повторных включений, поскольку в дополнение к другим преимуществам они вызывают меньшие механические ударные воздействия на валы турбогенераторов.

Однофазное повторное включение

Поскольку большинство замыканий в высоковольтных сетях однофазные и преходящие, поврежденная фаза может быть отключена и затем включена снова. Этот метод чрезвычайно важен, особенно в слабых сетях для сохранения устойчивости системы Действительно, при отключении одной фазы передаваемая мощность не достигает нуля и

крутящий момет на валу генерашра значительно меньше, чем при трехфазном АПВ. Таким образом однофазные А1ГО не только повышают усюйчивость системы, но и обеспечивает меньшее ударное воздействие на валы генераторов. Недостатком однофазною АПВ по сравнению с трехфазным является более сложный механизм выключателей, требование распознавания поврежденной фазы, обеспечение гашения дуги к з, дисбаланс в сети в паузе ЛИВ Все но определяет большую сложность и большую стоимость ОАПВ по сравнению с ТАПВ.

При отключенной одной фазе передаваемая по линии мощность может доститать 54% от передаваемой мощности в трехфазном режиме При отключении двух фаз линии передаваемая мощность снижается до 12% 1 Греимущес1ва ОАПВ следующие'

- повышение устойчивости системы;

- повышение надежной работы системы;

- уменьшение перенапряжений, вызываемых АПВ;

- уменьшение ударных воздействий на валах турбогенераторов и минимизация их старения;

- уменьшение необходимости создания новых линий:

- возможность устранения грозозащитных тросов,

- уменьшение воздействий на системы связи;

- отсутствие необходимое I и в реле синхронизации.

Успех применения ОАПВ зависит от быстрого гашения душ Если шк дуги может быть ограничен 20А, повторное включение можем быть произведено в пределах 0,5 сек после отключения

Восстанавливающееся напряжение также, как вторичный ток дуги, обусловлено электростатической и электромагнитной связью со здоровыми фазами и должно бьпь ограничено.

Вторичный ток дуги и восстанавливающееся напряжение.

Допустимая амплитуда вторичного тока дуги и восс1анавливаюшегося напряжения равны 20 А и 50 кВ соответственно. Лабораторные испытания показали, что ду:а при таком токе и таком напряжении буде! погашена за время, меньшее 0,5 сек. Па линиях СВН большой длины, когда вторичный шк и восс1анавливающееся напряжение больше упомянутых предельных величин, необходимо применять дополнительные устройства для вызывает их уменьшения до допустимою уровня

Уменьшение вторичного тока дуги.

Устойчивость энерюсистем снижается в течение аварии и отключения аварийных линий, что может вызывать нарушение устойчивости энер: осистемы. Примерно 90% замыканий в энергосистемах преходяшие и 85% ш них однофазные замыкания на землю.

Трехфазные и однофазные АПВ являются обычными методами повышения устойчивости в течение преходящих замыканий

При трехфазных ЛПВ все три фазы отключаются выключателями по концам линии После погасания дуги выключа)ели выключаются автоматически и если замыкание устраняется, энергосистема продолжав! нормально работать В некоторых случаях размыкание всех трех фаз вызывает нарушение устойчивости. Также трехфазное АПВ вблизи электростанций вызывает дополнительные воздействия на валы турбогенераторов, которые сокращают срок службы валов и даже вызывает их повреждение в некоторых случаях.

При ОА1Ш передача электроэнергии продолжается с отключенной одной фазой на уровне 54% от передаваемой мощности в предшествующем режиме и полому проблема устойчивости уменьшается.

Преходящее замыкание может продолжаться при отключении одной фазы из-за связи между здоровыми и поврежденными фазами, в результате чего ОАПВ может быть неуспешным и произойдет трехфазное отключение

Имеются способы уменьшения связи между фазами при работе с поврежденной фазой При уменьшении связи между фазами амплитуды тока дуги и восстанавливающегося напряжения уменьшаются, что приводит к успешному ОАПВ.

Традиционные способы уменьшения вторичного тока ду1 и

Для быстрого гашения дуги ¡амыкания и обеспечения успешною ОАПВ необходимо компенсировать емкостную и индуктивную связи между фазами. Исследования и расчеты показали, чю емкостная связь играет основную роль в поддержании дуги к.з. Известны следующие методы уменьшения тока дуги к.з. и восстанавливающегося напряжения:

- 1. Применение чегырехлучевого реактора:

в транспонированной линии емкостная связь между всеми фазами одинакова. В такой линии простой четырехлучевой реактор может использовался для компенсации емкостной связи. Такой реактор можно изготовить подключением подходящей ка1ушки между нейтралью обычного реактора и землей.

Рис 2 иллюстрирует установку четырехлучевого реактора

Рис 2. Установка четырехлучевого реактора

- 2. Несимме1ричный четырехлучевой рсакгюр.

В нетранспонироваштых линиях, где емкосшыс связи между фазами не одинаковы, может использоваться несимметричный четырехлучевой реакюр (рис 3)

а Ь с

Рис. 3. Несимметричный четырех лучевой реактор

Проводимости Ум Уи У, и Ул подобраны так, что гок в дуге не может бьпь ботыпе допустимой амплитуды.

- 3. Четырех лучевой коммутируемый реактор.

Для компенсации емкостных связей между фазами нстранснопировапной тинии можно использовать коммутируемый реактор. В этом случае коммутируемый реактор подключается на одном конце линии, а на другом конце может использоваться простой четырехлучевой реактор. Последний компенсирует минимальную связь между фазами, а оставшаяся емкостная связь компенсируется коммутируемым реактором (рис. 4).

Рис. 4 Использование четырех тучевого коммутируемого реактора. - 4 Кондснсаюры параллельно выключателю.

