59926214 Power System Protection Lab Manual

LAB M UAL   MANUPO OWER R SYSTEM PR ROTEC CTION      SUBM MITTED   TO  ENGR R.M JUNA AID  SUBM MITTED   BY  AS SAD NAE EEM  2006­R RCET­EE E­22    DEPAR RTMENT O ELECTRICAL EN OF NGINEERIN NG A ITUENT CO OLLEGE: R RACHNA C COLLEGE OF ENGIN NEERING & (A CONSTI TECHNOLO T OGY GUJR RANWALA A) UN NIVERSITY OF ENGI Y INEERING & TECHN NOLOGY LA AHORE, PA AKISTAN POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXP#  01  02    03    04  05  06  07  08  09  10  11  12  13  14  TITLE Introduction to MATLAB and Electrical Transients  Analyzer Program  ETAP   Introduction to Power System Protection  IMPACT OF INDUCTION MOTOR STARTING ON POWER  SYSTEM SELECTION OF CIRCUIT BREAKER FOR DIFFERENT  BRANCHES OF A GIVEN POWER SYSTEM USING ETAP Transient stability analysis of a given power system  using ETAP Introduction to Ground Grid Modeling in ETAP Ground Grid Modeling of a Given System using ETAP Modeling of Single‐Phase Instantaneous Over‐Current  Relay using MATLAB Modeling of a Three Phase Instantaneous Over‐Current  Relay using MATLAB Modeling of a Differential Relay Using MATLAB Comparison between the Step and Touch Potential of a  T‐Model and Square Model of Ground Grids under  Tolerable and Intolerable in ETAP  Modeling of an Over‐Current Relay using ETAP Modeling of a Differential Relay Using ETAP Modeling of Single‐Phase Definite Time Over‐Current  Relay using MATLAB     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 01 Introduction to MATLAB and Electrical Transients Analyzer  Program  ETAP   MATLAB  This is a very important tool used for making long complicated calculations  and plotting graphs of different functions depending upon our requirement.  Using MATLAB an m‐file is created in which the basic operations are  performed which leads to simple short and simple computations of some very  complicated problems in no or very short time.  Some very important functions performed by MATLAB are given as follows:  • • • • • • • • Matrix computations  Vector Analysis   Differential Equations computations  Integration is possible  Computer language programming  Simulation  Graph Plotation  2‐D & 3‐D Plotting  Benefits:  Some Benefits of MATLAB are given as follows:  • • • • • • • Simple to use  Fast computations are possible  Wide working range  Solution of matrix of any order  Desired operations are performed in matrices  Different Programming languages can be used  Simulation is possible    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .^B  Range Specification:  A:B  Square‐Root:  A sqrt B   Where A & B are any arbitrary integers  Basic Matrix Operations:  This is a demonstration of some aspects of the MATLAB language.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Basic Commands:  Some basic MATLAB commands are given as follows:  Addition:  A B  Subtraction:  A‐B  Multiplication:  A*B  Division:  A/B  Power:  A^B  Power Of each Element individually:  A.   Adding an element to a Vector:  b   a   2  b      3     4     5     6     8     6     5     6     7  Plots and Graphs:  Creating graphs in MATLAB is as  easy as one command.   Notice how MATLAB requires no special handling of vector or matrix math. and store the result in a new  vector. a. Let's plot  the result of our vector addition  with grid lines.  Plot  b   grid on  MATLAB can make other graph types  as well.  bar b   xlabel 'Sample #'   ylabel 'Pounds'     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   a    1 2 3 4 6 4 3 4 5   a      1     2     3     4     6     4     3     4     5  Now let's add 2 to each element of our vector.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Creating a Vector:  Let’s create a simple vector with 9 elements called a. with axis labels.  Here is an example using stars to  mark the points.: 7 8 9   ans        1     2      0       2     5     ‐1       4    10    ‐1       7     8      9  Adding a new Column:  C :.  Creating a matrix:  Creating a matrix is as easy as making a vector. 4 10 ‐1   A         1     2      0       2     5     ‐1       4    10    ‐1    Adding a new Row:  B 4.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . 2 5 ‐1.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    MATLAB can use symbols in plots as well.  A    1 2 0.   B   A'  B         1     2     4       2     5    10       0    ‐1    ‐1  Matrix Multiplication:  Now let's multiply these two matrices together.4 7 8 9   ans        1     2      0   7       2     5     ‐1   8       4    10    ‐1   9  Transpose:  We can easily find the transpose of the matrix A. using semicolons  . MATLAB offers a variety of other symbols and line types.  to  separate the rows of a matrix.   C   A .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Note again that MATLAB doesn't require you to deal with matrices as a  collection of numbers.* B  C         1     4       0       4    25   ‐10       0   ‐10     1  Inverse:  Let's find the inverse of a matrix :  X   inv A   X         5     2    ‐2      ‐2    ‐1     1       0    ‐2     1    And then illustrate the fact that a matrix times its inverse is the identity  matrix. we can multiply the corresponding  elements of two matrices or vectors using the’.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  I   inv A  * A  I         1     0     0       0     1     0       0     0     1  MATLAB has functions for nearly every type of common matrix calculation.   C   A * B  C         5    12    24      12    30    59      24    59   117    Matrix Multiplication by corresponding elements:  Instead of doing a matrix multiply.* ‘operator. MATLAB knows when you are dealing with matrices  and adjusts your calculations accordingly. 7321      0.0000      0.2679  MATLAB has many applications beyond just matrix computation.7321      1.0000    Polynomial coefficients:  The "poly" function generates a vector containing the coefficients of the  characteristic polynomial.  Vector Convolution:  To convolve two vectors :  q   conv  p.   These are actually the eigenvalues of the original matrix.  roots  p   ans        3.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Eigen Values:  There are functions to obtain Eigen values:  eig A   ans        3.  The characteristic polynomial of a matrix A is   p   round poly A   p         1    ‐5     5    ‐1  We can easily find the roots of a polynomial using the roots function.2679      1. p   q         1   ‐10    35   ‐52    35   ‐10     1  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Many of these tools are graphical user interfaces.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Or convolve again and plot the result.  r         1   ‐15    90  ‐278   480  ‐480   278   ‐90    15    ‐1      Matrix Manipulation:  We start by creating a magic square and assigning it to the variable A.    This is the set of tools and facilities that help you use MATLAB functions and  files. q   plot  r . It includes the MATLAB  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  A   magic 3   A         8     1     6       3     5     7       4     9     2    MATLAB IN POWER SYSTEM PROTECTION      The MATLAB System:  The  MATLAB  system  consists  of  five  main  parts:  Development  Environment.  r   conv  p.  and fast Fourier transforms.  and browsers for viewing help.  input/output.  matrix  Eigen  values.  cosine. calling MATLAB as a computational engine.   The MATLAB Application Program Interface  API :     This  is  a  library  that  allows  you  to  write  C  and  FORTRAN  programs  that  interact with MATLAB.  It  includes  high‐level  functions  for  two‐dimensional  and  three‐dimensional  data  visualization.   The MATLAB Language:    This  is  a  high‐level  matrix/array  language  with  control  flow  statements. an editor and debugger.  and  complex  arithmetic.   Graphics:   MATLAB has extensive facilities for displaying vectors and matrices as graphs.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    desktop and Command Window. and the search path.  and  object‐oriented  programming  features. files. the workspace.  sine.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  like  sum.  as  well  as  annotating  and  printing  these  graphs.  Bessel  functions. It also includes low‐ level functions that allow you to fully customize the appearance of graphics as  well  as  to  build  complete  graphical  user  interfaces  on  your  MATLAB  applications. It includes facilities for calling routines from MATLAB  dynamic linking .  functions. animation.  image processing. and presentation graphics.  data  structures.  and  "programming  in  the  large"  to  create  large and complex application programs.   The MATLAB Mathematical Function Library:  This is a vast collection of computational algorithms ranging from elementary  functions. a command history. and for reading  and writing MAT‐files.  to  more  sophisticated  functions  like  matrix  inverse.  It  allows  both  "programming  in  the  small"  to  rapidly  create  quick  and  dirty  throw‐away  programs.  MATLAB  and  the  Bioinformatics  Toolbox  give  scientists  and  engineer  a  set  of  computational  tools  to  solve  problems  and  build  applications  in  drug  discovery. You can use the basic  bioinformatics  functions  provided  with  this  toolbox  to  create  more  complex  algorithms  and  applications.  to  help  you  learn  about  and  use  all  of  its  features.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    MATLAB Documentation:  MATLAB  provides  extensive  documentation.   Working with Matrices:  Generate  matrices.  These  robust  and  well  tested  functions  are  the  functions that you would otherwise have to create yourself. and delete matrix rows and columns. and use the find function.  multivariate  data.  More About Matrices and Arrays:  Use  matrices  for  linear  algebra. genetic engineering.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  in  both  printed  and  online  format.  If  you  are  a  new  user.  Determining  statistical  characteristics  of  data.  Bioinformatics Toolbox:  The  Bioinformatics  Toolbox  extends  MATLAB  to  provide  an  integrated  software environment for genome and proteome analysis.  Reading  and  converting  between  multiple  data  formats.  load  matrices.  work  with  arrays. and logical subscripting.  Connecting  to  Web  accessible  databases.  suppress  output. Together.  Controlling Command Window Input and Output:  Change  output  format.  It  covers  all  the  primary  MATLAB  features  at  a  high  level.  start  with  this  Getting  Started  book.  scalar  expansion. and biological research.  including  many  examples.  MATLAB documentation is also available in printed form and in PDF format.  and  edit  at  the  command line.  enter  long  lines.  create  matrices  from  M‐files  and  concatenation.  The  MATLAB  online  help  provides  task‐oriented  and  reference  information  about  MATLAB  features.     Control System Toolbox:  Building  Models  Describes  how  to  build  linear  models.  See  Data  Visualization.  and  protein  structure  analyses.  The  field  of  bioinformatics  is  rapidly  growing  and  will  become  increasingly  important  as  biology becomes a more analytical science.  Modeling  patterns  in  biological  sequences using Hidden Markov Model  HMM  profiles.  view  the  source  code  for  existing  functions. Reading.  interconnect  models.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  gene  expression  data.  and  how  to  perform  model  order  reduction  on  large  scale  models. This chapter develops a DC motor model from basic laws  of physics. Prototype and develop algorithms Prototype new ideas in  an  open  and  extendable  environment.  a  GUI  that  allows  you to rapidly iterate on compensator designs.  determine  model  characteristics.  Create  stand‐ alone  applications  that  run  separate  from  MATLAB.  phylogenetic  trees.  This  chapter  also  discusses command‐line functions for viewing model responses.  See  Algorithm  Sharing  and Application Deployment.  and  visualizing microarray  data creating and manipulating phylogenetic tree  data  interfacing  with  other  bioinformatics  software.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Manipulating  and  aligning  sequences.  Develop  algorithms  using  efficient  string  processing  and  statistical  functions. See Prototype and Development Environment.  Analyzing  Models  Introduces  the  LTI  Viewer. normalizing.  Share  and  deploy  applications  Use  an  interactive  GUI  builder  to  develop  a  custom  graphical  front  end  for  your  data  analysis  programs.  convert  between  continuous‐  and  discrete‐ time  models.  graphical  users  interface  GUI   that  simplifies  the  task  of  viewing  model  responses.   Designing  Compensators  Introduces  the  SISO  Design  Tool.   Visualize  data  Visualize  sequence  alignments.   The  Bioinformatics  Toolbox  provides  an  open  environment  that  you  can  customize  for  development  and  deployment  of  the  analytical  tools  you  and  scientists will need. and use the code as a template for improving or creating your own  functions.   You  can  perform  a  nonparametric fit using a smoothing spine or various interpellants.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . sums of Gaussians. Standard  linear  least  squares. and so on.  lead  networks.  weighted  least  squares.  Getting  started  with  the  Data  Acquisition  Toolbox  describes  the  toolbox  components.  constrained least squares.  and  workspace variables.  This  chapter  also  discusses  command‐line  functions  for  compensator  design  and  includes  examples  of  LQR and Kalman filter design.  zeros. such as  poles.  nonlinear  least  squares.  Library  equations  include  polynomials.  The toolbox provides you with these main features: Data preprocessing such  as sectioning and  smoothing Parametric and nonparametric data fitting: You  can  perform  a  parametric  fit  using  a  toolbox  library  equation  or  using  a  custom  equation. and robust fitting procedures Fit statistics to assist  you  in  determining  the  goodness  of  fit  Analysis  capabilities  such  as  extrapolation.  rationales.  Data Acquisition Toolbox:     Introduction to Data Acquisition provides you with general information about  making  measurements  with  data  acquisition  hardware.  and  notch  filters. and get command line help.  The  topics  covered  should  help  you  understand  the  specification  sheet  associated  with  your  hardware.  and  shows  you  how  to  access  your  hardware.  binary  files.  differentiation.  examine  your hardware resources.  and  integration  A  graphical  environment  that  allows you to: Explore and analyze data sets and fits visually and numerically  Save  your  work  in  various  formats  including  M‐files.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    You can use this tool to adjust compensator gains and add dynamics.  Curve Fitting Toolbox:  The  Curve  Fitting  Toolbox  is  a  collection  of  graphical  user  interfaces  GUIs   and M‐file functions built on the MATLAB® technical computing environment. Custom equations are equations that  you  define  to  suit  your  specific  curve  fitting  needs.  exponentials. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Database Toolbox:     Overview of how databases connect to MATLAB.  Data feed Toolbox:  This document describes the Data feed Toolbox for MATLAB®.  Filter Design Toolbox:  The  Filter  Design  Toolbox  is  a  collection  of  tools  that  provides  advanced  techniques  for  designing.  including  minimum‐order.  such as the Financial Time Series Toolbox.  set  up  the  data  source  for  ODBC  drivers  or  for  JDBC  drivers.  Starting  the  Database  Toolbox  Start  using  functions  or  the  Visual  Query  Builder  GUI.  the  Filter  Design  Toolbox lets you generate VHDL and Verilog code for fixed‐point filters. databases.  you  can  pass  this  data  to  MATLAB  or  to  another  toolbox. the Visual  Query Builder.  minimum‐ phase. constrained‐ripple.  MATLAB  versions. data types. toolbox functions.  the  Filter  Design  Toolbox  provides  functions  that  simplify  the  design  of  fixed‐point  filters  and  the  analysis  of  quantization  effects. and nonlinear  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . major features of the toolbox.  When  used  with  the  Filter  Design  HDL  Coder. and the expected background for  users  of  this  product.  and  learn  how  to  get  help for the product. drivers.  including  adaptive  filtering and MultiMate filtering. SQL commands.  It  extends  the capabilities of the Signal Processing Toolbox with filter architectures and  design  methods  for  complex  real‐time  DSP  applications.  Key Features:  Advanced  FIR  filter  design  methods. and related products.  simulating.  and  analyzing  digital  filters. Nyquist. half band.  you  can  download  a  wide  variety  of  security  data  from  financial  data  servers  into  your  MATLAB  workspace. The Data feed  Toolbox  effectively  turns  your  MATLAB  workstation  into  a  financial  data  acquisition  terminal.  Then.  System  Requirements  Supported  platforms. Used with  the  Fixed‐Point  Toolbox.  Setting  Up  a  Data  Source  Before  connecting  to  a  database. as well as filters transformations.  Using  the  Data  feed  Toolbox. for further analysis. interpolated FIR.  The  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  and  many  other  types  of  signals.  analysis.  Wavelet Toolbox:  Everywhere  around  us  are  signals  that  can  be  analyzed.  RF Toolbox:  The RF Toolbox enables you to create and combine RF circuits for simulation  in the frequency domain with support for both power and noise.  write.  and  low  pass  to  multiband.  For  example.  human  speech.hnp formats. including LMS‐based. and .  music. Z.  including  design.  frequency‐domain.  Adaptive  filter  design.  Wavelet  analysis  is  a  new and promising set of tools and techniques for analyzing these signals.snp.  and  section  reordering  Round‐off  noise  analysis  for  filters  implemented  in  single‐precision  floating  point  or  fixed point FIR and IIR filter transformations.  Functions  enable  you  to:  Read  and  write RF data in Touchstone® . RLS‐based.  there  are  seismic  tremors. You can read.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    phase  Perfect  reconstruction  and  two‐channel  FIR  filter  bank  design  Advanced  IIR  design  methods.  fast  transversal. Conversion among S. T.ynp.  group‐delay  equalizers.  including  arbitrary  magnitude.  and voltage standing‐wave ratio  VSWR  at the reflection coefficient. and ABCD network  parameters  Plot  your  data  on  X‐Y  plane  and  polar  plane  plots. h.  constrained‐pole  radius.  medical  images. .  notching. as well as the  Math Works . Work Directly  with Network Parameter Data You can work directly with your own network  parameter  data  or  with  data  from  files.AMP format.  scaling.znp. lattice‐based. Y. and implementation.  and  comb  filters  Analysis and implementation of digital filters in single‐precision floating‐point  and  fixed‐point  arithmetic  Support  for  IIR  filters  implemented  in  second‐ order  sections. .  including  cascaded  integrator‐comb  CIC   fixed‐point  MultiMate  filters  VHDL  and  Verilog  code  generation  for  fixed‐point filters.  and  affine  projection  Multi‐rate  filter  design.  low  pass  to  high  pass.  engine  vibrations.  financial  data.  analysis. and visualize RF network parameters. analyze. combine. including low pass to low pass.  as  well  as  Smith® charts Calculate cascaded S‐parameters  and de‐embed S‐parameters  from  a  cascaded  network  Calculate  input  and  output  reflection  coefficients.  peaking.  and  implementation.   using  wavelets  and  wavelet packets within the framework of MATLAB. model it.  so  you  can  change parameters on the fly and immediately see what happens. You can easily build models from scratch.  you  can  move  beyond  idealized  linear  models  to  explore  more  realistic  nonlinear  models. have  different  parts  that  are  sampled  or  updated  at  different  rates.   A goal of Simulink is to give you a sense of the fun of modeling and simulation.  and  analyzing  dynamic systems. or  take  an  existing  model  and  add  to  it.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   It  supports  linear  and  nonlinear  systems.   The  Wavelets  Toolbox  provides  two  categories  of  tools:  Command  line  functions Graphical interactive tools the first category of  tools is made up of  functions.  and  tools  for  statistical  applications.  It  provides  tools  for  the  analysis  and  synthesis  of  signals  and  images.  With  Simulink.  the  flutter  of  an  airplane  wing.  Simulations  are  interactive..   The  MathWorks  provides  several  products  that  are  relevant  to  the  kinds  of  tasks you can perform with the Wavelet Toolbox.e.  modeled  in  continuous  time.  Simulink  encourages you to try things out. i.  air  resistance.  or  the  effect  of  the  monetary supply on the economy. and the other things that describe real‐ world phenomena. Systems can also be MultiMate.  factoring  in  friction. Simulink turns your computer into a lab for modeling and  analyzing  systems  that  simply  wouldn't  be  possible  or  practical  otherwise.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Wavelet Toolbox is a collection of functions built on the MATLAB® Technical  Computing  Environment.  sampled time. or a hybrid of the two.  whether  the  behavior  of  an  automotive  clutch  system.  through an environment that encourages you to pose a question.   Simulink:  Simulink®  is  a  software  package  for  modeling.  the  dynamics  of  a  predator‐prey  model.  simulating. gear slippage. and  see  what  happens. hard stops.    The toolbox provides two categories of tools: Command line functions in the  following categories:   Analog  and  digital  filter  analysis  Digital  filter  implementation  FIR  and  IIR  digital filter design Analog filter design Filter discretization Spectral Windows  Transforms  Cepstral  analysis  Statistical  signal  processing  and  spectral  analysis Parametric modeling Linear Prediction Waveform generation.  Signal Processing Toolbox:  The Signal Processing Toolbox is a collection of tools built on the MATLAB®  numeric computing environment. A suite  of interactive graphical user interfaces for Filter design and  analysis Window  design  and  analysis  Signal  plotting  and  analysis  Spectral  analysis  Filtering  signals  Signal  Processing  Toolbox  Central  Features  The  Signal  Processing  Toolbox functions are algorithms. expressed mostly in M‐files. and automation of generation. transmission.