NewsletterVOLUME 1, NO. 6April 2009 EDITION

ElectroMagnetic Transients Program

(continued...)

INSIDE:

1010 Sherbrooke St. West, Suite 2500Montreal, Quebec, Canada H3A 2R7

www.ceati.com • info@ceati.com

Phone +1 (514) 904-5546Fax +1 (514) 904-5038

A Word from the Editor

Software News

SOFTWARE • Software News (1) TECHNICAL CORNER • New EMTP-RV Equivalent Circuit Model

of Core-Shielding Superconducting Fault Current Limiter Taking Into Account the Flux Di�usion Phenomenon

(2)

(13) •

SUPPORT • Training Success

(28)

The next version of EMTP-RV will be released this month. What’s new in version 2.2:1. Full compatibility with Vista.2. New documentation system including new navigation features.3. Various improvements and additions to models. The data handling features for numerous models have been simpli�ed to allow for easier loading with separately calculated data.4. New capability to store complete circuits in libraries. A circuit appearing in a library folder now becomes listed in the library Parts Palette and can be dragged and dropped into a design just like standard parts. This is a very powerful feature that provides easy access to user circuits and allows you to maintain more complex models through libraries.5. Subcircuits are now given the Model or Physical attribute in the Subcircuit Info menu. A model subcircuit is primarily intended to de�ne the operation of the device represented by its parent symbol. A physical subcircuit is primarily used to contain some of the system. The devices inside the subcircuit represent actual physical elements of the system. The physical subcircuit may contain Model subcircuits. This distinction allows propagating computed data into Physical subcircuits for visualization purposes.6. Several new scripting methods, including dynamic modi�ca- tion of device symbol using a separately stored symbol draw ing.7. New and improved ScopeView package.

A new HVDC benchmark (for 50 Hz and 60 Hz networks) originally developed by Professor Vijay Sood (University of Ontario Institute of Technology) is now available upon request. This work was prepared in collaboration with Sébastien Dennetière (Électricité de France) and École Polytechnique de Montréal.

Daniel KatsmanEMTP-RV Sales O�ce at CEATIEmail: daniel.katsman@ceati.comTel.: 1-888 - 781-EMTPInternational Tel.: +1-514-904-5546

Hello and welcome to the May 2009 issue of the EMTP-RV Newsletter!

In this edition, we are very pleased to present a couple of note worthy articles from L’École Polytechnique de Montréal and a collaborative e�ort from Concordia University, University of Ontario Institute of Technology and IREQ . We would like to thank these organizations for contributing to the newsletter and sharing their experiences with other EMTP-RV users.Of course, the EMTP-RV newsletter would not be possible without the e�orts of our editorial board which reviews and selects the articles. Members of the board include: Alain Xémard (Electricité de France), Harish Sharma (Electric Power Research Institute), Anish Gaikwad (Electric Power Research Institute), Sébastien Dennetière (Electricité de France), Teresa Correia de Barros (Energias de Portugal) and Mario Paolone (University of Bologna).

We would also like to take this opportunity to share with you the success of our training seminar held in Montreal, Quebec (September, 2008), see back page

Mho Relay Model For Protection Of Series Compensated Transmission Lines

1

   

Technical Corner NEW EMTP-RV EQUIVALENT CIRCUIT MODEL OF CORE-SHIELDING SUPERCONDUCTING FAULT CURRENT LIMITER TAKING INTO ACCOUNT THE FLUX DIFFUSION PHENOMENON  Authors: Mouhamadou Dione,  Frédéric Sirois, Francesco Grilli

In  order  to  successfully  integrate  superconducting  fault  current  limiters  (SFCL)  into 

electric power system networks, accurate and fast simulation models are needed. This led us to develop  a  generic electric  circuit model of  an  inductive  SFCL, which we  implemented  in  the EMTP‐RV  software.  The  selected  SFCL  is  of  shielded‐core  type,  i.e.  a  HTS  hollow  cylinder surrounds the central  leg of a magnetic core, and  is  located  inside a primary copper winding, generating an AC magnetic  field proportional  to  the  line current. The model accounts  for  the highly nonlinear flux diffusion phenomenon across the superconducting cylinder, governed by the Maxwell equations and the non‐linear E‐J relationship of HTS materials. The computational efficiency and simplicity of this model resides in a judicious 1‐D approximation of the geometry, together with  the use of  an  equivalent  electric  circuit  that  reproduces  accurately  the  actual magnetic  behavior  for  the  flux  density  (B)  inside  the  walls  of  the  HTS  cylinder.  The  HTS properties  are  not  restricted  to  the  simple  power  law  model,  but  instead,  any  resistivity function depending on J, B and T can be used and inserted directly in the model through a non‐linear resistance appearing in the equivalent circuit.

Introduction GIVEN the growing demand for electric power and the increased need for power system 

interconnection, fault currents levels are more and more likely to exceed the short‐circuit rating of  switchgear  equipments  and  other  power  system  components  (bus  bars,  current transformers, etc.) [1]‐[3]. To reduce the risk of damages to these costly electrical equipments and  associated  system  outages,  fault  current  limiting  devices  are  considered  as  serious candidates  to  be  inserted  into  the  grid.  Among  the  technological  possibilities  are superconducting fault current limiters (SFCL), which present the advantage of very low losses in steady  state  operation,  and  high  limiting  impedance  under  fault  conditions.  SFCL  for  high voltage networks,  together with medium and high voltage  cables, are  recognized as  the  two most promising applications of HTS materials in power systems in the short term [4].

Within the past 15 years, substantial work has successfully been done on the proof of concept of SFCL, at  increasingly higher voltages  [5]. The most  recent projects within  the DOE superconductivity program  target 138  kV  class  limiters  [4], and manufacturers get more and 

2

   

more maturity with the combination HTS materials, cryogenic temperatures and high voltages. In  order  to  further  progress  towards  the  integration  of  SFCL  in  power  systems,  it  becomes important to develop circuit models of SFCL that could be integrated in power system transient analysis  software,  such  as  EMTP‐RV  [6].  This will  allow  assessing  off‐line  the  real  impact  of integrating  SFCL  in  power  systems  (such  as  the  protection  coordination,  selectivity  of  fault detection  schemes, etc.),  and determine  the  aspects  requiring  further work before  SFCL  can safely be  integrated  in power systems. Such models must be fast, which discards accurate but time consuming  finite element models.  In addition,  these are difficult  to couple directly with power system simulators.