Использование конденсаторов параллельно выключателям способствует быстрому 1ашению душ, поскольку в этом случае после возникновения замыкания выключатели по концам поврежденной фазы разомкнуты и ток чере; эти конденсаторы равен по величине и обратен по направлению току, подтекающем)' к дуге от поврежденных фаз, что обеспечивает гашение дут и.

А

г^и

с

Рис.5 Использование конденсаторов параллельно вык тючателям.

- 5. Секционирование линии электропередачи.

Эго1 метод обеспечивает разделение лини на учаспси приемлемой для I ашения дуги длины. При появлении замыкания выключатели в поврежденной фазе отключаются автоматически и путем уменьшения длины линии уменьшают юк дуги

Рис. 6. Секционирование линии

- 6. Высфодейетвуннцее заземление корогкозамыкателем

Использование быстродействующего заземления является другим методом обеспечения успешного ОАПВ. В этом случае после отключения выключателей поврежденной фазы быстродействующие короткозамыкатели по концам поврежденной фазы закорачивают фазу и тким образом уменьшают напряжение на дух е

1 .

,1 и," 11

Рис.7. Использование быстродействующих корогкозамыкателей

Шунтирующие реакторы

Статические гиристорные компенсашры (СТК) СТК используются для компенсации реактивной мощности с середины 1970 I прежде всею для компенсации фликера дуговых печей и затем в электроэнергетических системах. Один из первых СТК 40 Мвар был установлен на л/ст Шаннон в энергосистеме гпга/а Минесота в 1978 г В настоящее время 300 СТК с установленной мощностью 40000 Мвар установлены но всему миру Преимущества СГК следующие:

- стабилизация напряжения,

- повышение динамической устойчивости,

- демпфирование колебаний в энер! осистемах

Управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного 1ипа (УШРТ).

Основной проблемой эксплуатации электроэнергетических систем является компенсация реактивной мощности, создаваемой электрома! нишым полем

линии Эта реактивная мощность и ¡меняется в широких пределах от мощности электрическою поля линии при се холостом ходе до нуля при передаче натуральной мощности и долее она увеличиваем, если передаваемая мощность увеличивается свыше натуральной в соответствии с избыточной мощностью магнитного поля линии Поэтому для обеспечения компенсации реактивной мощности в электрических сетях необходимо использовать компенсаторы, способные поглощать и генерировать реактивную мощность.

Для того, чюбы ограничить коммутационные перенапряжения, такие компенсаторы должны быть быстродействующими, способными изменять свою мощность за время коммутации выключателей.

Исследования показали, что при помощи продольной емкостной компенсации невозможно обеспечить управление реактивной мощностью и стабилизацию напряжения Более целесообразно и экономично испопьзовать для >гого поперечную компенсацию при использовании такого устройства из семейства FACTS, как УПТРТ

Первый управляемый реактор был создан компанией ВВС в 1974 т После этою модель управляемого реактора трансформаторного типа (УШРТ) была разработана профессором Александровым и СПбГПУ в России Такого шпа реактор 50 Мвар, 400 кВ бы j изютовлен и пущен в эксплуатацию в Индии компанией BHFL в 2001 г. на подстанции 400 кВ в г Итарси

Схемашческая диаграмма УШРТ приведена на рис.8 Основой лого компенсатора является трехфазный трансформатор с напряжением короткого замыкания 100%. В зависимости от мощности УШР1 может быть трехфазным (внлеиь до 100-150 Мвар) или состоящим из трех однофазных единиц (от 150 Мвар и более). Сердечник УШРТ - замкну г ый и без зазоров, что определяет низкий уровень шума и вибрации.

СО сетевая обмотка, КО - компенсационная обмо1ка, ОУ обмоиса управления, ТБ - тиристорный блок, ВВ - вакуумный выключатель. С\ L. , С- - L-> фи гыры 5-ой и 7-ой iармонических, С - добавочная емкость

j

Рис.8. Схема УШРГ:

Три коаксиальные обмотки каждой фазы расположены вокруг основного стержня сердечника. Сетевая обмотка соединена с сетью и спроектирована на поминальное напряжение сети и номинальный ток реактора Номинальное напряжение ОУ определяется мощностью реактора и выбранным током через тиристоры. Компенсационная обмо1ка предназначена для демпфирования высших г армонических в токе реактора и обеспечения работы УШРТ в емкостном режиме.

Пофазное управление УТИРТ обеспечивается тирисюрными блоками, присоединенными к каждой фазе ОУ.

УШРТ управляется по результатам измерений угла сдвига фаз тока в линии относительно напряжения в местс установки компенсатора в сети Бели ток в линии опережает напряжение индуктивный ток в сетевой обмотке УШРТ увеличивается пока угол сдвига фаз 9 не достигает нуля. Напротив, если ток в линии отстает от напряжения, угол зажигания увеличивается (вплоть до 180°) пока угол сдвига гге достигает нуля. Таким путем обеспечивается 100%-ная компенсация избыточной реактивной мощности линии и стабилизация напряжения в месте установки УШРТ Эго означает, что можно отказаться от применения регулятора напряжения под нагрузкой трансформаторов, что повышает эффективность УЛ1Р1

Уменьшение индуктивного тока вплоть до нуля при увеличении тока в линии и последующее увеличение емкостного тока в сетевой обмотке позволяет значительно увеличить пропускную способность линий вплоть до их натуральной мощности и даже больше.

100%-ная компенсация зарядной мощности линии позволяет полностью освободить генераторы на электроподстанциях от потребления реактивной мощности в режимах малых нагрузок и тем самым, обеспечить наилучшие условия эксплуатации традиционных тенерагоров, что определяет дополнительное увеличение эффективности УШР1.

При любой коммутации в сети система управления УШРТ выдаст команду на замыкание компенсационной обмотки с помощью вакуумного выключателя (см. рио. 8) на время переходного периода (около 100 миллисекунд), что ттриводит к форсировкс мощности УШРТ и обеспечивает глубокое ограничение перенапряжений.