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  parametric  modeling. optimization.  knowledge  of  this  tool  will  serve  you well throughout your professional career.  distribution.  With  thousands  of  engineers  around  the  world  using  it  to  model  and  solve  real  problems. and spectral analysis.   These  toolbox  functions  are  a  specialized  extension  of  the  MATLAB  computational. simulation.  operation.    ETAP is the most comprehensive analysis platform for the design. and industrial power systems.  from  waveform  generation  to  filter  design  and  implementation. control.   The  toolbox  supports  a  wide  range  of  signal  processing  operations. that implement  a variety of signal processing tasks.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Simulink  is  also  practical.   MVAR. kV. MVA. Amp.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Project Toolbar  The Project Toolbar contains icons that allow you to perform shortcuts of  many commonly used functions in PowerStation.    Create  Open    Save    Print    Cut  Copy  Paste  Zoom In  Create a new project file  Open an existing project file  Save the project file  Print the one‐line diagram or U/G raceway system  Cut the selected elements from the one‐line diagram or U/G  raceway system to the Dumpster  Copy the selected elements from the one‐line diagram or U/G  raceway system to the Dumpster  Paste elements from a Dumpster Cell to the one‐line diagram or  U/G raceway   system  Magnify the one‐line diagram or U/G raceway system  Zoom Out  Reduce the one‐line diagram or U/G raceway system  Zoom to Fit Page     Check Continuity  Power Calculator  Re‐size the one‐line diagram to fit the window  Check the system continuity for non‐energized  elements  Activate PowerStation Calculator that relates MW. and PF together with either  kVA or MVA units  Help    Point to a specific area to learn more about PowerStation  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   optimal power flow. edit engineering properties. transient stability. and more. & Paste Elements  Move from Dumpster  Insert OLE Objects  Cut.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Mode Toolbar  ETAP offers a suite of fully integrated software solutions including arc flash. cable ampacity.  This mode provides a wide variety of tasks including:  • • • • • • • • • • • • • • Drag & Drop Elements  Connect Elements  Change IDs  Cut. change system  connections. short circuit. Its modular functionality can be customized to  fit the needs of any company. from small to large power systems. and generate  schedule reports in Crystal Reports formats. save your project. Copy & OLE Objects  Merge PowerStation Project  Hide/Show Groups of Protective Devices  Rotate Elements  Size Elements  Change Symbols  Edit Properties  Run Schedule Report Manager      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .      Edit Mode  Edit mode enables you to build your one‐line diagram. Copy.  load flow. relay coordination.  The Edit Toolbars for both AC  and DC elements will be displayed to the right of the screen when this mode is  active. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Instrumentation Elements:    AC Elements:        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    DC Elements:                       Load Flow Analysis:        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Short Circuit Analysis:      Motor Starting Analysis:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Harmonic Analysis:        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Transient Stability Analysis:      Optimal Power Flow Analysis:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Reliability Assesment Analysis:      DC Load Flow Analysis:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      DC Short Circuit Analysis:      Battery Sizing And Discharge Analysis:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  This software is used to analyze  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . simulation. and industrial power systems.  operation.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL          COMMENTS:  MATLAB is very useful and very easy to use software which is basically used  for the matrices problems but it is also used for many applications like:  • • • • • • • • Matrix computations  Vector Analysis   Differential Equations computations  Integration is possible  Computer language programming  Simulation  Graph Plotation  2‐D & 3‐D Plotting  ETAP is the most comprehensive analysis platform for the design.  distribution. control. optimization. and automation of generation. transmission. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    very large power systems. ETAP is used for the following types of analysis of  any power system:  • • • • • • • • • •                           ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    Battery Sizing And Discharge Analysis  DC Short Circuit Analysis  DC Load Flow Analysis  Reliability Assesment Analysis  Optimal Power Flow Analysis  Transient Stability Analysis  Harmonic Analysis  Motor Starting Analysis  Short Circuit Analysis  Load Flow Analysis  .  only one reclosure is allowed.  EHV SYSTEM:                     In these systems where the damage due to short  circuit may be very  large and the system stability at stake.  Isolation of faulty element                   The ill effects of faults are minimized by quickly isolating the faulty  element from the rest of the healthy system.” These faults due to  insulation flashover are many times temporary.e. thus limiting the disturbance  footprint to as small an area in time and space as possible. The repeated attempts at reclosure. This process of interruption  followed by intentional re‐energization is known as “RECLOSURE”.  FAULTS AND ABNORMAL OPERATING CONDITIONS  Shunt Fault:                  “When the path of the load current is cut short because of breakdown  of insulation.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 02  Introduction to Power System Protection  Protection System  A protection scheme in power system is designed to continuously monitor the  power system to ensure maximum continuity of electrical supply with  minimum damage to life. which is causing the breakdown of insulation. In low  voltage system up to 3 reclosure are attempted. at times. help in burning out  the object. after which the breaker is  locked out. i. by interrupting the electric supply for a sufficient period. then there  arc does not restrike after the supply is restored. The reclosure may  also be done automatically. At times  the short circuit may be total  sometimes called a dead short circuit  or it may  be partial short circuit. if the arc path is allowed to  de‐ionize.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . we say that a ‘short circuit’ has occurred. equipment and property.   A  metallic  fault  presents  a  very  low.  the  fault  resistance  is  nothing  but  the  resistance  of  the  arc  that  is  formed  as  a  result  of  flash  over.  The  resistance  is  highly  non‐ linear  in  nature. Hail.  fault  resistance.  One  such  widely  used  model  is  due  to  Warrington.  practically  zero. The insulation may  fail because of it’s own weakening.  which  gives  the  Arc  Resistance as. A partial short circuit can be modeled as a non‐zero resistance  or  impedance  parallel with the intended path of current. Snow                                                                                                         Chemical pollution  Foreign objects                                                                                                        Other causes  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . or it may fail due to over‐voltage the  weakening of insulation may be due to one or more of following factors.4  Where  • • • • “S”  is the spacing in feet                                                                               “t”  is the time in seconds   “U” is the velocity of air in mph                                                                   “I”  is the fault current in ampere  CAUSES OF SHUNT FAULT:                Shunt fault is basically due to failure of insulation.  Early  researches  have  developed  models  of  arc  resistance.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    METALLIC FAULT:                “A fault which bypasses the entire load current through itself is called a  metallic  fault”.  • • • • • • Ageing                                                                                                                    Temperature  Rain.  ARC RESISTANCE:              Most  of  the  times.  Rarc 8750 S 3ut /I1. u  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  EFFECTS OF SHUNT FAULTS   If the power system just consisted of isolated alternators feeding their own  load.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    The over voltage may be either internal  due to switching  or external  due to  lightening .u  Synchronous impedance Xd    2 p.  Internal voltage I p. then steady state fault currents would not be of much concern.  ISOLATED GENERATOR EXPERINCES A THREE PHASE FAULT                     Consider an isolated turbo alternator with a three‐phase short  circuit on it’s terminals as shown in fig:    Assuming that.  thus building up the value of the fault current to  couple of tens of times to the normal full‐load current. thus the  alternators start swinging with respect to each other. If the swing goes out of  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  • The electric power out put from an alternator near the fault drops  sharply.  • The mechanical power input remains constant at its pre fault value.5 p.u  This current is to small to cause any worry.  OVERHEATING:                 In faulted circuits the over‐current causes the over heating and  attendant danger of fire.u                  Sub‐transient current will     I ”  10  p.1 p.                  Sub‐transient impedance  Xd ”   0.u  FOR INTERCONNECTED POWER SYSTEM                 For these systems all the generators and motors will contribute  towards the fault current. along with the rotor angle ф starts increasing. thus weakening it further.  EFFECT OF FAULT:               As mechanical power input remains constant this causes the alternator  to accelerate.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Steady stat short circuit current   0.  Some important points of inter‐connected power system are:  • The generators in inter connected system must operate in  synchronism at all instants.  However considering. Faults thus cause heavy  current to flow. Transformers are known to have  suffered mechanical damage to the windings due to fault. If these current persists for short duration they can cause  serious damage to the equipment. this over heating also causes the deterioration of the  insulation. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    control alternator will be tripped out.  PHASE FAULT:                The  fault  which  involves  two  or  more  phase  conductors  with  or  without ground is called as phase fault.  Therefore fault need to be isolated and removed as quickly as possible. The fault statistics  is shown in table:  POWER SYSTEM ELEMENT Overhead lines  Underground Cables Transformer  Generator  Switch Gears  PROBABILITY OF FAULT  % 50  09  10  07  12  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . Thus system stability is at sake.  FAULT STATICS WITH REFERENCE TO TYPE OF FAULT  FAULT  L‐G  L‐L  L‐L‐G  L‐L‐L  PROBABILITY OF OCCURANCE 85% 8% 5% 2%   SEVERITY Least      Most  FAULT STATICTICS WITH REFERENCE TO POWER SYSTEM ELEMENTS  Further  the  probability  of  fault  on  different  elements  of  power  system  is  different.  The  transmission  lines  which  are  exposed  to  the  vagaries  of  the  atmosphere are most likely to be subjected to these faults.  CLASSIFICATION OF SHUNT FAULT  PHASE FAULT AND GROUND FAULT   GROUND FAULT:                The fault which involves only one of the phase conductor and ground is  called as ground fault. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    CT. If the fault is a  metallic fault. though not drastically. which is obvious. PT.  a fault is characterized by a build‐up of current. If the source  is ideal. At the same  time there is a fall in voltage throughout the power system.       ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . as seen from the relay location. and to a certain extent. Thus.  collapse of voltage. Normally  the relay is away from the fault location.Relays  12  Phasor Diagram of Voltages and Currents during Various Faults  A fault is accompanied by a build‐up of current. the voltage at the fault location is zero. The voltage at the  terminals of the generator will also drop. there will be no drop in voltage at the generator terminals.  This. The steady‐state fault current in a  single machine power system may even be less than the full‐load current.  relaying is like an insurance against damage due to faults. A typical  relay. and therefore should be quickly  attended to. a single synchronous  alternator does not suffer from the stability problem as faced by a multi‐ machine system. faults are not an everyday occurrence.   Interconnected Power System   An interconnected power system has evolved because it is more reliable than  an isolated power system. therefore.   What are Protective Relays Supposed to Do?  Relays are supposed to detect the fault with the help of current and voltage  and selectively remove only the faulty part from the rest of the system by  operating breakers. spends all of its life monitoring the power system. Further. The requirements imposed on the  protective system are linked to the nature of the power system. Practically most  of the time series fault is converted into shunt fault. there are no longer any isolated power systems  supplying residential or industrial loads. the system may suffer from a blackout  unless there is a standby source of power. when there is a fault and the protective relays  remove the generator from the system. In case of disruption in one part of the system.  Some examples are the magnetizing inrush current of a transformer. Thus.  Abnormal Operating Conditions  The boundary between the normal and faulty conditions is not crisp. but these are not electrical faults either.  Such a fault will. Although. There  are certain operating conditions inherent to the operation of the power  system which is definitely not normal. cause other effects like speeding up of the  generator because of the disturbed balance between the input mechanical  power and the output electrical power.   Evolution of Power Systems  Systems have evolved from isolated generators feeding their own loads to  huge power systems spanning an entire country. the relay has to do with utmost selectivity and  speed. there is  no concentration of generating capacity and secondly. The evolution has  progressed systems to high‐voltage systems and low‐power handling  capacities to high power capacities.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Series Fault  These faults occur simply when the path of current is opened.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . starting  current of an induction motor. In a power system.   Isolated Power System   The protection of an isolated power system is simpler because firstly. we do encounter such situations in  case of emergency diesel generators powering the uninterrupted power  supplies as well as critical auxiliaries in a thermal or nuclear power station. and the conditions during power swing. however.  generators  in hydroelectric power plants.   It can be seen that the EHV lines are the tie lines which interconnect two or  more generators whereas the low voltage lines are radial in nature which  terminate in loads at the remote ends. At the receiving end. gas fired or nuclear power plants . For bulk transmission of power.  An interconnected power system also makes it possible to implement an  economic load dispatch. which is further stepped  down before it reaches the consumers.   There is interconnection at various EHV voltage levels. wind‐powered generators.               ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  voltage levels of the order of 400 kV or higher are used. thus. maintaining continuity of service. Most of the generators  operate at the voltage level of around 20 kV. fuel cells or even  solar‐powered photovoltaic cells.  the voltage is stepped down to the distribution level.   The generators in an interconnected system could be of varied types such as  turbo‐alternators  in coal fired.   Figure shows a simple interconnected power system.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL  power can be fed from alternate paths.  In this state. a relay and its associated circuit  breaker.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . consisting of a CT and a PT. Its state is likely to drift from one state to  the other as shown in the figure. it is said to be operating  in normal state. the frequency is stable around the nominal 50Hz or  60 Hz. Every protection system will have these basic components. It is   Very difficult to maintain stability   Disturbances quickly propagate throughout the system   Possibility of cascade tripping due to loss of stability is always looming  large  • Voltage stability problem  • Harmonic distortion propagate throughout the system   • Possibility of cyber‐attacks   • • • • Various States of Operation of a Power System   A power system is a dynamic entity.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Disadvantages of an Interconnected System   There are other undesirable effects of interconnection.                      When the power system is operating in steady state. therefore. there is enough generation capacity available to  meet the load. This state is also characterized by reactive power balance between  generation and load.  A Protection System and Its Attributes   Following figure shows a protection system for the distance protection of a  transmission line.  The conceptual  diagram of a generalized relay is shown in Figure:                Basic Requirements of a Protection System  Sensitivity   The protective system must be alive to the presence of the smallest fault  current.   Selectivity   In detecting the fault and isolating the faulty element.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . The smaller the fault current it can detect. we can consider the relay as a black‐box having current and  voltage at its input. in the form of the closure of a normally‐ open contact. the protective system  must be very selective. and an output. thus causing minimum disruption to the system. the more sensitive it is. the protective system should zero‐in on the  faulty element and isolate it. This output of the relay is wired in the trip circuit of the  associated circuit breaker s  so as to complete this circuit.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL                      At this stage. Ideally.    • Secondly. Therefore. There are many ways in  which reliability can be built into the system. In general.   • Firstly. The standard secondary current  ratings used in practice are 5 A and 1 A. both in magnitude and in phase angle. Thus.   Reliability and Dependability   A protective system is of no use if it is not reliable. we add features like back‐up protection  to enhance the reliability and dependability of the protective system. the speed of the  protection is very important. there is always some error. it  helps a lot if the entire process of fault detection and removal of the faulty  part is accomplished in as short a time as feasible. Therefore. it isolates the relay circuitry from the high voltage of the EHV  system. the current transformer should faithfully transform the current  without any errors. it is found that simple  systems are more reliable.   A conventional electromagnetic current transformer is shown in Figure. These errors are known as ratio  error and phase angle error. In practice. the larger is the damage to the  system and higher is the possibility that the system will lose stability. These transducers  basically extract the information regarding current and voltage from the  power system under protection and pass it on to the protective relays. This frees the relay designer  from the actual value of primary current.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Speed   The longer the fault persists on the system. it steps down the current to such levels that it can be easily  handled by the relay current coil.   System Transducers  Current transformers and voltage transformers form a very important link  between the power system and the protective system.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   Current Transformer   The current transformer has two jobs to do. The error creeps  in.  Ideally.  This  helps in standardizing the protective relaying equipment irrespective of the  value of the primary EHV adopted.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL                              Voltage Transformer   The voltage transformer steps down the high voltage of the line to a level safe  enough for the relaying system  pressure coil of relay  and personnel to  handle. unlike a CT whose primary is in series with the line.   A PT primary is connected in parallel at the point where a measurement is  desired. The standard secondary voltage on line‐to‐line basis is 110 V.  A conventional electromagnetic VT is shown in Figure:                    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  otherwise there could be some portion which  is left out and remains unprotected.  Without going into the detailed of the differential relaying scheme. When the trip coil is energized.   Zones of Protection  Various zones for a typical power system are shown in Figure.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . The farthest point from the relay location. It can be seen  that the adjacent zones overlap. which is capable of  safely making.  This is depicted in  Figure with the help of a simple relay for the protection of a transformer. The circuit breaker is  operated by the output of its associated relay. we can  make the following statements:       Faults within the zone are termed internal faults whereas the faults outside  the zone are called external faults. which is still inside the zone. External faults are also known as through  faults. its contacts are held closed by the tension of the closing  spring.  