In  this  paper, we  propose  a  compromise  between  finite  element models  and  circuit models. Indeed, in the particular case of the inductive SFCL, we show that it can be accurately modeled by a 1‐D partial differential equation that can be reproduced by an equivalent electric circuit directly within the power system analysis software. This has the advantage to consider the  fine physical behavior of  the device without having  to couple  two  software programs.  In addition, the modeled device can easily be scaled‐up  in term of power simply by changing  its physical  parameters  (dimensions,  resistivity  properties,  etc.).  Temperature  and  field dependences of the HTS material are also taken into account in the model.

Note  that even  if  the particular  inductive  SFCL  considered here  (BSCCO‐based)  is not currently the preferred solution, mostly for economical reasons, it is easy to implement at small scale in a laboratory, and will be used in the next stage of this project to develop a parameter identification methodology using real time power system simulators (with power hardware‐in‐the‐loop), in which both the virtual model and the physical device will be used side by side.

Shielded‐core inductive SFCL modelling General description The shielded‐core inductive SFCL has been well studied over the last 15 years [7]‐[20], so 

it is a perfect topology to test the approach proposed below. It consists of a transformer with a primary winding made of copper and connected  in series with  the protected  line, and a one‐turn  secondary winding  consisting  of  a  bulk  Bi‐2212 HTS  cylinder.  Fig.  1  presents  its  typical installation in a radial electric circuit (simplest case). 

+

Vs

+

S

+

RL

+ XsRs

SFCL

 Fig. 1 Simple installation of a SFCL in a radial circuit. The switch S is there only to simulate a short‐circuit of the load. The SFCL equivalent circuit is shown on Fig. 7 

During  steady  state  operation,  the  applied AC  load  current  generates  a  time  varying magnetic field shielded by the HTS cylinder. Under a fault condition in the network, the current increases  enough  to  make  the  flux  penetrate  the  iron  core,  which  increases  much  the 

3

   

impedance of  the secondary since  the primary winding passes  from an air‐core  inductor  to a magnetic core reactor. This high series impedance inserted therefore limits the fault current.    

SFCL electromagnetic model Finite  element  simulations  show  that  the  electromagnetic  behavior  of  the  SFCL 

configuration shown  in Fig. 3 can be obtained with very good accuracy using a simple 1‐D flux diffusion model,  as  long  as 1)  there  is no  air  gap between  the  top  and bottom parts of  the windings  and  the  HTS  tube,  2)  no  saturation  occurs  in  the  magnetic  core  (even  though saturation effects  could be easily  introduced without  significant error  if needed),  and 3)  the magnetic permeability of the core is sufficiently high ( 200 300≥ − ) in order to neglect the end effects  and  the  flux  return  path  outside  the  primary  coil  (considered  as  a magnetic  short‐circuit). Under  these  assumptions, we  end  up  solving  a  1‐D  axisymmetric  partial  differential equation inside the HTS cylinder, i.e.: 

 0

1 = ,z zB Brr r r t

ρμ

⎛ ⎞∂ ∂∂⎜ ⎟∂ ∂ ∂⎝ ⎠

  (1)

which was obtained by combining Maxwell's equations  = /E B t∇× −∂ ∂r r

 and  =H J∇×r r

 

together with the constitutive equations  = ( , )E J B Jρr r r r

 and  0=B Hμr r

.   

Fig. 4 Alternate grid for  B  and  J  which forms the basis of the model used in this paper

Fig. 3 Hollow Bi‐2212 HTS cylinderFig. 2 Constructional scheme of shielded‐core SFCL

4

   

To solve the diffusion equation numerically, the HTS cylinder (Fig. 2) can be divided into k   sections where  each  section  represents  a  cylindrical  shell  of  thickness  = ( ) /ext intr r r kΔ − . 

Considering an alternate grid on which  B  and  J  are constant on each elementary section  rΔ  (see  Fig.  4),  an  electric  analogy  can  be  drawn  (Fig.  5)  if  we  suppose  1 1B I≡ − ,  2 2B I≡ − . 

Therefore, using a finite difference approximation for the space derivatives, 

  2 1 1 2

0 0 0 0

1= = = ,B B I IB IJr r r rμ μ μ μ

− −∂≈

∂ Δ Δ Δ  (2)

 and, 

  ( )( )

( )1 1

1 1= = ,

2

i

i i i i

rEBrEEr rr r t r r+ +

Δ∂∂∇× − ≈

+∂ ∂ −

r  (3)

 in which  1 = / 2i ir r r+ − Δ  and  =1, 2i . Considering  =V rE ,  (3) leads to the voltage drop 

across inductance  kiL : 

 ( )1( ) = = ,

2 2i i ir r dBrrE V

dt++ Δ ⎛ ⎞Δ Δ −⎜ ⎟

⎝ ⎠  (4)

 which is also given by the classical equation:  

  = = .k ki ii i

dI dBV L Ldt dt

Δ −   (5)

 Combining  (4) and  (5) yields:

  1 21 = ,

2 2k r r rL + Δ⎛ ⎞⎛ ⎞

⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠⎝ ⎠

  (6)

 and 

  2 32 = ,

2 2k r r rL + Δ⎛ ⎞⎛ ⎞

⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠⎝ ⎠

  (7)

 where  ( )1 = 1intr r k r+ − Δ ,  21=2intr r k r⎛ ⎞+ − Δ⎜ ⎟

⎝ ⎠ and  3 = intr r k r+ Δ . Hence 

  13=4 2

kint

rL r k r⎡ ⎤ Δ⎛ ⎞+ − Δ⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎣ ⎦  (8) 

Fig. 5 Electric analogy for the flux and current densities

5

   

  21= .4 2

kint

rL r k r⎡ ⎤ Δ⎛ ⎞+ − Δ⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎣ ⎦  (9) 

 The  resistance  kR  can easily be calculated  since  the current  I   is only defined  in  2r , 

2 2 2 2= / = / = /R V I r E I r J Iρ , where  = ( , , )J B Tρ ρ  is the resistivity of the  thk  cylindrical shell 

modeled by an elementary block. Thus  

 0

( , , ) 1= .2

kk

intJ B TR r k r

rρ

μ⎡ ⎤⎛ ⎞+ − Δ⎜ ⎟⎢ ⎥Δ ⎝ ⎠⎣ ⎦

  (10)

Finally, the complete diffusion of the flux inside the HTS cylinder is reproduced with the 

assembly of the  k  elementary blocks. The most  interesting perhaps  is the simplicity of  integration of the resistivity  function. 