При кз. на линиях система управления вырабатывает команду на увеличение индуктивно! о тока в фазе УШР, связанной с поврежденной фазой линии, и изменяет ток в фазах УШРТ, соединенных со здоровыми фазами линии, для компенсации емкостного юка, пшаюшето дугу. Бысгродейсшие УШР1 (время отклика не боле 10 мсек) обеспечивает глубокое ограничение коммутационных перепапряжений и быстрое гашение дуги к з

Исследовании с использованием УШРТ

Ъыли выполнены исследования работы УШРТ 50 Мвар, 400 кВ, подключенного к линии длиной 400 км на подстанции Игарси. Пакет программ PSCAD/PMTDC был использован для моделирования Ток через

сетевую обмотку УШРТ при сбросе нагрузки в момент 0,6 с. приведен на рис.9

ел о»

а| ги

Рис 9 Ток через сетевую обмотку УШРТ при сбросе натрузки в момент 0,6 сек, УШРТ реат ируег в течение 10 мсек

Как можно видеть, время отклика УШРТ очень мало (10 мс).

Для иллюстрации работы УШРТ при однофазном АПВ ток на землю в середине линии показан на рис. 10 Было отмечено, что при полностью проводящих тиристорах всех грех фаз УШРТ ток дуги минимальный при подсоединении заземляющего реактора в нейтрали сетевой обмотки УШРТ.

м

и с

Рис. 10. Ток через дугу к.з. в различных условиях работы УШР"!: 0,8-0,9 с все три фазы УШРТ в номинальном режиме; 0,9-1,08 сек; фаза УШР1, соединенная с поврежденной фазой линии, блокирована; все три фазы УШР

блокированы.

При моделировании однофазного замыкания на землю напряжение на шинах и ток в СО УШРТ преде хавлсны на рис.11.

Т1«Е

Рис. 11. Моделирование однофазного короткого замыкания УТЛР1 420 кВ, 50 Мвар а) напряжение на шинах, б) ток в СО УТНРТ

В результат ручного изменения угла зажигания тиристоров было исследовано содержание высших гармонических в токе сетевой обмотки УШРТ. Ток в обмотке управления УШРТ при угле ¡ажи!ания гирисгорой И0° при отсутствии фильтров показан на рис. 12. Максимальное содержание гармоник составляет 6%. При использовании фильтров 5-ой и 7-ой гармоник содержание высших гармонических меньше допустимого уровня в 3%.

^-- Ч/шаИппАадпд/И' ¡\l\l\i\i\i\i\i

< Ш и II и К11II1' IIIIIIII и / и IIИ IIИII * аттттттт1 -1*21 -ГГ?! -82]

тмглм/ишмпмгапьлпичм! .13 1-------

ТШЕ

Рис 12. 1 ок через тирисюры при у1 ле зажигания 130°. Новый мегод уменьшения вторичного тока дуги.

При новом методе используется УШРТ, проводимость которого в каждой фазе изменяется при изменении тока в ОУ соотне1С1вуюшей фазы При :акой возможное!и емкосшая свял между здоровыми фазами и поврежденной фазой может быть компенсирована и дуга погашена очень скоро

Рис.13 Схема подключения УШРТ

Согласно этому меюду нейтраль УШРТ не шемлена. В нормальных условиях реактор компенсирует реактивную мощность линии При появлении к.з. проводимость фаз реактора быстро изменяемся, чтобы компенсировать емкостную связь между здоровыми и поврежденной фазами

После возникновения к.з. компьютер определяв; поврежденную фазу и выдает команды тирисюрному блоку, который подключен параллельно ОУ УШРТ. Путем изменения утла зажигания тиристоров изменяется проводимость фаз УШРТ до необходимых величин.

Преимущества нового меюда

Эют метод обеспечивает высокую точность компенсации емкостной связи между фазами и потому ОАПВ будет успешно при применении этого меюда При этом в нормальных режимах влияние УШРТ аналогично влиянию СПС.

Использование УШРТ для компенсации и АПВ.

В соответствии с вышеизложенным УШРТ необходимо использовать на далинных линиях СВН для компенсации избыточной реактивной мощности, а также для 0)раничения перенапряжений. Очень важно, что на длинных линиях УШРТ обеспечивает стабилизацию напряжения при изменении нагрузки. Реактивная мощность линии при передаче натуральной мощности равна нулю Если передаваемая мощность отличается от натуральной, линия генерирует ити потребляет реактивную мощность в соответствии с соотношением

6101С

тиристорный

□

Рис. 14 Управление УШРТ

Q

Отключение напряжения в электрических сетях при изменении передаваемой по линии мощности иллюс!рируе1ся рис 15.

Рис 15 Отношение напряжений по копиям линии при изменении отношения Р/Рн при различных волновых длинах линий } ~0,1 рад; 0 2 рад (2); 0,3 рад (!)■ 0,4 рад (4); 0,5 рал (5); 0,6 рад (6); 0,8 рад (7); 1 рад (8)

Сот ласно данным рис 15 отношение U2AJi можег быть очень большим на длинных линиях Поэтом}' очень трудно эксплуатировать длинные линии без компенсации реактивной мощности. При использовании управляемых реакторов можно обеспечить управление напряжением и передачу максимальной мощности по линии.

Среди устройств семейства FACTS использование УПТР1 наиболее целесообразно.

Преимущества УШРТ были отмечены выше и кроме того УШР1 значительно дешевле СТК. Реактор работает на напряжении линии и nei необходимости использовать промежуточный трансформатор как в CiK.