is called the reach point. it releases a latch.   Organization of Protection   The protection is organized in a very logical fashion. as well as breaking short‐circuit currents. If there  is any fault within this ring. When the circuit breaker is in  the closed condition. the relays associated with it must trip all the allied  circuit breakers so as to remove the faulty element from the rest of the power  system.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Circuit Breaker   The circuit breaker is an electrically operated switch. The idea is to provide a  ring of security around each and every element of the power system. This 'ring of security' is called zone of protection. causing the stored  energy in the closing spring to bring about a quick opening operation.  it is a normal practice to provide  another zone of protection which should operate and isolate the faulty  element in case of primary protection failure. the operating time of the back‐up protection must be delayed by  an appropriate amount over that of the primary protection. VT or relay. or failure of circuit breaker. the back‐up protection must wait for the primary protection to  operate.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . Thus.  This could be due to failure of CT.  Further. the  operating time of the back‐up protection should be equal to the operating  time of primary protection plus the operating time of the primary circuit  breaker. before issuing the trip command to its associated circuit breakers. One  of the possible causes of the circuit breaker failure is the failure of the trip‐ battery due to inadequate maintenance. We must have a second line of  defense in such a situation. Therefore. In  other words.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL        Primary and back‐up Protection  As already mentioned there are times when the primary protection may fail.  Each apparatus has a unique set of  operating conditions. there is an increase in the probability of  Maloperation. It is said that  with every additional relay used.  Various elements of power system that needs protection  The power system consists of   • • • • • • • • • Alternators  Bus bars  Transformers for transmission and distribution  Transmission lines at various voltage levels from EHV to 11kV cables  Induction and synchronous motors  Reactors   Capacitors  Instrument and protective CTs and PTs  Various control and metering equipment etc   Each of these entities needs protection.  resulting in a longer and unnecessary disruption to the system. This results in operation of both the primary and the back‐up. It can be seen that the back‐up protection in this case  issues trip command to its breaker without waiting for the primary protection  to do its job. We can not use all  protection schemes for every element. Following table shows the protection  schemes used for mentioned elements:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Maloperation  There should be proper coordination between the operating time of primary  and back‐up protection.   Various Principles of Power System Protection  The most basic principles that are used in any protection system are following  • • • • Over current protection  Over voltage protection  Distance protection  Differential protection  Normally used protection schemes for different elements  Protection schemes used for different elements of any power system are  completely dependant upon the nature of that element.  we understand   • • • • • • • • What is a protection system?  Different kinds of faults and their effects  Classification of faults  Abnormal operating conditions  Function of a relay  Types of a power system  Properties of a good protection system  Zones of protection  Indeed these necessary to select protection scheme for any power system  element to understand the basics of fault effects and regarding protection  system. In this  experiment.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ELEMENT  Principle  Primary  protection  Bus bar  Primary  protection  Transformer  Primary  protection  Transmission  Primary  line  protection  Large  Primary  induction  protection  motor  COMMENTS  Alternator  Non‐ Directional Differential  Distance directional  over current over  current yes yes  yes yes  yes  yes yes   yes     yes  yes The knowledge about protection system is of great importance.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   through the interaction of magnetic fields and current‐carrying conductors. while in an induction motor this power is induced in the rotating  device. Many types of  electric motors can be run as generators. henceforth serving the  purpose of producing mechanical energy. The  primary side's current evokes a magnetic field which interacts with the  secondary side's emf to produce a resultant torque.   Traction motors used on vehicles often perform both tasks.   ROTATING TRANSFORMER:  An induction motor is sometimes called a rotating transformer because  the stator  stationary part  is essentially the primary side of  the transformer and the rotor  rotating part  is the secondary side. and vice versa.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . There are several ways to supply power to the rotor. where power is supplied to the rotor by means  of electromagnetic induction.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 03  IMPACT OF INDUCTION MOTOR STARTING ON POWER  SYSTEM  ELECTRIC MOTOR  An electric motor uses electrical energy to produce mechanical energy. is  accomplished by a generator or dynamo.  POWER CONVERSION:  An electric motor converts electrical power to mechanical power in  its rotor  rotating part . producing electrical energy from mechanical energy.  In a DC motor this power is supplied to the armature directly from  a DC source.  The reverse process.  INDUCTION MOTOR  DEFINITION:  An induction motor  or asynchronous motor or squirrel‐cage motor  is a type  of alternating current motor.  wh m hich are fr requently u used in industrial drives. especially poly yphase ind duction  motors.  In nduction m motors are e now the preferred d choice fo or industri ial motors s  due to their rugged c d construction.   Absence of A f brushes  which are e required d in most D DC motors  and thanks  s to o modern power ele ectronics t the ability y to contro ol the spee ed of the  motor.  m     ASAD NA AEEM  2006‐RCET‐E 2 EE‐22    .POW WER SYS STEM PR ROTECTIO ON LAB M MANUAL L      CATIONS:  APPLIC In nduction m motors are e widely u used.  In  1888. Technological development in the field has  improved to where a 100 hp  74. This method is often called "direct on line" and  abbreviated DOL. the most common induction motor is the cage rotor motor. Patent 381.968   where he exposed the theoretical foundations for understanding the way the  motor operates.  AC INDUCTION MOTOR  Where  n   Revolutions per minute  rpm   f   AC power frequency  hertz   p   Number of poles per phase  an even number   Slip is calculated using:    Where “s” is the slip  The rotor speed is:      STARTING OF INDUCTION MOTOR  THREE‐PHASE  Direct‐on‐line starting :  The simplest way to start a three‐phase induction motor is to connect its  terminals to the line.6 kW  motor from 1976 takes the same  volume as a 7. Ferraris published his research in a paper to the Royal Academy of  Sciences in Turin  later.S.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   Currently. in the same year.5 kW  motor did in 1897.5 hp  5.   The induction motor with a cage was invented by Mikhail Dolivo‐ Dobrovolsky about a year later.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    HISTORY:  The induction motor was first realized by Galileo Ferraris in 1885 in Italy. Tesla gained U.  and the rotor current depends  on this emf.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    In an induction motor.       A 3‐phase power supply provides a rotating magnetic field in an induction motor     When the motor is started. a very high current flows through the rotor. This high current can. in the order of 5 to 9 times the full load current. which  causes the primary coil to draw a high current from the mains. the rotor speed is zero. damage the windings. the magnitude of the induced emf in the rotor circuit is  proportional to the stator field and the slip speed  the difference between  synchronous and rotor speeds  of the motor. in addition. The synchronous speed is  constant. As a result.  in some motors.   When an induction motor starts DOL. To avoid such effects. based on the frequency of the supplied AC voltage. several other strategies are  employed for starting motors. and the induced emf in  the rotor is large. other appliances connected to the same line may be affected  by the voltage fluctuation. This  is similar to a transformer with the secondary coil short circuited. because it causes heavy  line voltage drop. the slip ratio is 1. So the slip speed  is equal to the synchronous speed.  STAR‐DELTA STARTERS  An induction motor's windings can be connected to a 3‐phase AC line in two  different ways:  1 Star   Wye   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . a very high current is drawn by the  stator.  then switches to delta when the  motor has reached a set speed.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    2 Delta  Wye  star in Europe . where the windings are connected  between phases of the supply.  Thus variable frequency drives are used for multiple purposes.   A VFD can easily start a motor at a lower frequency than the AC line. which may be a serious issue with pumps or any  devices with significant breakaway torque  Increased complexity.  A delta connection of the machine winding results in a higher voltage at  each winding compared to a wye connection  the factor is  .  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . where the windings are connected from phases of  the supply to the neutral. so that the motor starts with full rated torque  and with no inrush of current.   So running at a lower frequency actually increases torque. which produces  a lower starting current than delta.  Delta  sometimes mesh in Europe . which is  equal to supply frequency for a stationary rotor.   The rotor circuit's impedance increases with slip frequency.   A star‐delta starter initially connects the motor in wye.   DISADVANTAGES:  Disadvantages of this method over DOL starting are:  Lower starting torque. as  well as a lower voltage. as more contactors and some sort of speed switch  or timers are needed  Two shocks to the motor  one for the initial start and another when the  motor switches from wye to delta   VARIABLE FREQUENCY DRIVES  Key information’s are:  Variable‐frequency drives  VFD  can be of considerable use in starting  as well as running motors.    SYNCHRONOUS MOTOR  A synchronous motor always runs at synchronous speed with 0% slip.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    RESISTANCE STARTERS  This method is used with slip ring motors where the rotor poles can be  accessed by way of the slip rings. a function of the current passing through it. During start‐up the resistance is large and  then reduced to zero at full speed. the resistors generate a phase shift in the field resulting in  the magnetic force acting on the rotor having a favorable angle  AUTO‐TRANSFORMER STARTERS  Such starters are called as auto starters or compensators.  gradually reduces as the motor accelerates.  SERIES REACTOR STARTERS  In series reactor starter technology. Another important advantage is the start‐up torque can be  controlled. the  impedance of the reactor. Using brushes. and at 95 % speed the reactors  are bypassed by a suitable bypass method which enables the motor to run at  full voltage and full speed. variable power resistors are  connected in series with the poles. Air core series reactor starters or a series reactor  soft starter is the most common and recommended method for fixed speed  motor starting.  At start‐up the resistance directly reduces the rotor current and so rotor  heating is reduced. consists of an auto‐ transformer. The  speed of a synchronous motor is determined by the following formula:    For example a 6 pole motor operating on 60Hz power would have speed:      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . an impedance in the form of a reactor is  introduced in series with the motor terminals. which as a result reduces the  motor terminal voltage resulting in a reduction of the starting current. As well.  When the power supply is switched on. would have 3 pole pairs. This winding is spatially distributed for poly‐phase AC  current.  which is supplied by a DC source.  The rotor is the rotating portion of the motor.    STARTING OF SYNCHRONOUS MOTOR  Synchronous motors are not self‐starting motors. This armature creates a rotating magnetic field inside the  motor.  Note on the use of p: Some texts refer to number of pole pairs per phase  instead of number of poles per phase. to supply the DC to the field winding. operating  on 60Hz power. On excitation. the armature  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  The slip rings in the rotor. For example a 6 pole motor.   “f”  is the frequency of the AC supply  in Hz    And   “n”  is the number of magnetic poles. it carries field winding. this field winding  behaves as a permanent magnet.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Where  “V” is the speed of the rotor  in rpm . which carries the armature  winding. The equation of synchronous speed  then becomes: n 3            PARTS OF SYNCHRONOUS MOTOR  A synchronous motor is composed of the following parts:  The stator is the outer shell of the motor. This property is due to the  inertia of the rotor.  due to inertia.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Accurate control in speed and position using open loop controls. the field winding is excited. can be obtained by increasing this current  slightly. Also. Once the rotor nears the  synchronous speed.  The field winding is shunted or induction motor like arrangements are  made so that the synchronous motor starts as an induction motor and  locks in to synchronization once it reaches speeds near its synchronous  speed.  Their power factor can be adjusted to unity by using a proper field  current relative to the load. which can help achieve a better power factor correction for the  whole installation. will not follow the revolving magnetic  field.  The following techniques are employed to start a synchronous motor:  A separate motor  called pony motor  is used to drive the rotor before it  locks in into synchronization. the armature  winding creates a rotating magnetic field.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    winding and field windings are excited.  Their construction allows for increased electrical efficiency when a low  speed is required  as in ball mills and similar apparatus . which revolves at the designated  motor speed. The rotor.  They will hold their position when a DC current is applied to both the  stator and the rotor windings. the rotor should be rotated by some other means near to the  motor's synchronous speed to overcome the inertia. provided an adequate field current is  applied. a "capacitive" power factor.  current  phase leads voltage phase .  ADVANTAGES OF SYNCHRONOUS MOTOR  Synchronous motors have the following advantages over non‐synchronous  motors:  Speed is independent of the load. and the motor pulls into  synchronization.  stepper motors. In practice. eg. Instantaneously. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ONE LINE DIAGRAM    POINT UNDER CONSIDERATION  Mtr‐1  Bus‐7  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    LOAD FLOW ANALYSIS DIAGRAM            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    STATIC MOTOR STARTING ANALYSIS DIAGRAM          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    RESPONSE OF DIFFERENT PARAMETERS IN CASE OF STATIC  MOTOR STARTING ANALYSIS  MOTOR REACTIVE POWER DEMAND      MOTOR REAL POWER DEMAND      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      MOTOR TERMINAL VOLTAGE      MOTOR CURRENT      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    DYNAMIC MOTOR STARTING ANALYSIS DIAGRAM          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    RESPONSE OF DIFFERENT PARAMETERS IN CASE OF DYNAMIC  MOTOR STARTING ANALYSIS  MOTOR REACTIVE POWER DEMAND      MOTOR REAL POWER DEMAND      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      ACCELERATION TORQUE      MOTOR TERMINAL VOLTAGE      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      MOTOR CURRENT      MOTOR SLIP      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  In this experiment. it  decreases exponentially  Motor terminal voltage is almost at a constant level  Motor current becomes very high at starting instant to a value of 360KA  and then decrease slowly        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . For this purpose. we investigate the effect of motor starting current on the  power system as motor starting current is many times larger than the normal  current.   In case of static motor starting analysis:  Motor reactive power demand instantaneously increases from 40KVAR  to 80KVAR then attains the previous value which is much lower  Motor real power demand instantaneously increases from 108KW to  160KW then attains the previous value which is much lower  Bus voltage becomes lower at starting instant to a value of 66KV and  then achieves the previous high voltage that is 73KV  Motor terminal voltage suddenly becomes lower at starting instant to a  value of 48KV and then achieves the previous high voltage that is 64KV  Motor current becomes very high at starting instant to a value of 280KA  and then achieves the previous lower current value that is 160KA  In case of dynamic motor starting analysis:  Motor reactive power demand instantaneously increases to 165KVAR  then slowly decreases   Motor real power demand slowly exponentially  increases   Acceleration torque increases exponentially and after some time. we first take the normal load flow analysis report  and then perform motor starting analysis to compare the current value for  both cases.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  • Relays to sense the fault and initiate a trip. protection schemes must apply a very  pragmatic and pessimistic approach to clearing system faults.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 04  SELECTION OF CIRCUIT BREAKER FOR DIFFERENT  BRANCHES OF A GIVEN POWER SYSTEM USING ETAP   INTRODUCTION  POWER SYSTEM PROTECTION  Power system protection is a branch of electrical power engineering that  deals with the protection of electrical power systems from faults through the  isolation of faulted parts from the rest of the electrical network. The objective  of a protection scheme is to keep the power system stable by isolating only the  components that are under fault.  COMPONENTS OF PROTECTION SYSTEM  Protection systems usually comprise five components:  • Current and voltage transformers to step down the high voltages and  currents of the electrical power system to convenient levels for the  relays to deal with. Thus. fuses are capable of both sensing and  disconnecting faults. or disconnection. whilst leaving as much of the network as  possible still in operation. For this reason.  • Circuit breakers to open/close the system based on relay and auto‐ reclosure commands  • Batteries to provide power in case of power disconnection in the  system.  For parts of a distribution system.  the technology and philosophies utilized in protection schemes can often be  old and well‐established because they must be very reliable. order.  • Communication channels to allow analysis of current and voltage at  remote terminals of a line and to allow remote tripping of  equipment.  from  small devices that protect an individual household  appliance up to large switchgear designed to  protect high voltage circuits feeding an entire city. a circuit breaker can be reset  either manually or automatically  to resume  normal operation. Its basic function is to  detect a fault condition and.  OPERATION OF BREAKER  All circuit breakers have common features in their  operation. The trip solenoid that releases the latch  is usually energized by a separate battery.   CIRCUIT BREAKER  A circuit breaker is an automatically‐operated electrical switch designed to  protect an electrical circuit from damage caused  by overload or short circuit.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . by interrupting  continuity. current rating and  type of the circuit breaker. and ensure continued supply of energy. such as insulation failure. and  an internal control power source.  The circuit breaker must detect a fault condition.   Circuit breakers are made in varying sizes. although details vary substantially  depending on the voltage class. incorrect operation of circuit breakers. although some high‐voltage circuit  breakers are self‐contained with current transformers. Unlike a fuse. short circuits and  open circuits. protection relays. which operates once and then  has to be replaced. fallen or broken  transmission lines. Circuit breakers for large currents or high  voltages are usually arranged with pilot devices to sense a fault current and to  operate the trip opening mechanism. to immediately discontinue electrical  flow.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Failures may occur in each part. Protection devices are installed with the aims of protection of  assets.  in low‐voltage circuit breakers this is usually done  within the breaker enclosure.  air. insulating gas. and electric motors to  restore energy to the springs. Different circuit  breakers use vacuum. Service life of the contacts is limited by the erosion  due to interrupting the arc. so that the gap between the  contacts can again withstand the voltage in the circuit. the contacts must again be  closed to restore power to the interrupted circuit. Contacts are made of copper or copper alloys. although some of the energy required may be obtained  from the fault current itself. silver  alloys. and other materials.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  ARC INTERUPTION  Miniature low‐voltage circuit breakers use air alone to extinguish the arc. contacts within the circuit breaker must open to  interrupt the circuit. an arc is generated. once the fault condition has been cleared.  