Parameters for  ρ  are calculated from currents  1I ,  2I  and  I  (corresponding to  B  and  J ), as 

shown  in  Fig.  5,  except  for  the  temperature, which must  be  computed  in  a  thermal model coupled with  the  current electric analogy  (not  shown here).  In order  to  complete  the  circuit analogy, it is necessary to add an additional element that accounts for the inside part of the HTS cylinder filled with the iron‐core. Therefore, an inductance  2= / 2int r intL rμ  is used to model the 

magnetic effect of the core, and a resistance  coreR′  accounts for the iron losses. Finally, we use 

the  expression  = ( )extB I tγ   to  relate  the  current  I   flowing  in  the  primary  winding  with 

magnetic field  extB  applied at the outside wall of the HTS cylinder. The proportionality constant 

γ  was determined from 2‐D finite element simulations. The entire model, based on the electric analogy, is given in Fig. 6, in which the applied field corresponds to a controlled current source, i.e.  a extI B≡ .

 

  Fig. 6 SFCL electromagnetic model based on electric analogy

6

   

HTS model The  resistivity  scρ  used  in our model was  taken  from an empirical model proposed  in 

[21] with adapted material parameters for the BSCCO‐2212 HTS tubes available in our lab [22]. In order to model the transition of the HTS resistivity from the superconducting to the normal state, an experimentally based value  6( ) = 3.5 10 (1 0.01( 77)) n T T mρ −× + − Ω , representing  the 

normal state resistivity was added in parallel with the usual power law model, i.e. 

 1

0( ) = .( , ) ( , )

n

c c

E JJJ B T J B T

ρ−

  (11)

The resulting non‐linear resistivity  scρ  is given by the following equation, 

 ( ) ( )( , ) = .

( ) ( , , )n

scn

T JJ TT J B Tρ ρρ

ρ ρ+  (12)

Coupling of SFCL model with electrical circuit The coupling of the electromagnetic SFCL model with the power system electric circuit is 

achieved using a controlled voltage source. First, the conservation of power is applied. In fact, the  instantaneous electric power  ( sP ) consumed by the controlled voltage source of the SFCL 

model corresponds to the instantaneous power delivered by the controlled current source  aI  in 

the  electric  analogy  ( aP ).  It  is  then  possible  to  determine  the  SFCL  voltage  based  on 

= = ( ) ( ) = ( ) ( )a s a aP P V t I t V t I t , where  ( )aV t   and  ( )V t   are  respectively  the  voltage  across  the 

controlled current source in Fig. 6 and the controlled voltage source of the SFCL model in Fig. 7, and  ( )I t   is the current flowing  into the SFCL.  It  is  important to note that the power equation naturally  takes  into account both  the magnetic energy and  the  losses  in  the  limiter. We  can therefore calculate the voltage of the controlled source directly and without ambiguity using: 

 ( ) ( )( ) = ( ) = ( ) = ( ).( ) ( ) /

a exta a a

ext

I t B tV t V t V t V tI t B t

γγ

  (13)

Complete SFCL equivalent circuit Fig. 7 shows the complete SFCL equivalent circuit (the EMTP subcircuits are shown in the 

enclosed attachment). The remaining parameters  to be defined,  i.e.  the coil resistance  ( coilR ) 

and  the  leakage  inductance  ( fL ),  are either  computed with  standard  formulas or measured 

experimentally if a prototype is available.

Fig. 7 Equivalent electric circuit of our SFCL: the controlled voltage source accounts for all the magnetic energy and losses in the limiter 

7

   

Thermal model A  simple  equivalent  electric  circuit  model  is  used  to  simulate  the  temperature 

dependence (unique temperature  T  for the whole HTS cylinder). This model accounts for the fact that the  increase of the temperature  is due to the power  losses ( scP )  in the HTS cylinder 

obtained  by  summing  the  losses  of  each  elementary  section  of  the  model.  The  thermal equation solved is: 

  0= ( ),sc sc scdTP C V h T Tdt

+ −   (14)

where  scC ,  scV  and  0T  are respectively the thermal capacity, the volume of the cylinder 

and the temperature of the refrigerant liquid (nitrogen in the case considered below), and  h  is an effective convection coefficient between the cylinder and the nitrogen bath.

Application example Dimensions of SFCL The main  components of  the  shielded‐core  type SFCL  considered here are  (see Fig. 3 

and Fig. 2):       • Bi‐2212 hollow cylinder: 50 mm (height), 14.4 mm (inner radius) and 2.8 mm (wall 

thickness)      • Primary copper winding: 50 mm (height), 17.2 mm (inner radius), 10.7 mm (winding 

thickness) and 254 turns      • Iron core: 50.5 mm (height), 27 mm (radius) and  = 290rμ .  These  dimensions  are  based  on  a  small  prototype  available  at  our  lab  for which we 

measured  = 0.1 coilR Ω ,  =1.6 fL mH  and  = 100 coreR Ω  (with  2/core coreR R γ′ ≈  and  = 0.0035γ ). Simulation results In order to evaluate the behavior of the developed SFCL model, short‐circuit simulations 

were performed  in EMTP‐RV, based on the circuit of Fig. 1. The supply voltage  SV  was set to 

100 V peak, and  = 0.38 SX Ω ,  = 0.13 SR Ω   (i.e.  = 4%Z  and  / = 3X R , which  is  typical of a 

distribution system),  = 10 LR Ω  and the switch (S) was closed at time  = 50t  ms to create the 

short‐circuit. The resulting current waveform is given in Fig. 8. We remark that as soon as one cycle after  the application of  the  fault,  the current  is  limited  to 30 A peak  (roughly  ˆ3 nominalI ), 

with a first peak of  ˆ8 nominalI≈  ( 80≈  A). Note that the prospective fault current was 325 A peak 

(symmetric).  Therefore,  the  SFCL  behaves  as  expected.  Nevertheless,  a  comparison  with measurements will be required to fully validate the model. The main challenge here is to find a good  ( , , )J B Tρ  model for BSCCO‐2212 over a wide range of  J ,  B , and T  values.