УШРТ 50 VIпар, установленный в Индии, хорошо работает до сих пор повьгеи г пропускную способность линии и стабилизировал напряжение Можно использовать УШРТ для компенсации емкостных связей здоровых фаз с поврежденной фазой для быстрого гашения дуги к.з.

f-4-D--т-1-T-D-f

43 Щ ш

Рис 16 Схематичная диаграмма использования УШРТ для компенсации

емкостных связей

С одной стороны изображен простейший четырехл) чевой неуправляемый реактор и рядом изображен УJIIPJ. После появления к.з.

выключатели с обеих сторон линии отключаются и угол зажигания автоматически изменяется так, чтобы емкостные связи были компенсированы.

При этом нейтраль трансформатора изолирована Поэтому необходимо использовать выключатель между нейтралью УШРТ и землей. Использование быстродействующего ОАПВ:

Одна из важнейших задач успешного ОАПВ является уменьшение тока дуги, питаемой от двух других здоровых фаз. Очевидно что емкоегь между здоровыми фазами и поврежденной фазой питает дугу к з. Имеются несколько способов компенсации этой емкости

На рис. 16 приведена линия с двумя возможными компенсирующими устройствами на обоих концах линии.

-ОТГ——

разъедините™

шины вторичного напра кепия - 19.19 кВ

. I ! ~

, 1 а? Ну!

Рис 17 Использование УШРТ для уменьшения вторично! о тока дуги

На рис. 17 приведена схема использования УШРТ для компенсации емкостных связей и уменьшения юка дуги к.з. Поскольку УШР1 не используется в условиях дисбаланса, к третичной обмотке должны бы п. присоединены фильтры 3, 5, 7 и 11 гармоник

Примеры исследований тока к.з. при использовании нового метода

Для проверки эффективности новою метода гашения дут и была выбрана линия 400кВ длиной 370 км в Иранской системе- линия Тиран-Язу, явтяегся одной из важнейших линий в Иране. Сначала исследовался ток дуги без каких-тибо компенсирующих устройств. Во всех случаях к.з. возникало в момент 0,2 сек и выключатели отключали поврежденную фа ¡у к момент} 0,6 сек. При эюм юк ду! и достигал 47 Л.

1ШЯШ1! !П

пшшишг: пит

inpiirp ! ifl'l;

■iililllllililt; I 1 l::i

• шшипг!; t£ ii iicaiirmt; j i:i. IllUipilllilfi ■ |;|ll

шшшп:! I inn

I ¡.'a';., j:;'.k i'.li1 j.iUril

i l.il!JJi;|iil;;ll!l;EPi|il|l!irBI!

оа ox «« ш e»

Рис. 18. Ток дуги кл. без УШРТ

В следующем случае использована модель УШРТ 100 Мвар с заземленной нейтралью и без фильтров (рис.19) 1ок снизился до 20 А (амплитуда). Компьютер выбрал наилучший уюл зажит ания шрисюров дпя минимизации юка ду1 и

Рис. 19 Л ок дуги с УШРТ - 100 Мвар с заземленной нейтралью и без

филыров.

В следующем случае нейтраль УШРТ была разземлена и фильтры отсутствовали (рис.20)

ст qjo сс ела огс iro 1л t 1» j

Рис. 20. УШРТ без заземленной нейтрали и без фильтров

Результаты моделирования при использовании УШРТ с фи мирами 5-ой, 7-ой и 11-ой гармоник представлены на следующем рис. 21 Как видно, вторичный ток дуги уменьшается до 15 А (амплитуда).

1 | ию им да П1 !

1Ш 1

1М 1

| тшяштт

■Г 1

ИТ'

] АОО 1|

ем ал вл ем иа <л чв «ж |

Рис 21 УШРТ с изолированной нейтралью и при наличии фильтров 5,7 и 11 -

ой гармоник.

Последнем случае модель УШРТ была дополнена фильтром третьей гармонической. При этом вторичный ток ду! и оказался пренебрежимо малым (рис 22).

Рис. 22. УШРТ с изолированной нейтралью и с филырами 3-ей I армонической и более высоких.

Таким образом при использовании УШР1 с полным набором физьтров высших 1армонических получен наилучший результат в отношении гашения дуги к.з.: вторичный ток чере5 ду!у не превышает 2 А (амплитуда), чго обеспечивает быстрое гашение дуги к.з.

Заключение

Использование УШР1 с раззсмленной нейтралью и с фильтрами 3-сй и более высоких гармонических обеспечивает наилучшие условия ташеиия дуги в режиме ОЛИВ из всех известных ранее способов

При лом чрешычайно важно подавление высших /армонических с помощью фильтров, особенно греп^ей тармонической.

Надежность работы электроэнергетической системы с УШР1 значительно возрастает, в том числе при ОАПВ, обеспечивая усюичивосгь работы системы

Выношенные исследования позволяют рекомендовать использование УШРТ в электроэнергетической сети Ирана.

Литера!ура

1 S М Tabatabaee. "The Method of Reduction of Secondary Arc Current and Recovery Voltage, Electricity Rev. fin Persian)", 1990

2 G.N. Alexandrov, S.M. Tabatabaee "A new method for high speed Single phase reclosing, 14rtl PSC", Tehran, 1999

3. S M Tabatabaee, "Transmission line reclosing", Electric Journal of Science and Technology, No. 4, 1990. (in pcrsian).

4 SM Tabatabaee, "Comparison the Methods for Successful Single phase reclosing", Electric Engineering Conference, 1994 - lehran-Iran (in persianj.