Larger ratings will have metal plates or non‐metallic arc chutes to divide and  cool the arc.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Once a fault is detected. and must also withstand the heat of the arc produced when  interrupting the circuit. but power circuit breakers and  high‐voltage circuit breakers have replaceable contacts. Different techniques are used to extinguish the arc including:  • • • • • Lengthening of the arc  Intensive cooling  in jet chambers   Division into partial arcs  Zero point quenching  Connecting capacitors in parallel with contacts in DC circuits  Finally. Miniature and molded case circuit breakers are  usually discarded when the contacts are worn.  cooled. Small circuit breakers may be manually operated. some mechanically‐stored energy  using something such  as springs or compressed air  contained within the breaker is used to  separate the contacts. or oil as the medium in which the arc  forms. and extinguished in a controlled way. Magnetic blowout coils deflect the arc into the arc chute.  The circuit breaker contacts must carry the load current without excessive  heating. This arc must be contained.  larger units have solenoids to trip the mechanism.  When a current is interrupted.  which would allow the current to  continue. oil circuit breakers rely upon vaporization of some of the oil  to blast a jet of oil through the arc. circuit breakers must incorporate various features to  divide and extinguish the arc.  Gas  usually sulfur hexafluoride  circuit breakers sometimes stretch the arc  using a magnetic field. Therefore. or  alternatively.000 volts. the  escaping of the displaced air thus blowing out the arc.  SHORT CIRCUIT CURRENT  Circuit breakers are rated both by the normal current that are expected to  carry.  Under short‐circuit conditions. so the arc quenches when it is stretched a  very small amount  2–3 mm . the contacts are rapidly swung into a small sealed chamber. a current many times greater than normal can  exist  see maximum prospective short circuit current . there is a tendency for an arc to  form between the opened contacts.  In air‐insulated and miniature breakers an arc chutes structure consisting  often  of metal plates or ceramic ridges cools the arc.  Circuit breakers are usually able to terminate all current very quickly:  typically the arc is extinguished between 30 ms and 150 ms after the  mechanism has been tripped. Larger circuit breakers such as those  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . Vacuum circuit breakers are frequently used  in modern medium‐voltage switchgear to 35. depending upon age and construction of the  device.  Vacuum circuit breakers have minimal arcing  as there is nothing to ionize  other than the contact material . and the maximum short‐circuit current that they can safely interrupt. and magnetic blowout  coils deflect the arc into the arc chute. and then rely upon the dielectric strength of the sulfur‐ hexafluoride  SF6  to quench the stretched arc.  Air circuit breakers may use compressed air to blow out the arc.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    In larger ratings. When electrical  contacts open to interrupt a large current.   Miniature circuit breakers used to protect control circuits or small appliances  may not have sufficient interrupting capacity to use at a panel board. construction type.  LOW‐VOLTAGE CIRCUIT BREAKER  Low voltage  less than 1000 VAC  types are common in domestic.  TYPES OF CIRCUIT BREAKER  Many different classifications of circuit breakers can be made. and  structural features. these  circuit breakers are called "supplemental circuit protectors" to distinguish  them from distribution‐type circuit breakers. an inert gas such as  sulphur hexafluoride or have contacts immersed in oil to suppress the arc. Application of a breaker in a circuit with a prospective short‐circuit  current higher than the breaker's interrupting capacity rating may result in  failure of the breaker to safely interrupt a fault. commercial  and industrial application. Breakers illustrated above are in this  category. Trip current may be  adjustable in larger ratings.  Thermal or thermal‐magnetic operation.  The characteristics of LV circuit breakers are given by international standards  such as IEC 947. interrupting type. These circuit breakers are often installed in draw‐out  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . based on their  features such as voltage class. only to explode when reset. Thermal or  thermal‐magnetic operation.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    used in electrical power distribution may use vacuum. Trip characteristics normally not adjustable. include:  • MCB  Miniature Circuit Breaker —rated current not be more than  100 A.  The maximum short‐circuit current that a breaker can interrupt is determined  by testing.  • MCCB  Molded Case Circuit Breaker —rated current up to 1000 A. In a worst‐case scenario the  breaker may successfully interrupt the fault.  • Low voltage power circuit breakers can be mounted in multi‐tiers in  LV switchboards or switchgear cabinets.  Most breakers are  designed so they can still trip  even if the lever is held or locked  in the "on" position. Actuator mechanism ‐ forces the  contacts together or apart. Actuator lever ‐ used to manually  trip and reset the circuit breaker. Special breakers are  required for direct current because the arc does not have a natural tendency  to go out on each half cycle as for alternating current. Contacts ‐ Allow current when  touching and break the current  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . allowing them to be tripped  opened  and closed under  remote control.  Small circuit breakers are either installed directly in equipment.  Large low‐voltage molded case and power circuit breakers may have electrical  motor operators. The design  includes the following components:  1. These may form part of an automatic transfer switch system  for standby power. for example DC supplied for subway lines. A direct current circuit  breaker will have blow‐out coils which generate a magnetic field that rapidly  stretches the arc when interrupting direct current.  3.  Also indicates the status of the  circuit breaker  On or  Off/tripped .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    enclosures that allow removal and interchange without dismantling the  switchgear.  2.  Low‐voltage circuit breakers are also made for direct‐current  DC   applications.    The 10 ampere DIN rail‐mounted thermal‐magnetic miniature circuit breaker  is the most common style in modern domestic consumer units and  commercial electrical distribution boards throughout Europe. This is  sometimes referred to as "free  trip" or "positive trip" operation. or are  arranged in a breaker panel.  Certain designs utilize  electromagnetic forces in addition to those of the  solenoid. The circuit breaker contacts are held  closed by a latch. The delay  permits brief current surges beyond normal running current for motor  starting.  THERMAL MAGNETIC CIRCUIT BREAKER  Thermal magnetic circuit breakers.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    4. energizing equipment. the speed of the solenoid motion is restricted by the fluid. The core is  restrained by a spring until the current exceeds the breaker rating. During an  overload. As the current in the solenoid  increases beyond the rating of the circuit  breaker. the solenoid's pull releases the latch  which then allows the contacts to open by spring  action.  Solenoid  Arc divider/extinguisher  MAGNETIC CIRCUIT BREAKER  Magnetic circuit breakers use a solenoid  electromagnet  that’s pulling force increases  with the current. Some types of magnetic breakers  incorporate a hydraulic time delay feature using a viscous fluid. 5. 8. which are the type found in most  distribution boards. 6. 7. when moved apart. Short circuit currents provide sufficient  solenoid force to release the latch regardless of core position thus bypassing  the delay feature.  Terminals  Bimetallic strip  Calibration screw ‐ allows the manufacturer to precisely adjust the trip  current of the device after assembly. Ambient temperature affects the time delay but does not  affect the current rating of a magnetic breaker.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . etc. incorporate both techniques with the electromagnet  responding instantaneously to large surges in current  short circuits  and the  bimetallic strip responding to less extreme but longer‐term over‐current  conditions.  To ensure that all live  conductors are interrupted when any pole trips. to be sure that no current can flow back through the neutral wire  from other loads connected to the same network when people need to touch  the wires for maintenance. This  breaker has a 2A rating  When supplying a branch circuit with more than one live conductor. each live  conductor must be protected by a breaker pole. Three‐pole common trip  breakers are typically used to supply three‐phase electric power to large  motors or further distribution boards.  Two and four pole breakers are used when there is a need to disconnect the  neutral wire. because if the neutral gets disconnected while  the live conductor stays connected. Separate circuit breakers must never be used for  disconnecting live and neutral. but wires will stay live  and RCDs will not trip if someone touches the live wire  because RCDs need  power to trip . Two pole common trip breakers are common on  120/240 volt systems where 240 volt loads  including major appliances or  further distribution boards  span the two live wires. This is why only common trip breakers must be used when  switching of the neutral wire is needed.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMON TRIP CIRCUIT BREAKER    Three pole common trip breaker for supplying a three‐phase device. may externally tie the poles together  via their operating handles. or for small breakers. These may either contain two or three tripping mechanisms  within one case. a dangerous condition arises: the circuit  will appear de‐energized  appliances will not work .  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . a "common trip" breaker  must be used.   • Air circuit breaker—rated current up to 10. especially in outdoor switchyards.  • SF6 circuit breakers extinguish the arc in a chamber filled with sulfur  hexafluoride gas. or may be  individual components installed outdoors in a substation. these are also operated  by current sensing protective relays operated through current transformers.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    MEDIUM VOLTAGE CIRCUIT BREAKERS  Medium‐voltage circuit breakers rated between 1 and 72 kV may be  assembled into metal‐enclosed switchgear line ups for indoor use. Medium‐ voltage circuit breakers in switchgear line‐ups are often built with draw‐out  construction. These are generally  applied for voltages up to about 35.000 A. allowing the breaker to be removed without disturbing the  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . which corresponds roughly to the  medium‐voltage range of power systems.  Medium‐voltage circuit breakers may be connected into the circuit by bolted  connections to bus bars or wires. but are now  themselves being replaced by vacuum circuit breakers  up to about 35 kV . Usually electronically controlled. Vacuum circuit breakers tend to  have longer life expectancies between overhaul than do air circuit breakers. Trip  characteristics are often fully adjustable including configurable trip  thresholds and delays.  Medium‐voltage circuit breakers can be classified by the medium used to  extinguish the arc:  • Vacuum circuit breaker  With rated current up to 3000 A. Often used for main power distribution in large industrial plant.  Like the high voltage circuit breakers described below.  where the breakers are arranged in draw‐out enclosures for ease of  maintenance. these breakers interrupt the current by  creating and extinguishing the arc in a vacuum container. Medium‐voltage circuit breakers nearly always use separate  current sensors and protection relays. instead of relying on built‐in thermal or  magnetic over‐current sensors.  The characteristics of MV breakers are given by international standards such  as IEC 62271. Air‐break circuit  breakers replaced oil‐filled units for indoor applications.000 V. though some  models are microprocessor controlled via an integral electronic trip  unit.  protecting  equipment and busses from various types of overload or ground/earth fault.5 kV or higher.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    power circuit connections. In  substations the protection relay scheme can be complex. Toshiba. Končar HVS.  Due to environmental and cost concerns over insulating oil spills. GE  General Electric  . using a motor‐operated or hand‐cranked  mechanism to separate the breaker from its enclosure. or dead tank with the  enclosure at earth potential. Siemens . most new  breakers use SF6 gas to quench the arc. AREVA. with current  sensing protective relays operated through current transformers.  Circuit breakers can be classified as live tank.  High‐voltage circuit breakers used on transmission systems may be arranged  to allow a single pole of a three‐phase line to trip. where the enclosure that  contains the breaking mechanism is at line potential.  Mitsubishi‐Electric. for some classes of faults this improves the system stability and  availability. instead of tripping all three  poles. according to a  recent definition by the International Electro‐technical Commission  IEC .  • • • • • Bulk oil  Minimum oil  Air blast  Vacuum  SF6  Some of the manufacturers are ABB. The definition of high voltage varies but in power  transmission work is usually thought to be 72.  High‐voltage breakers are broadly classified by the medium used to extinguish  the arc.  High‐voltage breakers are nearly always solenoid‐operated.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  HIGH VOLTAGE CIRCUIT BREAKERS  Electrical power transmission networks are protected and controlled by high‐ voltage breakers.  BHEL and others. High‐voltage AC circuit breakers are routinely  available with ratings up to 765 kV. Pennsylvania Breaker. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ONE LINE DIAGRAM    FAULTED POINTS  • BUS‐7  • BUS‐13  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    LOAD FLOW ANALYSIS DIAGRAM        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . 2KA 15KA Breaker  Interrupting  Current  0.5KA  0.1KA  0.1KA  Breaker  State OPEN CLOSED OPEN CLOSED CLOSED ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SHORT CIRCUIT ANALYSIS DIAGRAM    BREAKERS OPERATED  • CB‐1  • CB‐3  BREAKERS DATA  Breaker ID  Before BUS  CB‐1  CB‐2  CB‐3  CB‐5  CB‐6  BUS‐7  BUS‐6  BUS‐13  BUS‐17  BUS‐6  Normal  Current Amp 249 19 9 243 19 Short  Circuit  Current 1.1KA  0.5KA  0.   In this experiment.  After connecting the circuit breaker.5KAmpere for CB‐1 and 0. we have selected interrupting breaker current as  0. we again perform the short circuit  analysis and observe that the breaker connected to faulty bus is operated and  faulty system is isolated.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . we connect a circuit  breaker of suitable operating value of current at which circuit breaker will  operate.  Normal current flowing through BUS‐7 is 246Ampere while through BUS‐13 is  9Amperes. Keeping in mind this fact.  Fault current obtained from short circuit analysis is 1.3KAmpere that is many  times larger than the normal operating current  As fault current is greater in magnitude at the fault occurrence event and  reduces up to some extent.  After that we perform the short circuit analysis to check that how much  current can flow in case of fault.1KAmpere for CB‐3 that can be varied to any  required value of current.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ALERT DIAGRAM    COMMENTS:  We find the normal current flowing through BUS‐7 for which we have to  design a circuit breaker.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . but a fact of life. These causes may include direct contact with power/lightning  circuits.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 05 Transient stability analysis of a given power system using  ETAP  Transients in Electrical power system  Lightning has long fascinated the technical community. Here I will elaborate on why. that computers. In fact. the effects of surges due to these other sources  are no different than those due to lightning. Such power  surges and spikes are most often caused by lightning strikes.  It is unfortunate. The  essential point to remember is. electrostatic discharges  from a person can produce peak Voltages up to 15 kV with currents of tens of  Amperes in less than 10 microseconds.  A manufacturing environment is particularly susceptible to such surges  because of the presence of motors and other high voltage equipment. Ben Franklin studied  lightning's electrical nature over two centuries ago and Charles R Steinmetz  generated artificial lightning in his General Electric laboratory in the 1920's.  When a lightning‐induced power surge is coupled into your computer  equipment any one of a number of harmful events may occur. miss‐wired  systems and even human equipment users who have accumulated large static  electricity charge build‐ups on their clothing.  As someone concerned with premises data communications you need to  worry about lightning. protection from one will  also protect from the other. I'll then discuss how to get protection from it. computer related products  and process control equipment found in premises data communications  environments can be damaged by high‐voltage surges and spikes. high energy transients  coupled into equipment from cables in close proximity. potential differences  between grounds to which different equipment’s are connected. Hence. However. there  are occasions when the surges and spikes result from any one of a variety of  other causes. static buildup on cables and components. where and when you  should worry about lightning. " Computer equipment having a hard failure  will no longer function at all. the user.  These are called "hard failures. It must be repaired with the resulting expense of  "downtime" or the expense of a standby unit to take its place. Specifically. To you.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Semiconductors are prevalent in such equipment. Furthermore. In a few cases. such behavior will be viewed as  the "disk crashing. A lightning induced surge  will almost always surpass the voltage rating of these devices causing them to  fail. a lightning‐derived surge may destroy the printed traces  in the printed circuit boards of the computer equipment also resulting in hard  failures."  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . lightning can cause a current surge and a  resultant induced magnetic field.  LIGHTENING SURGES:  In several instances.  Along with the voltage source. lightning induced surges usually alter the electrical  characteristics of semiconductor devices so that they no longer function  effectively. the aberrant magnetic field may energize the disk head  when it should be quiescent. If the computer contains a magnetic disk  then this interfering magnetic field might overwrite and destroy data stored in  the disk. a surge may destroy the semiconductor device.  it is not uncommon to find computer equipment being fed by buried  cable. they are "silent killers. True. The same aberrant  magnetic fields which cause disk crashes may activate relays when they  shouldn't be activated. such induced surges are analogous to chronic high blood pressure in  a person. causing unpredictable.  In a way. direct lightning strikes on exposed. long  cable runs are often found connecting sensors. a lightning strike. These  cables are particularly vulnerable to induced surges. In this environment. can  induce voltage/current surges which travel through the ground and induce  surges along the cable. there is the effect of lightning on program logic controllers  PLCS   which are found in the manufacturing environment. Many of these PLCs use  programs stored in ROMS. even several miles away.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Some computer equipment may have magnetic relays. operational life is a drawback.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . MOVs  protection characteristic decays and fails completely when subjected to  prolong over voltages.   However. PLCs and computers. unacceptable performance.  LIGHTENING ARRESTORS:  Metal oxide varistors  MOVS  provide an improvement over the response  time problem of gas tubes.  people may never.  So these are some of the unhappy things which happen when a computer  experiences lightning. But." In the manufacturing environment. The equipment  user is undoubtedly aware of these failures but usually does not relate them to  the occurrence of lightning during thunderstorm activity since the user does  not experience a direct strike.  Finally.   This is a typical reaction and unfortunately it is based on ignorance. experience. A lightning‐induced surge can alter the contents of  the ROM causing aberrant operation by the PLC.  in‐building cable feeding into their equipment. or rarely. ultimately causing equipment failure.  depending upon the principal  threat being protected against. silicon avalanche  diodes do provide the fastest response  time. This 18 Volt level is then resistively coupled to the MOV which clamps  to 27 Volts. This  may be awkward.  As a consequence. The MOV is additional protection if the avalanche diode capability  is exceeded. now of reduced amplitude.  the protection device selected should be robust. This indicates triple stage protection and incorporates gas tubes. The gas tube dumps extremely high  amounts of surge energy directly to earth ground.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Silicon avalanche diodes have proven to  be the most effective means of protecting  computer equipment against over  voltage transients. MOVs  and silicon avalanche diodes as well as various coupling components and a  good ground.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . the surge rises  very rapidly and the gas tube needs several microseconds to fire. While  they can not deal with the surge peaks  that gas tubes can. high current and  transient surges without failure. The best earth ground is undoubtedly a cold water pipe. Silicon avalanche  diodes are able to withstand thousands  of high voltage.  along the line until it reaches a gas tube. Thus. Ideally. since the threat is  never really known in advance.   