8

   

Conclusion In  this  project,  a  1‐D  partial  differential  equation  representing  the  behavior  of  a 

shielded‐core type SFCL has been reproduced by an equivalent electric circuit within EMTP‐RV. The model accounts for the nonlinear flux diffusion within the superconducting hollow cylinder. The model  is simple  to  implement, and can easily be scaled up  to  larger physical dimensions and  power  rating  simply  by  changing  a  few  geometric  parameters.  It  would  be  equally applicable  to  shielded‐core  SFCL  using  YBCO  thin  film  tubes,  as  the  latter may  have  better thermal properties. Furthermore, the temperature and field dependences of the HTS material are directly  taken  into account,  so  there  in no  limitation  in  the  resistivity model  that  can be used.  In a near  future, a small scale  inductive SFCL will be tested  in similar conditions  for the purpose of validating our model.

Future works will consider the coupling of the physical devices and the model with a real time simulator  to develop a new parameter  identification methodology, and  for  investigating new protection schemes required for the integration of those innovative devices into the power system.

References   [1] M. Steurer, M. Noe, and F. Breuer, ``Fault current limiters ‐ R & D status of two 

selected projects and emerging utility integration issues'', in Proc. IEEE General Meeting, Denver, CO, June 2004, pp. 1423‐1425. 

[2] H. Yamaguchi, K. Yoshikawa, ``Current limiting characteristics of transformer type superconducting fault current limiter'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 15, no. 2, June 2005, pp. 2106‐2109. 

[3] “Fault Current Limiters – Utility Needs and perspectives”, EPRI, Palo Alto, CA:2004, 

Fig. 8  Short circuit simulation result with  ˆ ˆ3 = 30lim nominalI I A≈  peak (first peak  80≈  A). The 

prospective fault current was 245 A peak

9

   

1008696.  [4] DOE‐EPRI, ``Demonstration of a superconducting fault current limiter'', EPRI, July 

2008, 1009035.  [5] M. Noe et al, ``Conceptual design of a 110 kV resistive superconducting fault current 

limiter using MCP‐BSCCO 2212 bulk material'', IEEE Trans. Appl. Supercond., June 2007, pp. 1784‐1787. 

[6] J. Mahseredjian, S. Dennetière, L. Dubé, B. Khodabakhchian and L. Gérin‐Lajoie, ``On a new approach for the simulation of transients in power systems'', Electric Power Systems Research, vol. 77, issue 11, September 2007, pp. 1514‐1520. 

[7] V. Sokolevsky, V. Meerovich, G. Grader, G. Shter, ``Experimental investigations of a current‐limiting device based on high‐Tc superconductors'', Physica C, vol.209, 1993, pp. 277‐280. 

[8] L. S. Fleishman, Y. Bashirov, V. A. Aresteanu, Y. Brissette, J. R. Cave, ``Design considerations for an inductive high Tc superconducting fault current limiter'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 3, no. 1, March 1993, pp. 570‐573. 

[9] W. Paul, Th. Baumann, J. Rhyner, ``Tests of 100kW high‐Tc superconducting fault current limiter'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 5, no.2, June 1995, pp. 1059‐1062. 

[10] M. Ichiharu, M. Okazaki, ``A magnetic shielding type superconducting fault current limiter using a Bi2212 thick film cylinder'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 5, June 1995, pp. 1067‐1070. 

[11] D. Ito, M. Urabe, T. Yasunaga, and N. Jindo, ``Applicability of high‐Tc superconducting bulk to superconducting fault current limiting device'', IEEE Trans. Magn., vol. 32, July 1996, pp. 2728‐2730. 

[12] J. R. Cave, D.W.A. Willen, R. Nadi, W. Zhu, A. Paquette, R. Boivin, Y. Brissette, ``Testing and modelling of inductive superconducting fault current limiters'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 7, no. 2, June 1997, pp. 832‐835. 

[13] W. Paul, M. Lakner, J. Rhyner, P. Unternahrer, Th. Baumann, M. Chen, L. Windenhorn, and A. Guerig, " Test of a 1.2 MVA high‐Tc superconducting fault current limiter'', in Inst. Phys. Conf. Ser., vol. 158, 1997, pp. 1173‐1178. 

[14] V. Meerovich, V. Sokolovsky, J. Bock, S. Gauss, S. Goren, G. Jung, ``Performance of an inductive fault current limiter employing BSCCO superconducting cylinders'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 9, no. 4, Dec. 1999, pp.4666‐4676. 

[15] E. M. Leung, ``Superconducting fault current limiters'', IEEE Power Engineering Review, August 2000, pp. 15‐18. 

[16] G. Zhang, Z. Wang, M. Qiu, ``The improved magnetic shield type high‐Tc superconducting fault current limiter and the transient characteristic simulation'', IEEE Tans. Appl. Supercond., vol. 13, no. 2, June 2003. 

[17] H. Yamaguchi, T. Kataoka, K. Yaguchi, S. Fujita, K. Yoshikawa, K. Kaiho, ``Characteristics analysis of transformer type superconducting fault current limiter'', IEEE Trans. Appl. Supercon., vol. 14, no. 2, June 2004, pp. 815‐818. 

[18] J. Langston, M. Steurer, S. Woodruff, T. Baldwin, and J. Tang, ``A generic real‐time computer simulation model for superconducting fault current limiters and its application in system protection studies'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 15, no.2, June 2005, pp. 2090‐2093. 

10

   

[19] S. Kozak, T. Janowski, G. Wojtasiewicz, J. Kozak, and B. A. Glowacki, ``Experimental and numerical analysis of electrothermal and mechanical phenomena in HTS tube of inductive SFCL'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 16, no. 2, June 2006, pp. 711‐714. 

[20] H. Yamaguchi, T. Kataoka, ``Current limiting characteristics of transformer type superconducting fault current limiter with shunt impedance and inductive load'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol. 18, no. 2, June 2008, pp. 668‐671. 

[21] J. Duron, F. Grilli, B. Dutoit, ``Modelling the E–J relation of high‐Tc superconductors in an arbitrary current range'', Physica C, vol. 401, 2004, pp. 231‐235. 

[22] F. Sirois, J. Cave, Y. Basile‐Bellavance, ``Non‐linear magnetic diffusion in a Bi2212 hollow cylinder: measurements and numerical simulations'', IEEE Trans. Appl. Supercond., vol.17, no. 2, June 2007, pp. 3652‐3655. 