Лицензия ЛР№ 065394 от 08 09 97 Подписано в печать Объем п л Тираж/¿у~> экз Заказ № Ц $ ? Отпечатано в издательстве "Нестор" 195251 Санкг Петербург, Политехническая 29

(§27 13 5

РНБ Русский фонд

2006-4 504

ГОУ Санкт-Петербургский государственный политехнический

университет

На правах рукописи

■ОШйб 09132 '

■ ^

Табатабае Сайед Мохаммад

Новый метод обеспечения однофазного повторного включения на примере энергосистемы Ирана

Специальность: 05.14.02. Электростанции и электроэнергетические системы

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор

Александров Георгий Николаевич

Санкт-Петербург 2004

Phd thesis

A Novel Method for successful single-phase Auto

reclosing

Consisting of A case study for IRAN

Presented by: S.M.TABATABAEE

Under supervision of PROFESSOR G.N.ALEXANDROV

Saint Petersburg

State Technical University

MAR 2004 Electric Power Research Center(MATN) P.O.BOX: 15745/448, End of pounak bakhtari Bulvard, Shahrak Ghods, Tehran-Iran Tel: 8094942 Fax: 8094774

Chapter One

Factors causing fault

\

Introduction:

Reclosing of power transmission lines in addition to increasing stability and system reliability, will reduce the operational cost and also in some conditions, the need for construction of new lines. The present thesis concerned with the study of the novel method for single phase reclosing of power transmission lines.

In the beginning of this thesis wherein the reclosing of power transmission lines and related matters are investigated, while describing the conditions of incidence of faults in the lines and its stability, all types of reclosing system are also investigated. By investigating the effect of reclosing in improvement of power system stability, the matters and problems caused due to exerted torque to the shaft of turbo generators are also studied.

Over voltages occurred due to reclosing of power transmission lines would be discussed at the continuation of the thesis.

The processes of performing successful single phase reclosing and the advantages of using single pole switching or three pole switching-will also be discussed in details.

In continuation of this thesis firstly stability of electric power system of Iran due to incidence of faults and triping of main lines of 230 and 400 Kilovolts will be evaluated and effect of three phase reclosing or single phase reclosing in weak lines will be studied. The comprehensive investigation of possibility of successful single phase reclosing in all line of 230 and 400 Kilovolts is also carried out and at the end the solutions in direction of successful single phase automatic reclosing including new method which using controlled shunt reactors of a transformer type (CSRT) are suggested. The results of simulation showed the validation of this new method.

Factors causing faults in electricity network :

In general, electricity network consists of generators, transformers, power transmission lines and circuit breakers. Each of above components is exposed to danger of fault occurrence resulting in removal of faulty component from the network by relays and circuit breakers. In contrary of high power lines in which the faults occurred in them are mostly of external origin and caused due to environmental and atmospheric conditions, the faults in generators, transformers and other equipment of network have different nature and are mostly caused due to their technical and internal problems. With advancement of technology there has been suitable solutions for fault clearing of internal origin and nowadays to some extent these prob lems are controllable. Faults caused due to external factors are not completely controllable and the possibility of their occurrence is based on atmospheric conditions. Since the high power lines are exposed to faults caused due to external factors and often get out of network therefor using high speed circuit breakers and high speed reclosing can be considerably useful in reduction of lines trip time.

Practically after the incidence of the fault due to external elements (lightning) causing the electric arc in the line, the line will be trip by the operation of circuit breakers, and after some times of delay the line will again get connected. In case the successful reclosing the casualties of incident can be compensated. Otherwise serious problems will threaten the stability of system, which will be discussed in following chapters adequately.

In this section types of faults which occur in high power lines are investigated and while getting familiarized with the trouble shooting of transient faults, the statistics concerned with these types of faul ts will be presented. The statistics of reclosing of power transmission lines of Iran will also be presented which indicate the lack of successful in reclosing of power transmission lines of 400 kilovolts.

Types of faults:

In general the faults occurring in electricity networks in respect of endurance of

fault can be divided to three categories:

Transient faults

Temporary faults

Permanent faults

Here the above mentioned faults will be mentioned: A. Transient faults:

The groups of faults vanishing i n short duration of time where no change in the characteristics of network's equipment is caused are called transient faults. Usually in these faults after the occurrence of electric arc and transmission of connecting current, the factor, causing arc will vanish by itself. With electricity trip for short time, needed for deionizing and path clearing, the network can be again energized.

Lightning is one of the most prevalent causes of faults of this type. Extra voltages, inducted due to lightning, in the power transmission lines cause arc in continuation of insulators string. Other factors like, conductor's swing and their contact with each other occurring due to heavy winds or ice getting separated from them are affective in this type of faults. In some cases the contact of conductors with each other may happen many times successively, so that the fault seems permanent one. Birds and the temporary contact of external materials like trees also may cause transient faults.

Change of atmospheric conditions, quantity and intensity of lightning, ground conditions, voltage level, line planning quality and etc influences the quantity of transient faults.

Statistics reveal that in average about 85% of faults occurred in the power transmission lines are of transient nature and in case of proper planning with the first time reclosing network can be successfully energized.

B. Temporary faults:

In temporary faults more time is necessaiy for power trip in the network. For instance if a branch of tree falls on power transmission lines, it will cause line tripping and on reclosing of line would burn by electric arc to ash and until then the electrifying of line is impossible. Therefore in temporary faults first reconnecting is not successful. Ten per cent of reclosing is successful in second shot. Statistics show that only two percent of reclosing is successful in third. For this reason application of reclosing system with more than two time reconnecting is not logical and only will expose circuit breaker to excess work and wear out.

C. Permanent faults:

Such faults, which need relatively more time for elimination and frequent maintenance, are called permanent faults. These faults which occur due to trip of conductors, collapse of high voltage transmission towers, contact of lines with trees, defects on under ground cables and etc, make the reclosing and reconnecting of line impossible unless the fault is eliminated. Therefore systems should be planned in such a way that, in case of incidence of permanent f aults on lines, supply of electric energy to consumers is reachable.