As previously mentioned. using all three basic circuit  breaker elements.   With the architecture shown in Figure 20 a lightning strike surge will travel. the connection to earth ground can not be over  emphasized.500 Watts while limiting the voltage to 18 Volts for EIA‐232  circuits. For a  90 Volt gas tube. devices  can be found employing gas tubes.  MOVS. is impressed on the  avalanche diode which responds in about one nanosecond or less and can  dissipate 1. thereby maximizing the effect of the gas tube. However. a delay element is used to slow the propagation of the  leading edge wave front. or silicon avalanche diodes. the rapid rise of the surge will result in its firing at about 650  Volts. The architecture of such as device is illustrated in Figure  20. The delayed surge pulse.  users can determine the system transient behavior. find protective device settings.  TRANSIENT STABILITY ANALYSIS IN ETAP  The PowerStation Transient Stability Analysis program is designed to  investigate the stability limits of a power system before. other pipes and building power grounds can also be used. implements the user‐defined events and actions. The Required Data section is a very good reference  for you to check if you have prepared all necessary data for transient stability  calculations.  From these  responses. to define  parameters for a study case. etc. which are  very helpful for users who do not have extensive experience on running  transient stability studies. The program models dynamic characteristics  of a power system.   The Output Reports section explains and demonstrates the format and  organization of the transient stability text reports. to  select plot/tabulation devices. While  cold water pipes are good candidates you should even be careful here. during and after  system changes or disturbances. to create a sequence of switching events and  disturbances.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    However. A  plumber may replace sections of corroded metal pipe with plastic. to globally define machine dynamical modeling method. This would  render the pipe useless as a ground. and view plots. solves the  system network equation and machine differential equations interactively to  find out system and machine responses in time domain.    The Display Options section explains what options are available for displaying  some key system parameters and the output results on the one‐line diagram. The Transient Stability  Toolbar section explains how you can launch a transient stability calculation.  open and view an output report. The One‐Line Diagram  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . and apply the necessary remedy  or enhancement to improve the system stability.    The Calculation Methods section provides some theoretical backgrounds and  quick reference for the fundamentals on transient stability study.  The  Study Case Editor section explains how to create a new study case. select display options.  and how to set them. make stability  assessment.  as well as in the plot file.   Run Transient Stability  Select a study case from the Study Case Toolbar. The Plots section explains what plots for transient  stability are available and how to select and view them.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  TRANSIENT STABILITY TOOLBAR    The Transient Stability Toolbar will appear on the screen when you are in the  Transient Stability Study mode.  Then click on the Run  Transient Stability button to perform a transient stability study.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Displayed Results section explains the available one‐line displaying results  and provides one example.  A dialog box  will appear to ask you to specify the output report name if the output file  name is set to Prompt.  The transient stability study results will appear on the  one‐line diagram and stored in the output report.  Also to edit the one‐line  diagram display for transient stability calculation results.  Transient stability analysis reports are current provided in  ASCII formats only. which can be accessed from the Report Manager.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Display Options  Click the Display Options button to customize the one‐line diagram annotation  options under the transient stability study mode.   Report Manager  Click on Report Manager Button to select a format and view transient stability  output report.          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  For more  information see plotting section.  The  transient stability plot files have the following extension: . The plot file name is displayed on the Study Case Toolbar.        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Transient Stability Plots  Click on the Transient Stability Plots button to select and plot the curves of the  last plot file.tsp.   This model is adapted from the latest  IEEE Standard 1110 “IEEE Guide for Synchronous Generator Modeling  Practices in Stability Analyses.       Turbine ‐ Governor Models  Practically any type of turbine‐governor model in PowerStation can be used in  the generator start‐up study. the following synchronous  generator model needs to be selected.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . provided there are no other special control  functions required.”  It has one damping winding on each of the  direct and quadratic axis.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Starting Generator Data  To perform a generator start‐up analysis. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      ONE LINE DIAGRAM:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  this dip in voltage then gets higher  value after dipping and as long as transients exists it shows some fluctuations  and get stable value when transients get eliminated.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    WAVEFORMS FOR GENERATOR    Generator Exciter Current    Generator Exciter Voltage          Explanation    As it is clear from graph that as transients occur in system there is a sudden  dip in generator excitation voltage at start.             ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . there  is  slight  dip  and  then  alternation  in  the  power  values  due  to  alternation  in  voltage values due to transients. and as transients are being controlled we get  stable value of electrical power as obvious from graph.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Generator Electrical power      Explanation  The effect of transients on generator electrical power is shown in figure.    Generator Mechanical Power      Explanation   The same is the case with mechanical power as was with electrical power. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Generator Frequency        Generator Rotor Angle:          Explanation  As  graph  shows  that  there  is  vibration  occurance  in  rotor  of  a  generator  at  start due to transient.        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .but as soon as value or effect of transient becomes small  the  rotor  angle  degree  slows  down  or  it  advances  towards  stable  value  in  synchronous with other generators of the system.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .    Bus Voltages    BUS WAVEFORMS      Explanation     The machine current graph shows that the value of current increases sharply  at start unlike machine voltage and then it gradually have decline in sinusoidal  magnitude  variation  of  current  and  finally  levels  off  to  the  original  value  as  clear  from  graph.where  it  is  quite  clear  that  there  is  sudden  almost  steep  increment  in  the  current  magnitude  of  generator.and  then  it  becomes  less  than  original  value and then again comes to the same original current level.  As  concerned  to  bus  voltage.  it  is  obvious  from  graph  that  the bus voltage dips to zero and remain at zero as shown in circuit graph.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Generator Terminal Current:    Explaination :    The  effect  of  transients  on  generator  terminal  current  is  clear  from  the  graph.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22      .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Bus Voltage Angle        Electrical Power    SYNCHRONOUS MOTOR WAVEFORMS      Explanation    The  electric  power  of  synchronous  motor  after  a  slight  increment  decreases  and  then  there  is  a  dip  in  value  which  then  again  increases  and  after  that  it  changed  sinusoidaly  but  gradually  decreasing  value  and  at  last  becomes  stable. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Mechanical power    Machine Frequency      Rotor Angle        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .     Machine Current        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22      .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Machine Connected Voltage        Explanation   It  is  clear  from  graph  that  machine  connected  voltage  decreases  rapidly  as  shown  by  graph  and  then  it  got  much  value  to  become  equal  to  the  original  value. but that value slightly increases in magnitude as time proceed as shown  in graph.  However both  these cause the system voltage to rise to a dangerous value limits.  the bus bar voltage instantly drop to zero as shown in graph.  The rotor of the generator starts vibrating and is not more synchronized with  the system this could lead to more severe vibrations and may lead to more  rotors to vibrate. But  remain constant for most of the time. As concerned to the frequency it just fluctuates  in its original value by just a smaller magnitude which almost negligible. that power  failure may occur due to component failure.                      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  The internal occur due to switching out inductive load or switching in  capacitive load in the system.  However after the transients the rotor is brought to the same rotor angle in  order to synchronize with the system.  Thus transient either internal or external are very harmful for our system and  they must be diminished as soon as possible by proper grounding and other  safety measurements.   The synchronous motor current increases while voltage decreases rapidly for  small time and then levels off. that must  be avoided. to avoid any unwanted situation in the  power system. Because capacitor provide var’s to our system. This is very dangerous situation for the health of our system. Transients are of two types.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  Transients are very fast increase in voltage value that exists for a very short  interval of time but can damage the system to such an extent.  external due to cloud discharging and internal due to switching.  Due to transient’s some values relating to voltage and current parameters of  different components have different effects. The excitation voltage of the  generator decreases while excitation current decreases.  As bus bar is a protecting device so whenever a transient occurs in the system.   and  line‐to‐ground  fault  currents  from  the  bus  or  connected  transmission  lines  all  cause  potential  differences  between  grounded  points  in  the  substation  and  remote  earth.  Provide means to carry and dissipate electric currents into earth under  normal  and  fault  conditions  without  exceeding  any  operating  and  equipment limits or adversely affecting continuity of service.  large  potential  differences  can  exist  between  different points within the substation itself.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .    Without  a  properly  designed  grounding  system.  connecting  cables  from  the  buried  grounding  grid  to  metallic  parts  of  structures and equipment.  Currents  flowing  into  the  grounding grid from lightning arrester operations.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 06 Introduction to Ground Grid Modeling in ETAP  GROUND GRID  An effective substation grounding system typically consists of  driven ground  rods.  The  touch  and  step  voltages  produced  in  a  fault  condition  have  to  be  at  safe  values.  OBJECTIVES OF GROUNDING  An effective grounding system has the following objectives:  Ensure such a degree of human safety that a person working or walking  in  the  vicinity  of  grounded  facilities  is  not  exposed  to  the  danger  of  a  critical  electric  shock. connections to grounded system neutrals. impulse or switching surge  flashover  of  insulators. and the  ground  surface  insulating  covering  material.  A  safe  value  is  one  that  will  not  produce enough current within a body to cause ventricular fibrillation.  buried  interconnecting  grounding  cables  or  grid.  which  reduces  damage  to  equipment and cable.  equipment  ground  mats. it is  current  flowing  through  the  grounding  grid  from  line‐to‐ground  faults  that  constitutes the main threat to personnel.  Provide grounding for lightning impulses and the surges occurring from  the  switching  of  substation  equipment.  Under normal circumstances.   particularly at minimum fault. the actual fault current can be broken into two parts:  Symmetrical alternating component and   Unidirectional  dc  component   The  unidirectional  component  can  be  of  either  polarity.  Ground Fault Current  It  is  the  current  flowing  into  or  out  of  the  earth  or  an  equivalent  conductive  path during a fault condition involving ground.   Mathematically.  Mesh Voltage  It is the maximum touch voltage within a mesh of a ground grid.  but  will  not  change  polarity and will decrease at some predetermined rate.  The  GPR  is  equal to the product of the earth current and the equivalent impedance of the  grounding system.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Provide  a  low  resistance  for  the  protective  relays  to  see  and  clear  ground  faults.  IMPORTANT DEFINITIONS  DC Offset  Difference  between  the  symmetrical  current  wave  and  the  actual  current  wave  during  a  power  system  transient  condition  is  called  DC‐offset.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  which  improves  protective  equipment  performance.  Ground Potential Rise  GPR   The  maximum  voltage  that  a  ground  grid  may  attain  relative  to  a  distant  grounding  point  assumed  to  be  at  the  potential  of  remote  earth.  Earth Current  It is the current that circulates between the grounding system and the ground  fault current source that uses the earth as the return path.   This  results  in  the  lowest  possible  grid  resistance  and  protects persons outside the fence from possibly hazardous touch voltages.  In general.  All  of  the  available  area  should  be  used  since  this  variable  has  the  greatest  effect in lowering the grid resistance.  Measures such as adding additional grid  conductor  are  expensive  and  do  not  reduce  the  grid  resistance  to  the  extent  that increasing the area does.  Touch Voltage  It is the potential difference between the ground potential rise and the surface  potential  at  the  point  where  a  person  is  standing  while  at  the  same  time  having his hands in contact with a grounded structure.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  AREA OF THE GROUND GRID  The area of the ground grid should be as large as possible.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Soil Resistivity  It  is  the  electrical  characteristic  of  the  soil  with  respect  to  conductivity.  The  value is typically given in ohm‐meters. preferably covering  the entire substation site.  Transferred Voltage  It is a special case of the touch voltage where a voltage is transferred into or  out of the substation from or to a remote point external to the substation site.  Step Voltage  The  difference  in  surface  potential  experienced  by  a  person  bridging  a  distance  of  1  meter  with  his  feet  without  contacting  any  other  grounded  object. the outer grid conductors should be placed on the boundary of the  substation site with the substation fence placed a minimum of 3 feet inside the  outer  conductors. It  is  therefore  imperative  that  the  fence  and  the  ground  grid  layout  be  coordinated early in the design process.   The designer of the substation grounding system  is  interested  primarily  in  the  maximum  amount  of  fault  current  expected  to  flow  through  the  substation  grid.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    The  simplified  design  equations  require  square.    A  square.    For  irregular  sites.  the  flow  of  ground current in both magnitude and direction depends on the impedances  of  the  various  possible  paths.  This  will  take  advantage  of  the  entire  site  area  available  and  will  result  in  a  more conservative design.  T‐shaped.  or  L‐shaped  grids.  GROUND FAULT CURRENTS  When  a  substation  bus  or  transmission  line  is  faulted  to  ground.  T‐shaped.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  rectangular.  rectangular.  once  the  design  has  been  completed. along  connected overhead ground wires.    For  preliminary  design  purposes.  The worst case  for fault current flow between the substation grounding grid and surrounding  earth in terms of effect on substation safety has to be determined.  especially  that  portion  from  or  to  remote  earth.  triangular. or along a combination of all these paths.  on  a  layout  drawing  of  the  substation  site.  triangular.  T‐ shaped.  draw  in  the  largest  square.  or  L‐shaped  grids  that  will  fit  within  the  site.  rectangular.   Figure illustrates a case governing ground fault current flow.    The  flow  may  be  between  portions  of  a  substation ground grid.  additional conductors will be run along the perimeter of the site that were not  included in the original grid design and connected to the grid.  triangular. between the ground grid and surrounding earth.  The  relay  engineer  is  interested  in  the  current  magnitudes  for  all  system  conditions  and  fault  locations  so  that  protective  relays  can  be  applied  and  coordinating settings made.  or  L‐ shaped grid site generally requires no additional conductors once the design  is  complete.    These  represent the outer grid conductors and will define the area of the grid to be  used  in  the  calculations. during the service lifetime of the installed design.  calculate the maximum Io for a single‐phase‐to‐ ground  fault  for  both  the  present  station  configuration  and  the  ultimate  station configuration. Sf  Where:  Io   Symmetrical rms value of Zero Sequence fault current in amperes  For transmission substations. the  symmetrical grid current can be expressed by:  Ig    3Io . Sf  Where:  Ig   rms symmetrical grid current in amperes  If   rms symmetrical ground fault current in amperes  Sf   Fault current division factor  For the assumption of a sustained flow of the initial ground fault current.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      The maximum symmetrical rms fault current at the instant of fault initiation is  usually obtained from a network analyzer study or by direct computation.  Use  the largest of these fault current values.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .    Symmetrical Grid Current  That portion of the symmetrical ground fault current that flows between the  grounding grid and surrounding earth may be expressed by:  Ig   If .  Obtain values for all voltage levels in the station. 1 x For distribution  stations.  For  an  extremely  conservative  design.1 x Io .   Determine the Split Factor.  since  the  fault  current  at  distribution  stations  will  not  increase  significantly  over  the  life  of  the  station  as  a  result  of  the  high  impedance  of  the  34  and  69  kV  feeders. neutrals.1 x For distribution stations. since the fault  current  at  distribution  stations  will  not  increase  significantly  over  the  life  of  the station as a result of the high impedance of the 34 and 69 kV feeders.  the  interrupting  rating  of  the  equipment  can  be  used  for  Io.  This  value  may  be  as  high  as  ten  times  the  ultimate single‐phase‐to‐ground fault current.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    For  distribution  stations.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . the future fault current can be modeled using a suitable  growth factor  suggest value of 1. the  future  fault  current  can  be  modeled  using  a  suitable  growth  factor  suggest  value of 1.  Some of the parameters that affect the  fault current paths are:  Location of the fault  Magnitude of substation ground grid impedance  Buried  pipes  and  cables  in  the  vicinity  of  or  directly  connected  to  the  substation ground system  Overhead ground wires.  since  the  fault  current  at  distribution  stations  will  not  increase  significantly over the life of the station as a result of the high impedance of the  34 and 69 kV feeders. Sf  The  split  factor  is  used  to  take  into  account  the  fact  that  not  all  the  fault  current uses the earth as a return path. Use of such a large safety factor  in  the  initial  design  may  make  it  difficult  to  design  the  grid  to  meet  the  tolerable touch and step voltage criteria by any means. Substation Maximum Earth Current Computation.  the  future  fault  current  can  be  modeled using a suitable growth factor  suggest value of 1. or other ground return paths  The  most  accurate  method  for  determining  the  percentage  of  the  total  fault  current that flows into the earth is to use a computer program such as EPRI’s  SMECC.   The current that is injected into the earth during a fault results in a ground  potential rise. Df  The decrement factor accounts for the asymmetrical fault current wave shape  during the early cycles of a fault as a result of the dc current offset.  50.  50. the fault current will use the earth as a partial return  path to the system neutral. 0 percent local fault current contribution  25. it is assumed that the ac component does not decay  with time but remains at its initial value.  Two types of graphs will be presented:  100 percent remote.  transient.  and  steady‐state  ac  components.  The decrement factor can be calculated using:    Where:  tf   Time duration of fault in seconds  Ta   X/  wR    the dc offset time constant in seconds  Maximum Grid Current  During a system fault.  which  corresponds  to  75.  