11

   

Attachment: sub‐circuits of the presented SFCL model                                         

HTS Cylinder Thermal model

p1

p2

+ C1

14.0374

+ R1

?v

#inv

_K#

v(t)p2

VM

+m

1?v

+

c I2 0/100

#T0#

DC1

SUM1

2

Fm6

POut

In

T

BlocTe

DEV1

POut In

T

BlocTe

DEV2

POut In

T

BlocTe

DEV3

POut

In

T

BlocTe

DEV4

POut In

T

BlocTe

DEV5

+

8.16M

?p

R2

+

#Lint#

L1

f(u)

12

3

45

?s

Fm1

i(t)p1

f(u) 1

Fm7

f(u)1

2

Fm9

SFCL

+1

2

Tfo_

idea

l

+ Rcoil

+ Lf

p1p2 +-

5Blocs

HTS_cylinder

Elementary block (Block Te)

i(t)

p1

+

I

YI Y

0

Rn2 f ( u) 1

Fm 4

f ( u) 1

Fm 5

+#L1n#

L3

+#L2n#

L4

f ( u)1

Fm 6

i(t) p3 i(t) p4

f ( u)1

2 ?s

Fm 16

p(t)

p6

f ( u)1

2

Fm 17f ( u)

1

2

3

Fm 18

P

OutIn

T

P

Out In

T

12

   

MHO RELAY MODEL FOR PROTECTION OF SERIES COMPENSATED TRANSMISSION LINES  

A.B. Shah1, V.K. Sood2 and O.Saad3            1. Dept. of Electrical & Computer Engineering,   Concordia University,                                  

Montreal, Quebec, Canada. H3G 1M8.    email: abhaybshah@ieee.org              

2. Faculty of Engineering and Applied Science, University of Ontario Institute of Technology, Oshawa, Ontario, Canada. L1H 7K4. email: vijay.sood@uoit.ca 

 3. IREQ, 1800 Montée Ste. Julie, Varennes, QC. J3X 1S1,  email : saad.omar@ireq.ca 

      Abstract ‐This paper presents the design of an EMTP‐RV based Mho relay model for the protection of two parallel 500 kV, 280 km long transmission lines. The transmission lines are 40% compensated with fixed series capacitors, installed at the remote end of the lines. An average value current compensation algorithm is used to compensate for the error in the impedance measurement and detect fault location under earth fault conditions. The algorithm detects faults by comparing phase angles between voltage and current signals, using four specially shaped characteristics (three forward zones and one reverse zone) and applying appropriate logic functions. Simulation results for improving the measuring accuracy of distance protection under various fault types and fault locations are presented.   Keywords ‐Series‐compensated line, distance relay algorithm, transmission line protection, EMTP‐RV simulation.   

1. NOMENCLATURE   R0, R1 = Zero and positive sequence resistance respectively of the protected line, L0, L1 = Zero and positive sequence inductance respectively of the protected line, Ictp = Primary current of the current transformer (CT),  Icts = Secondary current of the CT,  Vcvtp = Primary voltage of the capacitor voltage transformer (CVT), Vcvts = Secondary voltage of the CVT,  Zline = Impedance of the line,  Zangle = Angle of the line impedance,  tzone = Zone delay time,  Icomp = Compensation current, 

13

   

 Ipn = Phase current,  Iavg = Average value of input currents (Average current), kc = Conventional average compensation factor,  kmag = Magnitude compensation,  krad = Angle compensation,  ZR1, ZR2, ZR1a, k1, k2, θ1, θ2, α1, α2 = Comparator design constants [8], 

ZR11, ZR12 and ZR13 = Impedances of Zones 1, 2 and 3 respectively, Rf = Resistance in fault path.  

 2. INTRODUCTION 

  Utilities  find  it  is cost effective  to better utilize  their existing  transmission assets with 

series  compensation  techniques  to  compensate  for  the  inductive  reactance  of  long transmission lines [1]. Adding series compensation is one of the simplest and cheapest ways of increasing  transmission  line  capacity,  power  transfer  capability,  system  stability,  voltage regulation[2]‐[3] and lowering losses. However, installation of series capacitors and their over‐voltage protection system with nonlinear Metal‐Oxide Varistors (MOVs) etc., introduces certain difficulties  for  fault  location  and  protective  relaying  reach,  particularly  when  distance protection schemes are applied [4]. For this reason,  it  is necessary for the distance protection scheme  to  do  the  impedance  measurement  with  sophisticated  algorithms  with  the  series capacitor bank in circuit.   

Different  algorithms  and models  have  been  put  forward  for  the  protection  of  series compensated transmission lines [5]‐[7]. In particular, the Mho relay has a circular characteristic with directionality, good phase selection and a simple criterion.   

A transmission line demonstrates a predictable impedance, which increases with the length of the line. A distance relay has a pre‐established impedance setting, which determines the size of the relay's impedance characteristic, which is typically in the form of a circle in the impedance (R‐X) diagram and matched to the length of the line to be protected by the relay. The relay is capable of rapidly detecting faults on the transmission line, indicated by a drop in the measured impedance of the line. This means that the relay is capable of detecting faults when the impedance of the line is inside the impedance characteristic of the relay. The operation boundary of the Mho relay can be adjusted to provide consistent Zone coverage over the area of interest.   

In  this  paper,  an  EMTP‐RV  based  Mho  relay  model  and  is  used  to  evaluate  the performance of a distance protection  scheme applied  to a 500 kV,  two parallel  lines,  series‐compensated  transmission  network.  Simulation  results  are  presented  for  single  and  three phase‐to‐ground  faults created at the beginning of the protected  line and at the remote end, behind the capacitor of the network.   

 

14

   

3. METHODOLOGY   1. Test System Model (Fig.1)  

  

The 500 kV test system, modeled with EMTP‐RV [10], is comprised of two parallel lines L1 and L2. The two lines are paralleled at Buses A, B and C. Series compensation capacitors are located  just  ahead  of  Bus  B.  The  series  capacitors  are  protected  by  a  parallel metal  oxide varistor MOV,  spark  airgap  and  breaker.  Line  L1  of  the  power  system  is  protected with  the distance  relay model  placed  at  the  beginning  of  the  line,  next  to  Bus  A.  The  distance  relay monitors the phase voltage and line current through a capacitor voltage transformer (CVT) and current transformer (CT) respectively.    