Causes of transient faults:

As already mentioned most of the faults occurred in electricity network are of transient type and generally the reason for their occurrence is reduction in quantity of isolators between the phases and/or temporary phase to ground. In high voltage transmission lines an isolator of air gets formed between the phases and considering the environmental changes and subsequently changes in air electrical resistance, the possibility of transient faults happening increases. For instance, in case of an external matter getting in between the phases of line or oscillation of conductors and reduction of distance between them in relation to each other, spark is formed in the ionized air around the conductors and electric arc gets established which lasts until the power trip.

In addition to aforementioned cases the increase in line voltage also induces the arc and fault. This increase which can be of internal origin (switching), and or external origin (lightning) would cause transient fault and hence power trip. In general the causes of transient faults in power line transmission can be classified as follows:

Increase in voltage of line as far as it exceeds electric resistance of air between phases and causes electric arc.

Reduction in distance between phases by external matters like birds getting in between them and or conductors' oscillation each other and also insulators string getting soiled.

Statistics of faults:

In all networks of high voltage, phase to ground faults have the highest percentage of faults. In high voltage lines due to the distance between the conductors from each other, the two phases and three phases faults are rare.

According to the available statistics about 80 to 90 percent of total faults are of transient type. Statistics concerned to American BPA 500 Kilo volts and Swedish SSPB 400and 200 Kilo volts networks are as follows:

Type of faults (BPA) (SSPB)

550 kV 400KV 200KV

Phase to ground %93 %70 %56

Two phases %4 %23 %27

Two phases to ground %2 %23 %27

Three phases %\ Vol %17

As it can be observed by increase in voltage of power transmission lines, the percentage of phase to groun d also increases. Problems occurred due to lines' trip caused by transient faults, in case of proper planning of network for auto-reclosing can be to some extend removed. In this connection the statistics of four years (1970 - 1974) for 200 and 400 Kilo v olts of Sweden is given as below:[9]

No Percentage

All the faults causing trip in the line 238 100

Successful reclosing 179 75.2

Trip due to permanent faults 32 13.5

Trip due to network equipment being out of service 27 11.5

In the electricity network of Iran because of lack of comprehensive and proper studies on different faults of line, characteristics of arc, the deionization time and

also over voltages produced due to switching and subsequently non -utilization of supplementary devices in arc extinguishing , we have been always facing unsuccessful reclosing of lines in 230 and 400 kV network for transient faults. Statistics relating to condition of Iran's network for transient faults, concerning five months of year 1984-85 is given below. This period of time is chosen as sample and because the condition of the network has been not changed, therefore the results are valid.

Table (1-1). Statistics of reclosing of 230 and 400 kV lines (related to five months of year 1984-85).

Days Faults of 230 KV lines Faults of 400 kV lines

Total Unsuccessful reclosing Successful Reclosing Total Unsuccessful reclosing Successful reclosing

Aug 23 to Sep 22,1984 44 38 6 3 3 0

Sep 23 to Oct 22, 1984 62 55 7 9 9 0

Oct 23 to Nov 21, 1984 60 51 9 18 18 0

Dec 22,1984 to Jan 20 1985 54 46 8 5 5 0

Feb 20 to March 20 1985 41 37 4 25 24 1

As can be observed from above table, out of totally 261 trips in five months in the 230 kV lines only 34 times that is 13%, and of totally 60 trips occurred in 400 kV lines in the same period only once that is less than 2%, successful reclosing has taken place.

According to the latest news from Tavanir Company since the above statistics to date there has been no success in reclosing of 400 kV lines. The reason for this is the non-utilization of supplementary devices for rapid extinguishing of arc. Over voltages:

As already indicated, one of the main transient faults is over voltages occurred in

the system. Over voltages, usually being the main cause of 90% of electric arcs

can generally be divided into three categories as follows:

Lightning over voltages

Switching over voltages

Temporary over voltages

Since the over voltages caused by lightning have external source of occurrence they are called external over voltages and switching and temporary over voltages are called internal over voltages.

A. External over voltages:

Power transmission lines are continuously exposed to lightning and electric discharges, which cause a lot of over voltages in conductors and subsequently produce arc and short circuit and hence lines trip. Though in order to protect the phase conductors against the direct collision of lightning, ground wires are used, but the collisions of lightning to ground wires also induces high voltages in the phase conductors and subsequently arc occurs. Whatever the resistance of ground wires and power transmission towers with compare to ground are less electric charges getting discharged on the ground wires would be more rapidly transferred to ground and get eliminated.

The discharged wave on conductors by lightning, would rapidly move of two sides of line and at reaching to power transmission towers and insulators string cause electric arc between two ends of insulators that is caused phase to ground connection. The amplitude of over voltage wave by this reduces until, completely as result of repeated discharges and resis tance of lines route, gets amortized.

If in this case the voltage of line does not get disconnected, created arcs will continue therefore for removing them line voltage should be cut off. Meanwhile to avoid these voltages from entering to high voltage substation installations, protective gaps or lightning arresters are used.

External over voltages, generally as said, occurs due to collision of lighting to power transmission lines. Current of lightning discharge may be between Ito 220 Kilo amperes but usually it lays between 5 to 100 Kilo ampere the average quantity being 20 Kilo amperes. Duration time of this current is differing between 20 Micro seconds to some Millie seconds and generally larger currents have relatively shorter time.