the  asymmetrical  fault  current  includes  the  sub‐transient.    However. the graphical method will be used.  each  having  a  different  attenuation  rate.  In general.  in  typical  applications of this guide.  Typically.    Both  the  sub‐transient  and  transient  ac  components  and  the  dc  offset  decay  exponentially. only a fraction of the total fault current flows from  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    For the purposes of this Bulletin.  and  the  dc  offset  current  component.  and  25  percent remote fault current contribution  The Decrement Factor.  and  75  percent  local.   Faults occurring within the substation generally do not produce the worst  earth currents since there are direct conductive paths that the fault current  can follow to reach the system neutral  assuming the substation has a  grounded‐wye transformer .  This is due to the transfer of current  onto metallic paths such as overhead static shields. found for t. and the dc offset current component and can be  defined as shown:    Where:  IF   Effective asymmetrical fault current in amperes  If    rms symmetrical ground fault current in amperes  Df   Decrement factor   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . and  steady‐state ac components.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    the grounding system into the earth.  The faults that produce the largest ground  currents are usually line‐to‐ground faults occurring at some distance away  from the substation. water pipelines. etc.  The maximum grid current is the current that flows through the grid to  remote earth and is calculated by:  Where:    IG  Maximum grid current in amperes  Df  Decrement factor for the entire duration of fault t . given in  seconds  Ig   rms symmetrical grid current in amperes   Asymmetrical Fault Current  The asymmetrical fault current includes the sub‐transient. transient.  and lower  layers of soil.  GROUND GRID MODELING IN ETAP  The Ground Grid Systems program calculates the following:   The Maximum Allowable Current for specified conductors.  calculated Step and Mesh potentials  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    Graphic profiles for the absolute Step and Touch voltages.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    The dc offset in the fault current will cause the conductor to reach a higher  temperature for the same fault conditions  fault current duration and  magnitude . as well as the  tables of the voltages at various locations  Finite Element Method   The optimum number of parallel ground conductors and rods for a  rectangular/triangular/L‐shaped/T‐shaped ground grid.  In addition.  The 3D View is used for the three‐dimensional display of the  ground grid. Soil View. dc offset could result in mechanical forces  and absorbed energy being almost four times the value of an equivalent  symmetric current case.  Warnings  are issued if the specified conductor is rated lower than the fault current  level  The Step and Touch potentials for any rectangular/triangular/L‐ shaped/T‐shaped configuration of a ground grid. with or without  ground rods  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    The tolerable Step and Mesh potentials and compares them with actual.  Design optimizations are performed using a relative cost  effectiveness method  based on the IEEE Std 80 and IEEE Std 665   The Ground Resistance and Ground Potential rise  GPR   Ground Grid Systems Presentation   The GGS presentation is composed of the Top View. if present.   The Top View is used to edit the ground conductors/rods of a ground grid.   The Soil View is used to edit the soil properties of the surface. The cost of  conductors/rods and the safety of personnel in the vicinity of the  substation/generating station during a ground fault are both  considered.  The 3D View also allows the display of the ground grid to rotate. and 3D View.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . top.   and drop the GGS symbol anywhere on the One‐Line Diagram. a ground grid must first be added to the One‐ Line Diagram.    Right‐click on any location inside the ground grid box.  Click on the Ground Grid component located on the AC toolbar.   This concept is different from the multi‐presentation approach of the One‐ Line Diagram. grid styles.  The GGS presentation allows for graphical  arrangement of the conductors and rods that represent the ground grid.  The Grid Editor Dialog box is used to specify grid  information. where all presentations have the same elements.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . equipment information.  There is no  limit to the number of GGS presentations that can be created. and to view calculation  results. and select Properties  to bring up the Grid Editor.    Each GGS presentation is a different and independent ground grid system.  Create a New Ground Grid Presentation   To create a GGS presentation.  Click on the Grid Presentation button to bring up a GGS presentation.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    offering views from various angles. and  to provide a physical environment to conduct ground grid design studies. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Double‐clicking on the ground grid box located on the One‐Line Diagram will  bring up the Ground‐Grid Project Information dialog box.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .    After selecting the IEEE or FEM Study Model. the Ground Grid Systems  graphical user interface window will be displayed.  Below is a GGS  presentation of a ground grid for the FEM Study Model case. used to select an  IEEE or FEM ‐ Finite Element Method Study Model.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . or to  move an element placed in the Top View of the GGS presentation.  For more information on conductors see the  Conductor/Rod Editor section  for FEM .   Conductor   Click on the Conductor icon to create a new conductor and to place it in the  Top View of the GGS.   Rod   Click on the Rod icon to create a new rod and to place it in the Top View of the  GGS.   Click on the Pointer icon to return the cursor to its original arrow shape.  This toolbar has the following  function keys:    Pointer   The cursor takes the shape of the element selected from the Edit Toolbar.  For more information on rods see the Conductor/Rod Editor section  for  FEM . and  when in the Ground Grid Systems Edit mode.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    FEM Editor Toolbar   The FEM Editor Toolbar appears when the FEM Study Model is selected. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    FEM Rectangular Shape   Click on the FEM Rectangular Shape icon to create a new FEM grid of  rectangular shape and to place it in the Top View of the GGS.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  For more information on grids see the FEM  Group Editor section.  For more  information on grids see the FEM Group Editor section.   FEM T‐Shape   Click on the FEM T‐Shape icon to create a new FEM T‐shaped grid and to place  it in the Top View of the GGS. and  when in the Ground Grid Systems Edit mode.  IEEE Edit Toolbar   The IEEE Editor Toolbar appears when the IEEE Study Model is selected.  For more information on grids see the FEM  Group Editor section.   Click on the Pointer icon to return the cursor to its original arrow shape. or to  move an element placed in the Top View of the GGS presentation.  This toolbar has the following  function keys:  Pointer   The cursor takes the shape of the element selected from the Edit Toolbar.  For more information on grids see the  FEM Group Editor section.    FEM Triangular Shape   Click on the FEM Triangular Shape icon to create a new FEM grid of triangular  shape and to place it in the Top View.  FEM L‐Shape   Click on the FEM L‐Shape icon to create a new FEM L‐shaped grid and to place  it in the Top View of the GGS. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      IEEE Rectangular Shape   Click on the IEEE Rectangular Shape icon to create a new IEEE grid of  rectangular shape and to place it in the Top View of the GGS.  For more information on grids see the IEEE Group  Editor section.   IEEE L‐Shape   The IEEE L‐Shape grid is valid only for the IEEE Std 80‐2000 method.  For more information on grids see the IEEE Group  Editor section.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Click  on the IEEE T‐Shape icon to create a new IEEE T‐shaped grid and to place it in  the Top View of the GGS.  For more information on grids see the  IEEE Group Editor section.  Click on  the IEEE L‐Shape icon to create a new IEEE L‐shaped grid and to place it in the  Top View of the GGS. 80‐2000 method.  For more  information on grids see the IEEE Group Editor section.   Click on the IEEE Triangular Shape icon to create a new IEEE grid of triangular  shape and to place it in the Top View.   IEEE Triangular Shape   The IEEE Triangular Shape grid is valid only for the IEEE Std 80‐2000 method.   IEEE T‐Shape   The IEEE T‐Shape grid is valid only for the IEEE Std. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Ground Grid Study Method Toolbar  The Ground Grid Study Method Toolbar appears when the GGS Study mode is  selected.  This toolbar has the following function keys:    Ground‐Grid Calculation   Click on the Ground‐Grid Calculation button to calculate:   Step and Touch  mesh  Potentials    Ground Resistance    Ground Potential Rise    Tolerable Step and Touch Potential Limits    Potential Profiles  only for the FEM method      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   This optimization function is for IEEE Std methods only.   Summary and Warning   Click on this button to open the GRD Analysis Alert View dialog box of  Summary and Warning for the Ground Grid Systems Calculation.  This optimization function is  for IEEE Std methods only.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Optimized Conductors    Click on the Optimized Conductors button to calculate the minimum number  of conductors  that satisfy the tolerable limits for the Step  and  Touch   potentials  for a fixed number of ground rods.   Optimized Conductors and Rods   Click on the Optimized Conductors button to calculate the optimum numbers  of conductors and ground rods needed to limit the Step and Touch potentials. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Plot Selection  This function is valid only for the  FEM method.  Click on this button to  open the Plot Selection dialog box to  select a variety of potential profile  plots to review, and click OK to  generate the output plots.          Report Manager   Click on this button to  open the Ground Grid  Design Report Manager  dialog box to select a  variety of pre‐formatted  output plots to review.   Select a plot type and  click OK to bring up the  output plot.  Output Report files can  be selected from the  Output Report List Box  on the Study Case  Toolbar shown below:  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Stop   The Stop Sign button is normally disabled, and becomes enabled when a  Ground Grid Systems Calculation is initiated.  Clicking on this button will  terminate calculations in progress, and the output reports will be incomplete.   Edit A GGS  Conductors, rods, and grids of various shapes are the elements available for  adding to the Top View of the Ground Grid Systems presentation.  These  elements are located on the Edit Toolbar of the GGS module.   Select Elements   Place the cursor on an element located on the Edit toolbar and click the left  mouse button.  Note that when a grid shape is selected, regardless of the  number of conductors or rods it contains, the shape is considered to be one  element.  If a selected shape is deleted or copied, the shape and its contents  will also be deleted or copied.  Press the  Ctrl  key and click on multiple  elements to either select or de‐select them.   Add Elements   To add a new element to the GGS presentation, select a new element from the  Edit Toolbar by clicking on the appropriate element button.  Notice that the  shape of the cursor changes to correspond to that of the selected element.    Place the selected element by clicking the mouse anywhere in the Top View  section of the GGS presentation, and note that the cursor returns to its original  shape.  Double‐click on any element in the Edit Toolbar to place multiple  copies of the same element in the Top View section of the GGS presentation.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Rules    Elements can be added ONLY in Edit mode    Two conductors/rods cannot be added on top of each other    Elements cannot be added in the Study mode    Only one IEEE shape can be added in the Top View    FEM group shapes can overlap each other  Add Conductors   Click on the Conductor button on the FEM Edit Toolbar, move the cursor to  the GGS presentation, and click to place the element in the Top View.  PowerStation creates the new conductor using default values.   Add Rods   Click on the Rod button on the FEM Edit Toolbar, move the cursor to the GGS  presentation, and click to place the element in the Top View.  PowerStation  creates the new rod using default values.   Add Grid Shapes   Click on the desired Shape button on the FEM Edit Toolbar, move the cursor to  the GGS presentation, and click to place the element in the Top View.   PowerStation creates the new grid shape using default values.   Add Conductors by Ungrouping FEM Shapes   An FEM shape added in the Top View of a  GGS  presentation  can  be   ungrouped  into  individual conductors.  To ungroup, move the cursor inside  the selected shape, right‐click and select “Ungroup”.  Move / Relocate Elements   When an element is added to a GGS presentation its position coordinates  x, y  and z  are updated automatically in the editor/spreadsheet and in the Help  line at the bottom of your screen.  The element may be relocated to new  coordinates by changing the coordinate values at the editor/spreadsheet  x’s,  yes and z’s for conductors/rods, and Lx, Ly, Depth, # of Rods and # of  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22     and  select Copy.   Move Shapes   Shapes can be graphically moved within the Top View.  Select the element and move the cursor to a corner or  edge of the element. click and hold the left mouse button. click  and hold the left mouse button. drag the shape to the new location and release  the left button.   Move Conductors/Rods   Select the element. click the right mouse button.   Copy Elements   Select an element or group of elements. its size is set by default.   To drag an element. and release the left button. drag the  element to the desired position. Place the cursor on  top of the selected element. Click and hold the left mouse button. first select the element to be moved. click and hold the left  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  The  width and height of grid shapes and the length of conductors can be  graphically changed.   Paste   Use the Paste command to copy the selected cells from the Dumpster into the  GGS presentation.  Size of Elements  When an element is added to a GGS presentation.  Cut  Delete  Elements   Select the element or group of elements and press the Delete key on the  keyboard. drag the element to  the new position and release the left button.  Select the shape.  Once the cursor changes its form.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Conductors in X/Y Directions for various typical grid shapes  or by dragging  the element and watching the Help line change to the desired position.  Y2  and Z2 will change accordingly.  Current Projection Factor.  The cross‐sectional area of a conductor. To create a new GGS study case..e.   When the Length is altered.  This feature is designed to organize the study  efforts and to save time. Ambient Temperature.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . and Plot Parameters  for the Finite Element  Method only . and X2. Release the left mouse  button once the desired size has been obtained.    Conductor/rod sizes can be change from the spreadsheet or shape editors. allowing the user to easily switch between  different GGS study cases. and X/R ratio . zero‐sequence fault current. Y1 and Z1 will remain unchanged. Fault Current Durations.    PowerStation allows for the creation and saving of an unlimited number of  study cases for each type of study. X1. the  outside diameter and/or length of a rod can only be changed from the  conductor or rod Editor. option to input or  compute Fault Current Parameters  i. current  division factor. go to the Study Case  Menu on the toolbar and select Create New to bring up the GGS Study Case  Editor.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    mouse button to drag the element to its new size.   Rules    Sizing elements can be done in Edit mode ONLY    Elements cannot overlap each other  Study Case Editor   The GGS Study Case Editor contains Average Weight.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . and the ambient temperature. select the average body weight for the person working above  the ground grid.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Study Case ID   A study case can be renamed by simply deleting the old Study Case ID and  entering a new one.  Use of the Navigator button at the bottom of the Study Case Editor  allows the user to go from one study case to another.  The Study case ID can be up to 25 alphanumeric  characters.  Options   In this section.  The weight is used to calculate  the tolerable Step and Touch potentials. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Reports & Plots   Specify the report/plot parameters.   Report Details  Check this box to report intermediate results for an IEEE Std. Method or  voltage profiles for the Finite Element Method.   Auto Display of Summary & Alert  Check this box to automatically show the result window for Summary &  Warning.   Plot Step  Plot Step is valid only for the FEM Study Model.  This value is entered in m/ft,  and it is used to find the points  or locations  where Absolute/Step/Touch  potentials need to be computed and plotted.  Note that the smaller this  number, the more calculations are required, increasing calculation time, but  yielding smoother plots. The recommended value is 1 meter.  If higher  resolution is needed, decrease this number.   Boundary Extension  Enter the boundary extension in m/ft.  This value is used to extend the grid  boundaries inside which the Absolute/Step/Touch potentials need to be  computed.   Fault Durations  Allows the user to specify Fault Current durations  tf   Enter the duration of fault current in seconds to determine decrement factor.   The Fault duration  tf , tc , and Shock duration  ts  are normally assumed to be  equal, unless the Fault duration is the sum of successive shocks.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    tc  Enter in seconds the duration of Fault Current for sizing ground conductors.  ts   Enter in seconds the duration of Shock Current to determine permissible  levels for the human body.   Grid Current Factors   In this section, the Corrective Projection Factor and the Current Division  Factor can be specified.  Cp   Enter the Corrective Projection Factor in percent, accounting for the relative  increase of fault currents during the station lifespan.  For a zero future system  growth, Cp   100.   Sf   Enter the Current Division Factor in percent, relating the magnitude of Fault  current to that of its portion flowing between the grounding grid and the  surrounding earth.  Update    Check this box to update/replace the number of conductors/rods in the  Conductor/Rod Editor, with the number of conductors/rods calculated by  using optimization methods.  This box is only valid with the IEEE methods.  Required Data  To run a Ground Grid Systems study, the following related data is necessary:  Soil Parameters, Grid Data, and System Data.  A summary of these data for  different types of calculation methods is given in this section.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    System Data   System Frequency    Average Weight of Worker    Ambient Temperature    Short Circuit Current    Short Circuit Current Division Factor    Short Circuit Current Projector Factor    Durations of Fault   System X/R Ratio    Plot Step  for FEM model only     Boundary Extension  for FEM model only   Soil Parameters    Surface Material Resistivity    Surface Material Depth   Upper Layer Soil Resistivity    Upper Layer Soil Depth    Lower Layer Soil Resistivity   Ground Conductor Library    Material Conductivity    Thermal Coefficient of Resistivity    Ko Factor   Fusing Temperature    Ground Conductor Resistivity    Thermal Capacity Factor  Grid Data  IEEE Std.’s Only     Shape    Material Type    Conductor Cross Section    Grid Depth    Maximum Length of the Grid in the X Direction    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22     Y and Z Coordinates of Other End of Rod    Cost    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . Y and Z Coordinates of One End of Conductor    X. Y and Z Coordinates of Other End of Conductor    Cost   Rod Data  FEM model only     Material Type    Insulation    Diameter     X.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Maximum Length of the Grid in the Y Direction    Minimum Length of the Grid in the X Direction  for IEEE Std 80‐2000 L‐ Shaped or T‐Shaped Grids Only     Minimum Length of the Grid in the Y Direction  for IEEE Std 80‐2000 L‐ Shaped or T‐Shaped Grid Only     Number of Conductors in the X Direction    Number of Conductors in the Y Direction    Cost  Rod Data  IEEE Std.’s Only     Material Type    Number of Rods    Average Length    Diameter    Arrangement    Cost   Conductor Data  FEM model only     Material Type    Insulation    Cross Section     X. Y and Z Coordinates of One End of Rod    X.             ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Optional FEM Model Grid Group Data    Shape    Material Type    Conductor Cross Section    Grid Depth    Maximum Length of the Grid in the X Direction    Maximum Length of the Grid in the Y Direction    Minimum Length of the Grid in the X Direction  for L‐Shaped or T‐ Shaped Grids     Minimum Length of the Grid in the Y Direction  for L‐Shaped or T‐ Shaped Grids     Number of Conductors in the X Direction    Number of Conductors in the Y Direction    Cost  Ground Grid Systems Report Manager   Click on the Report Manager Button on the Ground Grid Study Method  Toolbar to open the Ground  Grid Systems Report Manager  dialog box.  The Ground Grid  Systems Report Manager  consists of four pages and  provides different formats for  the Crystal Reports.    