15

   

2. The Relay Model (Fig.2)  

  

The diagram of a conventional Mho relay model for a series compensated transmission line  is shown. The relay has two 3‐phase  inputs, three 1‐phase voltages from the CVT and the three  line currents from the CTs, and provides one  logical output which gives a Trip  indication to the protection system. The Mho relay is comprised of 3 fundamental blocks:   • Block A ‐ Fault Detection and Compensation Block,  • Block B ‐ Zone Detection and Time Delay Block, and  • Block C ‐ Logic Block.   A. Fault Detection And Compensation Block A:  

16

   

 The fault detection and compensation block receives inputs from the CVT and CT and 

derives as outputs either phase‐to‐phase or phase‐to‐ground voltages or currents. Block A has three sub‐blocks, as described below.   Data  Acquisition  sub‐block:  A  band‐pass  filter  is  used  to  remove  harmonics  from  the  three phase voltages and currents.  If  Ia,  Ib and  Ic are  the  input currents,  then  the average current  is 

derived as: Iavg = (1/3)*(Ia + Ib + Ic)                                (1)  

 Calculation  sub‐block:  Since  a  fault may  or may  not  involve  the  ground  connection,  input voltages  and  currents,  after being  filtered,  are  converted  into phase‐to‐phase  and phase‐to‐neutral values by the calculation sub‐block. Since this sub‐block receives only phase‐to‐ground values,  phase‐to‐phase  values  are  obtained  by  subtracting  two  voltages  or  two  currents  i.e. Vab=Van‐Vbn.  

 Detection and compensation sub‐block: This sub‐block provides either phase‐to‐phase or phase‐to‐ground voltages and currents as outputs depending on the type of fault. The selection is carried out based on the current flowing through the circuit. During a fault condition, current in each phase varies depending on the type of fault.  

The impedance seen by the relay is given by the ratio V/I (=Z). The impedance measured by the relay [8] is influenced by the fault type and also by a number of power system parameters such as MOV rating, series capacitance etc. Here, an algorithm called “average value current compensation” is employed where an average value of the input current is added to the phase currents to obtain the impedance measurement from the relay location to the fault location. The current seen by the relay for impedance measurement is given by:    I=Ipn + Icomp                                               (2)  

 Here, Icomp = kc*Iavg and kc = kmag with angle (krad)  

 

kmag =  22

22

)1()1()10()10(

LRLLRR

+−+−

 

krad =  ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

−− −−

11tan

1010tan 11

RL

RRLL

 

 B. Zone Detection And Time Delay Block B:   

After computations on the inputs received from Block A, the output from this block provides data about the phase(s) and the Zone(s) where the fault has occurred. In total, six outputs are obtained from this block: one each for Zones 1, 2 and 3, and one each for phases a, b and c. Block B has three sub‐blocks, described below.  

17

   

 Zone detection sub‐block: A phase comparator compares the two input quantities and operates if the phase angle between them is less than or equal to 90° [9]. The 3‐phase input voltages and currents are fed through the phase comparators to detect the Zones. The output signals are based on each phase and Zone such as Zone1_a, Zone1_b, Zone2_a etc. For instance, if the fault occurs on phase a and in Zone 2, then Zone2_a gives the output signal for further processing and the other output signals provide a zero signal. During this process, the relay can detect the Zone where the fault has occurred.   

During a fault condition, the voltage and current values will change the impedance seen. The fault Zone indication is based upon whether the impedance measured at the relay location is greater than or less than the protected line impedance.   Zone 1 primary impedance magnitude = Length * Zline                                    (5) where  

Length = 0.85 of the protected line of 280 km   

Zline = 22 )1()1( LR +  

Zone 1 primary impedance angle, Zangle = tan‐1 ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

11

RL

  

The setting value of each Zone is expressed as a percentage of the line length. Normally, the first Zone covers only up to 80 to 90% of the protected line length. The second Zone covers the remainder of the  line  left unprotected by the Zone 1setting, plus 50% of the adjacent  line section.  The  third  Zone  is  used  for  back‐up  protection  and  covers  the  first  and  section  line sections, plus 20 to 25% of the adjacent line.   Faulted  phase  detection  sub‐block:  The  3‐phase  input  voltages  and  currents  are  fed  to  the phase comparators. Output of this block provides the sequence of phases a, b or c through the phase  comparators  and  the  impedance  trajectory  of  each  phase  in  the  impedance  (R‐X) diagram. Selected values for phase comparator design constant parameters k1, k2, θ1, θ2, α1, α2 

are shown in the Appendix.   Time delay and Zone representation sub‐block: This sub‐block  incorporates two functions. The first is a Time Delay function. When signals are received from Zone detection and faulty phase detection, they pass through a  logical OR function to determine the Zone where the fault has occurred. After the detection of the faulted Zone, Zone 1 relay trips instantaneously. However, Zone  2  and  Zone  3  relays  have  some  intentional  time  delays  added  to  coordinate with  the relays at the remote bus, before providing an output. Time delays may vary depending on the circumstances.     

The second function in this sub‐block is the Zone Representation function which draws a distance  relay  characteristic  on  an  impedance  (R‐X)  diagram.  With  internal  mathematical calculations,  this sub‐block decides  the centers and  radii of  the circles on an R‐X diagram  for different Zones according  to  the data  chosen  for  the  system. These  circles pass  through  the 

18

   

origin and have different radii for different Zones. Each circle denotes a particular length of the line. The diameter of  the circle  is proportional  to  the  impedance of  the  line or  indirectly  the length of the line covered by the each Zone. For instance, if the length of the line is 280 km and if  Zone  1=0.9  is  selected,  it means  that  circle 1 will  cover  90% of  the protected  line  length. When  a  fault  occurs  within  that  area,  this  can  be  located  within  Zone  1  circle  in  the  R‐X diagram.   C. Logic Circuit Block C:   

The output of this block determines the final decision of the relay for tripping a circuit breaker  (CB).  If  the  fault  is  temporary and can be  isolated within  the  reset  time of  the  relay, then this block will not send a trip signal. However, if the fault is permanent, then it will send a trip signal for the CB. This block has two sub‐blocks.   Logic sequence sub‐block: The Zones detection signal from Block B  is passed through a  logical OR  function, and  the output gives  the  final Zone decision and  identifies where  the  fault has occurred. Now, as  information about  the Zone and  the  faulted phase(s)  is available, a  logical AND function provides an output based on the combination of faulted Zone with faulted phase.   Reclosing  sub‐block:  A  single  phase  auto‐reclosing  scheme  is  employed,  in  which  only  the faulted phase pole of the CB is tripped and reclosed. At the same time, synchronizing power still flows through the healthy phases. For a multi‐phase fault, all the three‐phases are tripped and reclosed  simultaneously  [9].  When  the  Zone  and  faulted  phase(s)  are  decided  then  it  is necessary to determine whether the fault is temporary or permanent in nature before tripping the three phases CBs.   