The equation of lightning current is as follows:

i = iL(e-a,-ept) (1-1)

Where a = 4.4 xlO4 and (3 = 4.6X103 and it is current wave which at 6 Micro second it reaches to its maximum and at 25 Micro second it goes back to half of its maximum.

t(ys)

Fig (1-1) Lightning wave curve After the collision of lightning to line conductor, current waves in two sides of impact point of lightning start moving with high speed and creates transient voltage with amplitude e.

e = V-j.z. iL (e^' - e"pt) (1-2)

In this formula "Z" is line characteristic impedance. If voltage "e" is greater than the dielectric strength of air or insulator string, it will create arc. For instance, if wave impedance of line is 300 Ohms and the magnitude of lightning current 20 Kilo amperes the amplitude of wave voltage would be:

e = Уг z u.J/2 x 300 x 20 = 3000 KV

(1-3)

For reducing amplitude of these voltages the following methods are used:

1. Utilization of ground wire suitable for lines.

2. Reduction of span length.

3. Reduction of tower foot resistance.

B. internal over voltages:

Internal over voltages which occur due to switching or incidence of fault in line or other elements also cause arc in line and hence lead to line trip. These over voltages occur during electrifying and lines reclosing, line trip, closing of shunt capacitors, closing of reactor, trip and closing of lines in lower voltage sides of transformers and also because of fault and clearing the fault Also temporary over voltages due to Feranti effect, incidence of ferroresonance, sudden load change, created resonance in coupled circuits and switching in shunt compensated lines where their duration time is more than over voltages caused by switching. The magnitude of over voltages due to switching are related to following factors :

1. Power supply impedance.

2. Line length.

3. Unsyncrounance circuit breakers closing of different phases.

4. Existence and magnitude of shunt reactor.

5. Electric charges remaining on the line.

6. Resistor parallel circuit breaker.

7. System losses (line resistance, ground route resistance, losses due to corona).

8. Network form and the line closing method.

In continuing this report the matters concerning arc ionization and deionization will be investigated and studied. Arc ionization:

If electric field " E" is active in gaseous environment,(air) this field will accelerate

the free electrons present in gas (in gases due to radiation of sky, free electrons

are present). These electrons under the power of "eE" start moving. Thus in length

of distance "dl" the given energy to an electron is:

eE. dl = Уг mv2 (1-4)

And,

dV=E.dl .U-5)

Hence,

e . dV = 'Л mv2 (1-6)

Therefore required energy for ionization is obtained on voltage basis. Ionization voltage is the minimum voltage to be supplied so that collision of electron to other atoms would lead to ionization. By this way on collosion of charged free electrons to other gas molecules, this energy makes electron get out of molecules and convert to ion. By continution of this and formation of a plasma of ions current can pass through gas. This occures in atmosphare around the conductors of power transmission lines also which results to produce of arc between pahses or phases and ground.

In case of incidence of arc in transmission lines as far as possible the line must be deenergized, the increasment of ions is avoided and cleaning up of arc path takes lesser time.

Figure (1-2) showes the resistanc changes of arc in single phase to ground fualts

faults

tF : The time of incidence of phase to ground fault t(!: The time of cut off for circuit breaker of fault)' phase tm : The time of Rp reaching 20 per units tr: The time for complete removel of fault

For instance, the measurements taken in 500 kV show that arc resistance be tween the period of tF and t0 as conditions reveal is ranges from few ohms to hunderds of ohms and in time tm it exceeds about 5 kilo ohms. The duration of tm - to for passage of 525 mega watt power from the 500 kilo volt line of 150 km length is 70 milli seconds and in passage of 945 mega watte power it is 125 milli seconds.

Arc deionization :

Arc ions will omit when combine with ions of opposite charge. During the trip of power transmission line and also trip of arc current, ionized gas gets scatterd due to high temperature and also due to air and wind blow. And as far as the trip of line becomes longer, the arc route gets better cleaned up.

In general in open air the time required for deionization of arc path is related to following:

1. Duration of arc or short circuit current

2. Magnitude of short citcuit current

3. Wind velocity

4. Humidity of air

5. Air pressure

6. Line voltage

7. length of arc path (Insulators string)

8. Capacitive coupling with adjusent energized conductors

9. Amplitude of voltage of switching caused by reclosing

Line voltage is most important factor for time necessary for deionization of arc. Based on experience deionization are in open air for different levels of voltage and in case of trip of three phase line is as followes. In single pole switching and in

case of compensating the line capacitive effect, it is necessary to add 0 .2 seconds to each of the following times:

Minimum deionization time (in seconds') 0.07 0.08 0.1 0.1 0.15 0.17 0.23 0.27 0.28 0.31 0.36 0.42 0.5

Line voltage (in kV)

32 46 63 66 110 132 160 220 230 275 365 400 500*

It is to be mentioned that the above statistics are typical and necessary procusions for being sure about the arc t rip during these periods are taken. In future chapters by using the experimental formulas arc extinguishing time are calculated and on the basis of this necessary adjustments for reclosig relays are given.

• In voltages of 500 KV and higher resistor is used parallel with circuit breaker for reduction of amplitude of arc's over voltage which causes the change in shape and statistical distribution of phenominas concernig switching, resulting in reduction of time necessary for deionization. Any how there is no reason that by utilization of proper equipment, deionization time at any voltage level will be bigger them 0.5 seconds.

?

Chaptrer two :

Auto-reclosing of power transmission lines

*

Automatic line reclosing:

As already indicated with incidence of electric arc and short circuit, relays of line operate and line gets deenergized. For increasing reliability of network and reducing the expenses of electricity and also protecting the sys tern from unstability, fast reclosing of disconnected line is compulsory. In case the occurred fault is of transient type and proper planning for reclosing system is also done, the possibility of successful reclosing will be veiy much.

There are different methods for reclosing of power transmission lines, such as fast reclosing or reclosing with delay, single shot reclosing or multi shot reclosing, single phase or three-phase reclosing. Choosing any of these methods depends on condition of network under investigation.

The time interval between power cut off and reclosing is called as dead time. This differs from few Millie seconds to few seconds. Dead time is determined with enough calculation on the basis of successful reclosing. As far as the dead time in main networks are chosen longer, the possibility of endangering the stability of system would be more. Although the fast reclosing of lines has many advantages but in case the investigations for reclosing of lines are not proper or enough there are possibilities of being unsuccessful.