Touch Voltage    Select to plot a Touch Potential profile.           Plot Selection   The following 3‐D Potential profiles are available for analysis of GGS study  case results:   Absolute Voltage    Select to plot an Absolute Potential profile.  To  select a plot. and are available for  Absolute/Step/Touch Voltages.   Plot Type   The following plot types are available for analysis of GGS study case results:     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   Step Voltage    Select to plot a Step Potential profile. open up the Plot  Selection dialog box by clicking on  the Plot Selection button located on  the Ground Grid Systems Toolbar.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Plot Selection   Plots are used only with the FEM  method.         ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  A set of sample plots is shown below.  Display over Limit Voltage   Show areas with potentials exceeding the tolerable limits for 3‐D Touch/Step  Potential profiles.  This function is disabled when the Contour plot type is  selected.   Contour   Plot a Contour Potential profile for the Absolute/Touch/Step voltage.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    3‐D   Plot a 3‐D Potential profile for the Absolute/Touch/Step voltage.  Step & Touch potentials at any point in the  configuration    Conductor/Rod can be oriented in any possible 3‐Dimensional direction    Handle irregular configurations of any shape              ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . calculated Step and Touch  potentials   Optimize number of conductors with fixed rods based on cost and safety  Optimize number of conductors & rods based on cost and safety    Calculate the maximum allowable current for specified conductors    Compare allowable currents against fault currents    Calculate Ground System Resistance    Calculate Ground Potential Rise    User‐expandable conductor library    Allow a two‐layer soil configuration in addition to the surface material   Ground grid configurations showing conductor & rod plots  Display 3‐D/contour Touch Voltage plots  Display 3‐D/contour Step Voltage plots    Display 3‐D/contour Absolute Voltage plots    Calculate Absolute.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  Some of the main features of the Ground Grid Systems Analysis Study are  summarized below:   Calculate the tolerable Step and Touch potentials    Compare potentials against the actual.   Warnings  are issued if the specified conductor is rated lower than the fault current  level  The Step and Touch potentials for any rectangular/triangular/L‐ shaped/T‐shaped configuration of a ground grid.  large  potential  differences  can  exist  between  different points within the substation itself.  Under normal circumstances.  calculated Step and Mesh potentials  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    Graphic profiles for the absolute Step and Touch voltages. as well as the  tables of the voltages at various locations  Finite Element Method   The optimum number of parallel ground conductors and rods for a  rectangular/triangular/L‐shaped/T‐shaped ground grid.  equipment  ground  mats. and the  ground  surface  insulating  covering  material.  buried  interconnecting  grounding  cables  or  grid.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 07 Ground Grid Modeling of a Given System using ETAP  GROUND GRID  An effective substation grounding system typically consists of  driven ground  rods.  Currents  flowing  into  the  grounding grid from lightning arrester operations. connections to grounded system neutrals. with or without  ground rods  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    The tolerable Step and Mesh potentials and compares them with actual. it is  current  flowing  through  the  grounding  grid  from  line‐to‐ground  faults  that  constitutes the main threat to personnel. The cost of  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  GROUND GRID MODELING IN ETAP  The Ground Grid Systems program calculates the following:   The Maximum Allowable Current for specified conductors. impulse or switching surge  flashover  of  insulators.    Without  a  properly  designed  grounding  system.  and  line‐to‐ground  fault  currents  from  the  bus  or  connected  transmission  lines  all  cause  potential  differences  between  grounded  points  in  the  substation  and  remote  earth.  connecting  cables  from  the  buried  grounding  grid  to  metallic  parts  of  structures and equipment. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    conductors/rods and the safety of personnel in the vicinity of the  substation/generating station during a ground fault are both  considered.  Design optimizations are performed using a relative cost  effectiveness method  based on the IEEE Std 80 and IEEE Std 665   The Ground Resistance and Ground Potential rise  GPR   ONE LINE DIAGRAM    Create a New Ground Grid Presentation   To create a GGS presentation.  and drop the GGS symbol anywhere on the One‐Line Diagram. a ground grid must first be added to the One‐ Line Diagram.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Click on the Ground Grid component located on the AC toolbar.  and select Properties to  bring up the Grid Editor.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    DIAGRAM WITH GROUND GRID      Right‐click on any location inside the ground grid box. grid styles.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  The Grid Editor Dialog box is used to specify grid  information.  Click on the Grid Presentation button to bring up a GGS presentation. equipment information. and to view calculation  results. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Double‐clicking on the ground grid box located on the One‐Line Diagram will  bring up the Ground‐Grid Project Information dialog box, used to select an  IEEE or FEM ‐ Finite Element Method Study Model.    After selecting the IEEE Study Model, the Ground Grid Systems graphical user‐ interface window will be displayed as shown below. Select the T‐shape grid.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Right click on the T‐shape and adjust the dimensions and number of  conductors in the following window:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    After completing this process, we get the following shape of ground grid:    Ground Grid Study  The Ground Grid Study  Method Toolbar appears  when the GGS Study mode is  selected.    Clicking on the Ground‐Grid  Calculation tab and the  following shown Alert View  window is displayed.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    3 1216.4   GPR  5677.9 Volts Rg  2.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Summary and Warning    Observations:    Calculated Volts Tolerable Volts Touch  1260.1 Step  2209.6 427.83 Ohm       ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  then we  get following plots of touch potential and step potential as shown below:  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . and  when in the Ground Grid Systems Edit mode.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Summary and Warnings after Complete designing    Using FEM method  The FEM Editor Toolbar appears when the FEM Study Model is selected.  If we use this method. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      COMMENTS:  Ground‐Grid Calculations are used to calculate:   Step and Touch  mesh  Potentials    Ground Resistance    Ground Potential Rise    Tolerable Step and Touch Potential Limits    Potential Profiles  only for the FEM method    In this experiment:  We perform ground grid modeling with low number of rods   We observe that the step voltage and the touch voltage are out of  tolerable limits as shown in alert view  Then we perform the analysis after adding more number of rods  Finally we achieve a position where we do not get any alert and the step  voltage and the touch voltage are within tolerable limits  That means that we have modeled the Ground‐Grid according to our  requirements  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits. the time delay is provided  in case of inverse  relays.   TYPES OF RELAYS  Over current Relay  Distance Relay  Differential Relay  And many more…  Over‐Current Relay  The  protection  in  which  the  relay  picks  up  when  the  magnitude  of  current  exceeds  the  pickup  level  is  known  as  the  over‐current  protection.  Relays find applications where it is necessary to control a circuit by a low‐ power signal. permissible over current. Over current relay is a basic element of over current protection. but other operating principles are also used.  Over  current  includes  short‐circuit  protection.  Earth faults.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents. or where several circuits must be controlled by one signal. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current.  current surges. Winding faults. The  first relays were used in long distance telegraph circuits. To achieve this.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXPERIMENT NO: 08  Modeling of Single‐Phase Instantaneous Over‐Current Relay  using MATLAB  RELAY  A relay is an electrically operated switch. repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another.  Short  circuits  can  be  Phase  faults. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism.   It  has  operating time is constant.1s or less  Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time. In it.  Inverse Time over Current Relay:   Over  current  relay  function  monitors  the  general  balanced  overloading  and  has  current/time  settings.    Types of Over‐Current Relay  Instantaneous Time over Current Relay:   It  operates  in  a  definite  time  when  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Its operating time is constant.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    In  order  for  an  over  current  protective  device  to  operate  properly.  a  serious  hazard  for  equipment and personnel will exist. ampere and interrupting rating.  perhaps  the  most  important  and  most  often  overlooked is the interrupting rating. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  although  not  all  over  current  protective  devices  are  required  to  have  this characteristic.   If  the  interrupting  rating  is  not  properly  selected. there is no intentional time delay.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings. It operates  in 0.  This  is  determined  by  the  overall  protective  discrimination scheme.    Of  the  three  of  the  ratings.   These ratings include voltage. There advantage over definite time relays is that they  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  over‐ current protective device ratings must be properly selected.   Current limiting can be considered as another over current protective device  rating.  for values between  10  and  20.  It is for the protection of alternators. this indicates the speed of the operation. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10.  as  the  distance  from  source  increases.  The  typical  settings  for  these  relays  are  0. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It  is  particularly effective with ground faults because of their steep characteristics  Extremely Inverse Time over Current Relay:   It has more inverse characteristics than that of IDMT and very  inverse over‐ current relay. transformers.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    can have much shorter tripping times can be obtained without any risk to the  protection  selection  process.7‐2In  normal  or  rated  generator  current  in 1‐10 second.  characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics. etc            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT.  These  are  classified  in  accordance  with  there  characteristic curves.  very  inverse  or  extremely  inverse.  It  is  widely used for the protection of distribution lines. Based on this  they  are  defined  as  being  inverse. expensive cables. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current.   Inverse Definite Minimum Time over Current Relay:   It  gives  inverse  time  current  characteristics  at  lower  values  of  fault  current  and definite time characteristics at higher values. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Simulink Diagram in MATLAB for Single Phase Instantaneous  Time Over‐Current Relay                ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Waveform Results in MATLAB for Single Phase  Instantaneous Time Over‐Current Relay                ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   We  observed  that  the  normal  current  flowing  through  the  system  is  100  Amperes.                            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  the  current  flowing  is  increased from 100 Amperes.  we  designed  an  instantaneous  over‐current  relay  in  MATLAB Simulink and then observed the behavior of this relay.  but  when  the  fault  occurs  in  the  system.  we  take  the  results  on  scope  and  observed  that  when  current  exceeds  over  100  Amperes.  the  breaker  is  opened  instantaneously  and our required results are verified.  In  this  experiment.  We  modeled  the  circuit  such  that  the  breaker  must  be  open  just  after  the  current level is increased over 100 Amperes.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  In  this  experiment.   Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism. repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another.   Type of Relays    Over current Relay  Distance Relay  Differential Relay  And many more…    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . or where several circuits must be controlled by one signal. but other operating principles are also used. The  first relays were used in long distance telegraph circuits.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Experiment#09    Modeling  of  a  Three  Phase  Instantaneous  Over‐Current  Relay  using  MATLAB  Relay:  A relay is an electrically operated switch.   Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  Over  current  includes  short‐circuit  protection.  Short  circuits  can  be  Phase  faults.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Functions of Relays:    To detect the presence of fault  Identify the faulted components  Initiate appropriate circuit breaker  Remove the effective component from circuit    Over‐Current Relay  The  protection  in  which  the  relay  picks  up  when  the  magnitude  of  current  exceeds  the  pickup  level  is  known  as  the  over‐current  protection.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection.  These  ratings  include  voltage.  Current  limiting  can  be  considered  as  another  over  current  protective  device  rating. over current  protective  device  ratings  must  be  properly  selected.  selected.  Earth faults.  although  not  all  over  current  protective  devices are required to have this characteristic. Winding faults.  Of the three of the ratings. perhaps  the most important and most often overlooked is the interrupting rating.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . In  order for an over current protective device to operate properly.  current surges. Over current relay is a basic element of over current protection. the time delay is provided  in case of inverse  relays. permissible over current.  a  serious  hazard  for  equipment  and  personnel  will  exist. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current. ampere and interrupting rating.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents. If the  interrupting  rating  is  not  properly. To achieve this.   characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Its operating time is constant.  It is for the protection of alternators.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT.  It  is  widely used for the protection of distribution lines. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Types of Over Current Relay  Instantaneous Time over Current Relay:   It  operates  in  a  definite  time  when  current  exceeds  its  pick‐up  value. for values between  10  and  20.  Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time.  It  is  particularly effective with ground faults because of their steep characteristics  Extremely Inverse Time over Current Relay:   It has more inverse characteristics than that of IDMT and very  inverse over‐ current relay.1s or less. expensive cables. It operates  in 0. there is no intentional time delay. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . In it. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10. transformers. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  Inverse Definite Minimum Time over Current Relay:   It  gives  inverse  time  current  characteristics  at  lower  values  of  fault  current  and definite time characteristics at higher values.  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism. etc.  It  has  operating time is constant.  as  the  distance  from  source  increases. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Simulink Diagram in MATLAB for Three‐Phase Instantaneous  Time Over‐Current Relay    Subsystem:    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Inst.Relay:      Waveform Results in MATLAB for Three Phase‐Instantaneous  Time Over‐Current Relay          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   When a three phase fault occurs in the system.  This three phase relay can operate also for single phase or two phases fault.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  In this experiment.  Breaker is operated instantaneously at the time when fault occurs and system  is protected against the very high current.  We have implimented a three phase fault at a specified time to ensure the  breaker operation at 0.  In this experiment we have used terminators at the outputs that are not  needed.02 on time axis. current exceeds from this  value. we implimented a three phase instantaneous over current  relay in MATLAB Simulink.                          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism. but other operating principles are also used.       A  type  of  relay  that  can  handle  the  high  power  required  to  directly  drive  an  electric motor is called a contractor.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal.  in  modern  electric  power  systems  these  functions  are  performed  by  digital  instruments  still  called  protection  relays.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Experiment#10    Modeling of a Differential Relay Using MATLAB  WHAT IS A RELAY?  A relay is an electrically operated switch. or where several circuits must be controlled by one signal. Solid‐state relays control power circuits  with  no  moving  parts.  Relays  found  extensive use in telephone exchanges and early computers to perform logical  operations.    Relays  with  calibrated  operating  characteristics  and  sometimes  multiple operating coils are used to protect electrical circuits from overload or  faults. repeating the signal  coming  in  from  one  circuit  and  re‐transmitting  it  to  another. The  first relays were used in long distance telegraph circuits.  instead  using  a  semiconductor  device  to  perform  switching.  A  protective  relay  is  a  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Stability .Fault clearance time  Functions of Relays  To detect the presence of fault  Identify the faulted components  Initiate appropriate circuit breaker  Remove the effective component from circuit  Purpose of Relay  Control  Protection  Regulation  Type of Relays   Over current Relay  Distance Relay  Differential Relay etc.Reliability .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    automatic  sensing  device  which  senses  an  abnormal  condition  and  causes  circuit  breaker  to  isolate  faulty  element  from  system.  Protective  relaying  is  necessary  with  almost  every  electrical  power  system  and  no  part  of  it  is  left  unprotected choice of protection depends upon several aspects like   Type and rating of protected equipment and its importance  Location  Probable abnormal condition  Cost   Selectivity .  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .Sensitivity .  leading to ope eration.  Differe ential prot tection det tects fault ts on all of f the  plant  a and  equipment  with the  p hin  protected  zone.  Principle of Operation  The ope erating pr rinciple em mployed by transfor rmer differ rential pro otection is s the  circulat ting current system m as shown n below.   A intern fault  p An  nal  produces  an  unba alance  or  'spill'  cu urrent  tha is  at  detecte ed by the r relay.  incl luding  int ter‐turn  short  circuits s.  The pr rinciple of f operation n is made possible b by virtue o of the fact that  large  t transforme are  v ers  very  effici ient  and  hence  un nder  norm opera mal  ation  power‐ ‐in equals  power‐ou ut.  The ese include:  ASAD NA AEEM  2006‐RCET‐E 2 EE‐22    .  U Under nor rmal condi itions I1 an 2  nd I are  equ and  op ual  pposite  su that  t resulta curren through the  rela is  uch  the  ant  nt  h  ay  zero.POW WER SYS STEM PR ROTECTIO ON LAB M MANUAL L    Differential Re elay  Differen ntial  protection  is  a unit  sch a  heme  that  compar res the current on t the primary side of  f a  trans sformer  with  that  on  the  s w secondary  side.    Design Considera ations  A  numb of  factors  have  to  be  tak into  account  in  designing a  schem to  ber  ken  g  me  meet th hese objec ctives.   W Where  a  difference  exists  ot d ther  than  that  du to  the  voltage  ra ue  atio   it  is  assumed  that  th transfor he  rmer  has  develope a  fault  ed  t and  the plant  is  automati e  ically  disc connected  circuit  by  tripping  t the  relevant  breaker rs.   This could mean that the currents fed into the relay from the two  sides  of  the  power  transformer  may  not  balance  perfectly.e.  magnetizing  inrush  has  the  effect  of  producing  a  high  magnitude  current  for  a  short  period  of  time.   However.   This  will  be  seen  by  the  supply  side  CTs  only  and  could  be  interpreted  as  an  internal  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  1000/5.  This in  turn changes the ratio of primary to secondary current and produces out‐of‐ balance  or  spill   current  in  the  relay.  Magnetizing Inrush Current  When  a  transformer  is  first  energized.  200/1 etc.  it  must not operate.  