Whenever  this block  receives  the  information about  faulted phase(s) and Zone where the  fault  occurs,  the  relay  sends  a  trip  signal  for  the  faulted  phase(s).  The  relay  checks  the status  of  the  fault  again  after  a  reset  time  and  depending  upon  the  nature  of  the  fault; thereafter, either the relay sends a trip signal for the three phase CBs or restores the line after the reset time.   

19

   

4. RESULTS   

Due  to  space  restrictions, only  a  small  sample of  the  tests  carried out  are presented next.   Single phase‐to‐ground (a‐g) fault at F1 (Fig.3)  

This case shows results  from a permanent single phase‐to‐ground  fault  (a‐g) placed at 280 km from the relay, behind the capacitor (at location F1) with fault resistance Rf =10 ohms. 

The fault occurs at time=0.06s, and the simulation is run for a total time period of 0.7s.  

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Operating time of the relay − Phase a−to−ground fault

Time (Second)

Tri

p Si

gnal

Phase aPhase bPhase c 0.5618s

0.5774s0.3816s

 Figure 3(a) 

 Fig. 3(a)  shows  the  trip  signals  for phases  a, b  and  c.  For phase  “a”  the  trip  signal  is 

generated after 0.3816s  (including0.3s Zone 2 delay). The  relay checks  the status of  the  fault after  reset  time  (0.18s)  and  due  to  the  permanent  fault;  all  three  phase  circuit beakers  are tripped after 0.5174s.   

20

   

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

−2

0

2pu

(1) Phase a current

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

−2

0

2

pu

(2) Phase b current

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

−2

0

2

Time (Second)

pu

(3) Phase c current

1 pu

1 pu

1 pu

0.06s 0.5618s

0.3816s

0.5774s

0.5774s

0.5774s

 Figure 3(b)  

21

   

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−2

0

2pu

(1) Phase a voltage

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−2

0

2

pu

(2) Phase b voltage

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−2

0

2

Time (Second)

pu

(3) Phase c voltage

1 pu

1 pu

0.06s

0.06s

1 pu

0.06s

0.3816s

0.5774s

0.5774s

0.5774s

 Figure 3(c)  

Fig. 3(b) and (c) show the Line L1, 3‐phase current and voltage waveforms respectively measured  at  the  relay  location. When  the  fault  occurs  at  0.06s,  the  current  for  phase  “a” increases and at the same time voltage decreases. The relay trips the phase “a” CB at 0.3816s, therefore, no current passes through the phase “a”. Due to a permanent fault, after reset time (0.18s),  the  relay  trips  the  three  phase  CBs  at  0.5174s  and  the  protected  line  is  completely disconnected from service.   

22

   

−10 −5 0 5 10 15 20 25 30−20

−15

−10

−5

0

5

10

15

20

25

30

Resistance (R) in Ohms

Rea

ctan

ce (X

) in

Ohm

sImpedance diagram

zone 3

zone 1

zone 2

Phase bImpedanceTrajectory

Phase cImpedanceTrajectory

Reverse Zone

Phase a Impedance Trajectory

 Figure 3(d)  

The impedance (R‐X) diagram (Fig. 3(d)) shows the three circles covering Zones 1, 2 and 3  and  another  smaller  circle  covering  Reverse  Zone  operation.  The  trajectories  of  the impedance detection for phases a, b and c are also shown. The trajectory of phase “a” indicates that the fault involved phase “a” and is covered by the Zone 2 circle.   

23

   

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−2

0

2pu

Voltage across capacitor for phase a

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−4

−2

0

2

4

pu

Capacitor current for phase a

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7−4

−2

0

2

4

Time (Second)

pu

MOV current for phase a

1 pu

0.0677s

0.3808s

0.5627s

0.5753s0.5668s

0.5668s

0.06s

0.06s

1 pu

 Figure 3(e)  

Fig. 3(e) shows the capacitor voltage (top trace), capacitor current (middle trace) and the MOV current (bottom trace) for phase “a”. The results show that when the fault occurs at0.06s, the capacitor voltage and current increase. The voltage increase is enough to trigger the MOV to conduct also to protect the capacitor. The capacitor and the MOV take turns conducting currents.      

Many  results  were  obtained  with  the  test  system.  The  findings  of  some  of  these evaluations  are  summarized  in  Table  1.  The  performance  of  the  relay  operation  and  the algorithm  scheme  on  single  phase‐to‐ground  (SLG),  two  phase‐to‐ground  (2LG)  and  three phase‐to‐ground (3LG) permanent faults at two different locations F1 and F2 as shown in Figure 1. At F1 the fault is located at the remote end, behind the capacitor. At F2 the fault is located at the beginning of the protected line. The relay operation and the algorithm is tested with 75 kV MOV reference voltage and different fault resistances (0, 5, 10 and 20 ohms). Type of faults and fault resistance are listed in columns 1 and 2 respectively in Table 1. Columns 3 and 4 show the two different fault locations, which include the zone of operation, number of cycles and secure, 

24

   

insecure or missing operation for each fault case. The data shown in the table indicates that the relay operates securely and correctly for all close‐in faults (F2). For all close‐in faults, the relay operates  in Zone 1 and an average tripping time  is  less than 1 cycle or 16.7ms. The table also shows that the relay operates correctly and securely with 20ohms fault resistance in each fault case  and  at  both  locations.  In  summary,  out  of  56  permanent  faults  with  different  fault resistance, 44 secure operations (relay operates in the expected zone), 12 insecure operations (relay operates  in other zone than expected) and 0 missing operations  (relay  fails to operate) were obtained.   

5. CONCLUSIONS   

This paper evaluates the performance of a Mho relay model and distance protection algorithm for a 500 kV, 40% series‐compensated transmission system with two lines. An EMTP RV based simulation model is used to test the Mho relay. A scheme based on the average value of current is used to compensate the error in the impedance measurement. The distance protection scheme is based on measuring phase angle of the input signals and comparing them through phase comparators and using four specially shaped characteristics.   

The results show that the relay model detects the faults correctly and generates trip signals with regards to the location of the fault. The MOV protects the capacitor against over voltage during fault conditions. Furthermore, it is noted that the operating time of the relay is a function of the distance to the fault.  