Unsuccessful reclosing, in addition to endangering stability of system, causes severe mechanical strokes of shaft of turbo generators. In some cases the strokes caused by three-phase short circuit in terminals of generators w ould be more. In this chapter while reviewing the history of reclosing of power transmission lines, types of reclosing will be discussed and dead time by using experimental relations will be determined in such a way that after reclosing of power transmission lines the possibility of reoccurring of arc and disconnecting of line is completely removed.

History of reclosing of lines in power networks:

Making use of automatic reclosing system was done in early 1900 for first time on distribution radial feeder in America, which were protected by over fast current relays and protective fuse. This system used to do reclosing function for three times and in case of being unsuccessful, current was disconnected and locked. Experience showed that there was more than 80 percent success in first attempt. Later on this system was made use of in radial and ring networks of up to 154 kV. Around year 1930 fast current relays of reducing characteristics with fast element was made use of in power networks.

In adjusting these relays, which were used in harmony with fuses, would have been considered as proper delay for deionization of arc route and readjusting of relay. In case in second reclosing, which would take around 30 seconds after first unsuccessful reclosing, the faul t has not been removed the reclosing system would get locked.

In those days the idea of using reclosing system, was fast reconnecting of electricity to circuit for continuous service to be rendered to consumers. At the end of year 1930 over fast voltage ci rcuit breakers were made and by this quick fault removing became possible.

As a result fast reclosing also became practical and power system stability was improved a great extent.

Later on experiments were carried out for determination of minimum time required for deionization of arc route and the results were used for adjusting relays. For reclosing first from one end the line was reenergized and in case of success other end of line would be closed. In radial feeders and distribution also multi shot reclosing was used.

In year 1944 for first time, single phase reclosing, problems related to mechanical shocks on turbo generator shaft during fault removal and lines reclosing were discussed. The author of this paper believes that by studying the stresses developed on turbo generator shafts, perhaps the force in using single phase

reclosing in places close to power plants for reducing mechanical shocks would be much more necessary than for improving stability of system. Nowadays most of studies related to reclosing of lines are about inserted fatigue to shaft of turbo generators. [4]

Different methods of automatic reclosing:

For automatic reclosing in electric networks nowadays different methods are used which consists of single shot or multi shot reclosing, single phase or three -phase reclosing, fast reclosing or reclosing with delay. In this part each of above methods are discussed. 1. Single shot or multi shots :

Making use of single shot or multi shots reclosing depends on tolerance of circuit breakers, type of load, importance of line reenergizing and effect of strokes reached to the system. In places where lightning is intensive and more frequent, much of power transmission get successfully electrified at first shot. In distribution lines where possibility of temporary fault like contact of conductors with branches of trees are more multi shot reclosing are used which usually there will be up to three shot.

In distribution networks also every unsuccessful reclosing possibility, means outage of one of power consumers from circuit. Therefore using multi shot rokes is recommended. In power transmission networks because of shot work inserted due to successful or unsuccessful reclosing, only single shot reconnecting is used and in case system reclosing is unsuccessful, it gets locked.

Statistics relating to one of American power institutes show that in distribution feeders passing from a zone with relatively more days with lightning about 83.25 percent of first reclosing were successful.

In second reclosing 10.05 percent of them that took place after 15 to 45 seconds of first unsuccessful reclosing, are successful. Only 1.42 percent of third reclosing that took place 120 seconds after second unsuccessful reclosing is successful.

Remaining 5.28 percent are permanent faults and cause locking on circuit breakers. [4]

2. Single phase or three- phase reclosing :

Reclosing system can be chosen as single phase or three -phase. Although using single phase reclosing has more difficulties with compare to three pha se reclosing but its advantages make them to be used in high voltage networks. In general three-phase reclosing is advised in following:

1. Phase to phase faults.

2. After unsuccessful single phase reclosing.

3. In case due to reclosing system operation for single phase removal, fault occurs in second phase also .

4. Fault reoccurring on faulty phase during reclosing.

5. Fault occurring in reclosing system while single phase is open and two other phases are conducting.

Reclosing power transmission lines close to large thermal power plants should be done with precautions and precise studies so that shocks causing damage to shaft of turbo generators are avoided.[4]

3. Fast reclosing:

High speed of reclosing is important factor in maintaining the stability of network. Faster the fault removal, lesser will be its damaging effect and the deionization of arc will reduce. Advantages of fast reclosing are as follows:

1. Increasing the system reliability .

2. Increasing the system stability .

3. Reducing the outage time of consumers.

4. Improving network condition in localities with possibility of cascade outage of some power transmission lines.

4. Reclosing with delay:

For deionization of arc path reclosing with delay can be used which depending on voltage and condition of network, time delay will vary from 1 to 60 seconds. In reclosing with delay the followings are to be considered:

1. Time delay with consideration relating to system stability, demand of system, consumers and etc in least time may be chosen. .

2. Time delay should be chosen in such a way that reestablishment of arc is not possible.

3. By studying the load flow and stability, synchronization-controlling relay needs to be investigated.

4. In feeders connected to motor loads, delay time should be chosen in such a way that after complete stop of motor or operation of under voltage relays and separation of motor from network the line be again connected.

Dead time:

The time between the opening and reclosing of circuit breaker which is called dead time, in power transmission and distribution systems have different magnitudes. This time is chosen in such a way that during reclosing of circuit breaker ionized air of arc path in the fault location is completely scattered. Therefore by energizing of line there would not be any more power failure in location of arc and the line can be successfully energized.

Scattering of ionized air in arc path depends upon different factors such as arc current, duration of arc establishment, length of arc, line voltage and capacitor coupling between phases.

Therefore, even though choosing the short dead time from stability point of view and reliability of system is most suitable but this time can not be chosen shorter than the time required for deionization of air around arc.

In high voltage networks a lot of stud ies are carried out on reducing the time of deionization. For reducing the duration