Finally, for close‐in faults, satisfactory relay performance was obtained and an average tripping time is less than 1cycle. However, the relay may not be as secure on certain unbalanced fault types generated at the remote end, behind the capacitor.   

6. APPENDIX  1. System data:  Rated voltage = 500 kV rms,  Rated power = 1450 MW,  Length of the protected line = 280 km, Ictp = 1074 A,  Icts = 5A,  Vcvtp = 410 kV, Vcvts = 115V,  

R0 = 0.06162 Ω/km, L0 = 1.05 Ω/km,  R1= 0.0205 Ω/km, L1= 0.35 Ω/km, Zone1 = 85% of the protected line, Zone2 = 1.5 and Zone 3 = 2.1,  tzone1= 0.001s, tzone2 = 0.3s and tzone3 = 0.6s,  

Reset time = 0.18s,  

25

   

ZR11 = Zline*Zone1, k1=1, θ1 = Zangle, α1 = π,  ZR12 = Zline*Zone2, k2 = 1, θ2 = 0, α2 = 0,  ZR13 = Zline*Zone3, ZR1a = Zline/2, θ1a = Zangle + π,  Fault resistance (Rf) = 0, 5, 10 and 20 ohms, MOV reference voltage (Vref) = 75 kV,  

Series Capacitance = 67.66 μF/phase.    

7. ACKNOWLEDGEMENTS   

The authors acknowledge financial support from Natural Sciences and Engineering Research Council (NSERC) for this work and the contributions of Dr. V. Ramachandran of Concordia University.  

 8. REFERENCES  

 [1]   Marc Coursol, Chinh T. Nguyen, Rene Lord and Xuan‐Dai Do, “Modeling MOV‐protected 

series capacitors for short‐circuit studies,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 8, No. 1, pp. 448‐453, January 1993.  

 [2]   Power Systems Relaying Committee (PSRC) of the IEEE Power Engineering Society: “IEEE 

Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines,” IEEE Std. C37.113‐1999.   [3]   Belur S. Ashokkumar, K. Parthasarathy, F.S. Prabhakara and H. P. Khincha, “Effectiveness 

of Series Capacitors in Long Distance Transmission Lines,” IEEE Trans. on Power Apparatus & Systems, Vol. PAS‐89, No. 5/6, May/June 1970.  

 [4]   M.M.Saha,  K.  Wikstrom,  J.  Izykowski  and  E.  Rosolowski,  “Fault  Location  in 

Uncompensated and Series‐Compensated Parallel Lines,” 2000  IEEE Power Engineering Society Winter Meeting.  Conference  Proceeding  (Cat  No.00CH37077),  2000,  p  2431‐2436, Vol.4.  

 [5]   F. Ghassemi and A.T. Johns, “Investigation of alternative residual current compensation 

for improving series compensated line distance protection,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 5, No. 2, pp. 567‐574, April 1990.  

 [6]   M.M. Saha, E. Rosolowki and  J.  Izykowski, “ATP‐EMTP  Investigation of a New Distance 

Protection Principle for Series Compensated Lines,” International Conference on Power Systems Transients ‐ IPST 2003 in New Orleans, USA.  

 [7]   Y. Heo, C.H. Kim, K.H. So and N.O. Park, “Realization of Distance Relay Algorithm using 

EMTP MODELS,”  International Conference on Power Systems Transients  ‐  IPST 2003  in New Orleans, USA.  

26

   

 [8]   V. Cook, “Analysis of Distance Protection,” Research Studies Press, Wiley  (Letchworth, 

Hertfordshire, England, UK), January 1985, pages 185.   [9]   Badri  Ram  and  D  N  Vishwakarma,  “Power  System  Protection  and  Switchgear,”  Tata 

McGraw Hill Publishing Company Limited, New Delhi, 1995, pages 456.   [10]   J. Mahseredjian, S. Dennetière, L. Dubé, B. Khodabakhchian and L. Gérin‐Lajoie: “On a 

new approach for the simulation of transients in power systems”. Electric Power Systems Research, Volume 77, Issue 11, September 2007, pp. 1514‐1520. 

   TABLE 1. Analysis of the relay operation for permanent fault, MOV Vref = 75 kV and Rf = 0 to 20 ohms  

        Location F1          Location F2         

Fault type 

Rf 

ohms Zone  No. of 

cycle 

Secure 

operation 

Unsecure 

operation 

Missing 

operation 

Zone  No. of 

cycle 

Secure 

operation 

Unsecure 

operation 

Missing 

operation 

SLG  0  2  20  3  0  0  1   1  3  0  0 

  5  2  19  3  0  0  1   1  3  0  0 

  10  2  19  3  0  0  1   1  3  0  0 

  20  2  19(1/2)  3  0  0  1   1  3  0  0 

2LG  0  1   13  0  3  0  1   1  3  0  0 

  5  1  2  0  3  0  1   1  3  0  0 

  10  1  1(1/2)  0  3  0  1   1  3  0  0 

  20  2  19  3  0  0  1   1  3  0  0 

3LG  0  1  1(1/2)  0  1  0  1   1  1  0  0 

  5  1  1/2  0  1  0  1   1  1  0  0 

  10  1  4(1/2)  0  1  0  1  1  1  0  0 

  20  2  19  1  0  0  1   1  1  0  0 

Total         16  12  0      28  0  0 

27

VOLUME 1, NO. 6May 2009 EDITION

ElectroMagnetic Transients Program

1010 Sherbrooke St. West, Suite 2500Montreal, Quebec, Canada H3A 2R7

www.ceati.com • info@ceati.comPhone +1 (514) 904-5546Fax +1 (514) 904-5038

Support

TRAINING SUCCESS!

CEATI is pleased to report the success of the EMTP-RV training seminar held in Montreal, Quebec, in Septem-ber 2008. This event brought together 18 professional engineers and students from around the globe.

We would like to take this opportunity to thank all those who contributed to the event, in particular the lecturers, Dr. Jean Mahseredjian, Luc Gérin-Lajoie, Doug Mader, Luis-Daniel Bellomo, and to extend our congratulations to all those who participated, for their successful completion of the course.

Also note that a three day training course and a user’s group meeting took place in Dubrovnik, Croatia, from April 27-30, 2009. The course covered theoretical backgrounds to the simulation transients, equipment modeling and applications, insulation coordination issues and practical Power System Studies.

The user group meeting discussed the latest developments in EMTP-RV, as well as end-user simulation studies, exchanges around simulation topics, evolution of the software and the future of EMTP-RV.

28