Current Imbalance Produced by Tap Changing  A transformer equipped with an on‐load tap changer  OLTC  will by definition  experience a change in voltage ratio as it moves over its tapping range.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL              The matching of CT ratios Current imbalance produced by tap changing Dealing with zero sequence currents Phase shift through the transformer Magnetizing inrush current Each of these is considered further below:  The Matching of CT Ratios  The  CTs  used  for  the  Protection  Scheme  will  normally  be  selected  from  a  range  of  current  transformers  with  standard  ratios  such  as  1600/1.  Biased relays provide the solution. so the magnitude of the spill current increases.  none  of  these  conditions  is  'in  zone'  and  therefore  the  protection  must  remain  stable  i. as the load on the transformer increases the magnitude of  the spill current increases yet again.  And finally through faults could produce  spill  currents  that  exceed  the  setting  of  the  relay. To make  the situation worse.   As  the  transformer  taps  further  from  the balance position.   Any  imbalance  must be compensated for and methods used include the application of biased  relays and/or the use of the interposing CTs.  CT  ratios and zero  sequence current elimination to be programmed directly into the relay.  Other Issues  Biased Relays  The use of a bias feature within a differential relay permits low settings and  fast  operating  times  even  when  a  transformer  is  fitted  with  an  on‐load  tap‐ changer.  an  interposing  CT  is  installed  between  the  secondary  winding of the main CT and the relay.  typically.   Precautions  must  therefore  be  taken  to  prevent  a  protection  operation.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  by  the  high  level  of  second  harmonic associated with inrush current.  As  the  name  suggests.  or  both.  Modern Relays  It should be noted that some of the newer digital relays eliminate the need for  interposing CTs by enabling essentials such as phase shift.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    fault.   Biased  relays  are  given  a  specific  characteristic  by  the  manufacturer.  Solutions include  building a time delay feature  into the relay and  the  use  of  harmonic  restraint  driven.   Interposing  CTs  also  provide  a  convenient  method  of  establishing  a  delta  connection  for  the  elimination  of  zero  sequence  currents  where  this  is  necessary.  Interposing CTs are equipped with a wide range of taps that can  be selected by the user to achieve the balance required.  Interposing CTs  The main function of an interposing CT is to balance the currents supplied to  the  relay  where  there  would  otherwise  be  an  imbalance  due  to  the  ratios  of  the main CTs.  They can be used on the  primary side  or  secondary  side  of  the  power  transformer  being  protected. The effect of the bias is to progressively increase the amount of spill  current  required  for  operation  as  the  magnitude  of  through  current  increases. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Simulink Diagram in MATLAB for Differential Relay        SUBSYSTEM        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SUBSYSTEM‐1    Waveform Results in MATLAB for Differential Relay    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .                 ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  However it can also be used for the protection of distribution transformer.   It was observed that breaker takes a little more time when the fault is on the  secondary side as compared to the fault occurrence on primary side of  transformer due to larger distance.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Comments:  It is important to note the direction of the currents as well as the magnitude as  they are vectors.220 and 132KV.  Then we applied a fault on the primary side and again verify the tripping of  circuit breaker.  In this experiment.   First of all we have applied a fault on the secondary side of transformer and  ensure the operation of circuit breaker at the instant of fault that was set by us  through the timer block. It requires a set of current transformers  smaller  transformers that transform currents down to a level which can be measured   at each end of the power line or each side of the transformer.  It is verified that the differential relay modeled can detect three phase fault as  well as fault on any single phase on each side of transformer. we modeled a differential relay in MATLAB which provides  the essential protection against transformer internal faults and it is useful in  power transformers like 500.  impulse or switching surge flashover  of  insulators.  connecting  cables  from  the  buried  grounding  grid  to  metallic  parts  of  structures and equipment. connections to grounded system neutrals.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Currents  flowing  into  the  grounding grid from lightning arrester operations.  large  potential  differences  can  exist  between  different points within the substation itself.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Experiment#11    Comparison between the Step and Touch Potential of a T‐Model and  Square  Model  of  Ground  Grids  under  Tolerable  and  Intolerable  in  ETAP  THEORY  GROUND GRID  An effective substation grounding system typically consists of  driven ground  rods.  and  line‐to‐ground  fault  currents  from  the  bus  or  connected  transmission  lines  all  cause  potential  differences  between  grounded  points  in  the  substation  and  remote  earth.  equipment  ground  mats.  and  line‐to‐ground  fault  currents  from  the  bus  or  connected  transmission lines all cause potential differences between grounded points in  the substation and remote earth.    Without  a  properly  designed  grounding  system. and the  ground  surface  insulating  covering  material.  Under normal circumstances. Currents flowing into the grounding  grid from lightning arrester operations. impulse or switching surge  flashover  of  insulators.  buried  interconnecting  grounding  cables  or  grid. it is  current  flowing  through  the  grounding  grid  from  line‐to‐ground  faults  that  constitutes the main threat to personnel.   calculated Step and Mesh potentials  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    Graphic profiles for the absolute Step and Touch voltages.  The  cost  of  conductors/rods  and  the  safety  of  personnel  in  the  vicinity  of  the  substation/generating  station  during  a  ground  fault  are  both  considered.  with  or  without  ground rods  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    The tolerable Step and Mesh potentials and compares them with actual.    Design  optimizations  are  performed  using  a  relative  cost  effectiveness method  based on the IEEE Std 80 and IEEE Std 665   The Ground Resistance and Ground Potential rise  GPR   OBJECTIVES OF GROUNDING  An effective grounding system has the following objectives:  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .    Warnings  are issued if the specified conductor is rated lower than the fault current  level  The  Step  and  Touch  potentials  for  any  rectangular/triangular/L‐ shaped/T‐shaped  configuration  of  a  ground  grid. as well as the  tables of the voltages at various locations  Finite Element Method   The  optimum  number  of  parallel  ground  conductors  and  rods  for  a  rectangular/triangular/L‐shaped/T‐shaped  ground  grid.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    GROUND GRID MODELING IN ETAP  The Ground Grid Systems program calculates the following:   The  Maximum  Allowable  Current  for  specified  conductors.   which  reduces  damage  to  equipment and cable.  particularly at minimum fault.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Ensure such a degree of human safety that a person working or walking  in  the  vicinity  of  grounded  facilities  is  not  exposed  to  the  danger  of  a  critical  electric  shock.  The  touch  and  step  voltages  produced  in  a  fault  condition  have  to  be  at  safe  values.  which  improves  protective  equipment  performance.  Step Voltage  The  difference  in  surface  potential  experienced  by  a  person  bridging  a  distance  of  1  meter  with  his  feet  without  contacting  any  other  grounded  object.  Provide  a  low  resistance  for  the  protective  relays  to  see  and  clear  ground  faults.  Provide grounding for lightning impulses and the surges occurring from  the  switching  of  substation  equipment.  A  safe  value  is  one  that  will  not  produce enough current within a body to cause ventricular fibrillation.  Touch Voltage  It is the potential difference between the ground potential rise and the surface  potential  at  the  point  where  a  person  is  standing  while  at  the  same  time  having his hands in contact with a grounded structure.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Provide means to carry and dissipate electric currents into earth under  normal  and  fault  conditions  without  exceeding  any  operating  and  equipment limits or adversely affecting continuity of service. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SINGLE LINE DIAGRAM            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    INTOLERABLE RECTANGULAR SHAPE GROUND GRID      ALERTS    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    TOLERABLE RECTANGULAR SHAPE GROUND GRID    ALERTS    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    INTOLERABLE T‐SHAPE GROUND GRID      ALERTS    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    TOLERABLE T‐SHAPE GROUND GRID     ALERTS    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   That  is  why  we  can  say  that the Rectangular shaped ground grid is better than T‐shaped.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Comments  There are following major types of ground grids according to their shape:  Rectangular  Triangular  L‐shaped  T‐shaped  In  this  experiment.   First  we  perform  the  analysis  for  intolerable  limits  for  both  types  of  ground  grids.  we  have  used  two  types  of  ground  grid  for  comparison  that are Rectangular‐shaped and T‐shaped.  We  observed  that  the  number  of  rods  used  in  case  of  T‐shaped  ground  grid  are  required  in  greater  quantity  for  tolerable  limits  as  compared  to  Rectangular‐shaped ground grid. Then perform the analysis for tolerable limits.                    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Due  to  greater  number  of  rods  requirement.  T‐shaped  ground  grid  is  much  expensive  than  the  Rectangular  shaped  ground  grid.  Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism. but other operating principles are also used. repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another. The  first relays were used in long distance telegraph circuits.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Experiment#12    Modeling of an Over‐Current Relay using ETAP  WHAT IS A RELAY?  A relay is an electrically operated switch. or where several circuits must be controlled by one signal.   Type of Relays  Over current Relay  Distance Relay  Differential Relay  And many more…      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  permissible over current. It operates  in 0. To achieve this.  Current  limiting  can  be  considered  as  another  over  current  protective  device  rating.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Functions of Relays:  To detect the presence of fault  Identify the faulted components  Initiate appropriate circuit breaker  Remove the effective component from circuit  Over‐Current Relay  The  protection  in  which  the  relay  picks  up  when  the  magnitude  of  current  exceeds  the  pickup  level  is  known  as  the  over‐current  protection. Over current relay is a basic element of over current protection. In it.  Selected. the time delay is provided  in case of inverse  relays.  Over  current  includes  short‐circuit  protection.1s or less. In  order for an over current protective device to operate properly. ampere and interrupting rating. perhaps  the most important and most often overlooked is the interrupting rating.  Of the three of the ratings. If the  interrupting  rating  is  not  properly.  although  not  all  over  current  protective  devices are required to have this characteristic. Winding faults. over current  protective  device  ratings  must  be  properly  selected.  Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection.  Types of Over Current Relay  Instantaneous Time over Current Relay:   It  operates  in  a  definite  time  when  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Short  circuits  can  be  Phase  faults. there is no intentional time delay.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents.  a  serious  hazard  for  equipment  and  personnel  will  exist.  Earth faults.  It  has  operating time is constant. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  These  ratings  include  voltage.  current surges.  An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  Inverse Definite Minimum Time over Current Relay:   It  gives  inverse  time  current  characteristics  at  lower  values  of  fault  current  and definite time characteristics at higher values.  as  the  distance  from  source  increases.  characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  Its operating time is constant.  Extremely Inverse Time over Current Relay:   It has more inverse characteristics than that of IDMT and very  inverse over‐ current relay.  It  is  particularly effective with ground faults because of their steep characteristics. expensive cables.  When  current  in  a  circuit  is  too  high  to  directly  apply  to  measuring  instruments.  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  together  with  voltage  transformers  VT   potential  transformers  PT . for values between  10  and  20. are known as instrument transformers.  It is for the protection of alternators. etc.  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.  CURRENT TRANSFORMER  CT   In electrical engineering. Current transformers.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT. transformers. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current.  It  is  widely used for the protection of distribution lines. a current transformer  CT  is used  for measurement of electric currents. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time.  a  current  transformer  produces  a  reduced  current  accurately  proportional  to  the  current  in  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    the circuit.  which  operates  once  and  then has to be replaced. which can be conveniently connected to measuring and recording  instruments.  from  small  devices  that  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  The selected tap.  by  interrupting  continuity. for multi‐ratio CT's  CIRCUIT BREAKER  A  circuit  breaker  is  an  automatically‐operated  electrical  switch  designed  to  protect an electrical circuit from damage caused  by overload or short circuit.  Unlike  a  fuse. a circuit breaker can be  reset  either  manually  or  automatically   to  resume  normal  operation.  Current  transformers  are  commonly  used  in  metering  and  protective  relays  in  the  electrical power industry.  Accuracy of CT  The accuracy of a CT is directly related to a number of factors including:  Burden  Burden class/saturation class  Rating factor  Load  External electromagnetic fields  Temperature and  Physical configuration. Its basic function is  to  detect  a  fault  condition  and.  Circuit  breakers  are  made  in  varying  sizes. to immediately discontinue electrical  flow.  A  current  transformer  also  isolates  the  measuring  instruments  from  what  may  be  very  high  voltage  in  the  monitored  circuit. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    protect an individual household appliance up to large switchgear designed to  protect high voltage circuits feeding an entire city.    SINGLE LINE DIAGRAM                ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SINGLE LINE DIAGRAM WITH FAULT‐1     ALERTS DIAGRAM            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SINGLE LINE DIAGRAM WITH FAULT‐2                    ALERTS DIAGRAM        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   In this experiment we have used one current transformer that is connected to  the over current relay.  51  for  a  time  over  current  TOC .                    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . When the relay  operates.  The  ANSI  device  number  is  50  for  an  instantaneous  over  current  IOC .  the  relay  operates  the  circuit  breaker  and  isoltes  the  faulty system from the normal system.  In  a  typical application the overcurrent relay is connected to a current transformer  and calibrated to operate at or above a specific current level.  After  sensing  the  fault.  When a fault occur in the system.  We have verified that the relay is operating for both faults added in the system  by selecting two different faulty points. the amount of current flowing through that  section increases and current transformer provides the relay a sense of fault  by changing its current.  one  or  more  contacts  will  operate  and  energize  to  trip  open   a  circuit breaker.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  An "overcurrent relay" is a type of protective relay which operates when the  load  current  exceeds  a  preset  value.   in  modern  electric  power  systems  these  functions  are  performed  by  digital  instruments  still  called  protection  relays. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism.  instead  using  a  semiconductor  device  to  perform  switching.  A  protective  relay  is  a  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Experiment#13    Modeling of a Differential Relay Using ETAP  WHAT IS A RELAY?  A relay is an electrically operated switch.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal.       A  type  of  relay  that  can  handle  the  high  power  required  to  directly  drive  an  electric motor is called a contractor. The  first relays were used in long distance telegraph circuits.  Relays  found  extensive use in telephone exchanges and early computers to perform logical  operations. or where several circuits must be controlled by one signal. Solid‐state relays control power circuits  with  no  moving  parts.    Relays  with  calibrated  operating  characteristics  and  sometimes  multiple operating coils are used to protect electrical circuits from overload or  faults. repeating the signal  coming  in  from  one  circuit  and  re‐transmitting  it  to  another. but other operating principles are also used.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    automatic  sensing  device  which  senses  an  abnormal  condition  and  causes  circuit  breaker  to  isolate  faulty  element  from  system.Reliability . Stability .Fault clearance time  Functions of Relays  To detect the presence of fault  Identify the faulted components  Initiate appropriate circuit breaker  Remove the effective component from circuit  Purpose of Relay  Control  Protection  Regulation  Type of Relays   Over current Relay  Distance Relay  Differential Relay etc.Sensitivity .  Protective  relaying  is  necessary  with  almost  every  electrical  power  system  and  no  part  of  it  is  left  unprotected choice of protection depends upon several aspects like   Type and rating of protected equipment and its importance  Location  Probable abnormal condition  Cost   Selectivity .    W Where  a  difference  exists  ot d ther  than  that  du to  the  voltage  ra ue  atio   it  is  assumed  that  th transfor he  rmer  has  develope a  fault  ed  t and  the plant  is  automati e  ically  disc connected  circuit  by  tripping  t the  relevant  breaker rs.   An  inter h  ay  rnal  fault  produces  an  unbalance  or  's spill'  current t that is de etected by y the relay.    Design Considera ations  A  numb of  factors  have  to  be  tak into  account  in  designing a  schem to  ber  ken  g  me  meet th hese objec ctives.POW WER SYS STEM PR ROTECTIO ON LAB M MANUAL L    Differential Re elay  Differen ntial  protection  is  a unit  sch a  heme  that  compar res the current on t the primary side of  f a  trans sformer  with  that  on  the  s w secondary  side.  Differe ential prot tection det tects fault ts on all of f the  plant  a and  equipment  with the  p hin  protected  zone.  incl luding  int ter‐turn  short  circuits s.   U Under  nor rmal  conditions  I1  and I2  are  equal  and  opposite  such  that the  resu d  t  ultant  current  through the  rela is  zero. .  The pr rinciple of f operation n is made possible b by virtue o of the fact that  large  t transforme are  v ers  very  effici ient  and  hence  un nder  norm opera mal  ation  power‐ ‐in equals  power‐ou ut.  Principle of Operation  The ope erating pr rinciple em mployed by transfor rmer differ rential pro otection is s the  Merz‐P Price  circu ulating  cu urrent  sy ystem  as  shown  b below.  The ese include:  ASAD NA AEEM  2006‐RCET‐E 2 EE‐22    . leading to operatio on.   200/1 etc. To make  the situation worse.  This in  turn changes the ratio of primary to secondary current and produces out‐of‐ balance  or  spill   current  in  the  relay.  Magnetizing Inrush Current  When  a  transformer  is  first  energized.  1000/5.  This could mean that the currents fed into the relay from the two  sides  of  the  power  transformer  may  not  balance  perfectly.  Current Imbalance Produced by Tap Changing  A transformer equipped with an on‐load tap changer  OLTC  will by definition  experience a change in voltage ratio as it moves over its tapping range.e.  magnetizing  inrush  has  the  effect  of  producing a high magnitude current for a short period of time.   Any  imbalance  must be compensated for and methods used include the application of biased  relays and/or the use of the interposing CTs.  none  of  these  conditions  is  'in  zone'  and  therefore  the  protection  must  remain  stable  i. so the magnitude of the spill current increases.  Biased relays provide the solution.  And finally through faults could produce  spill  currents  that  exceed  the  setting  of  the  relay.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL              The matching of CT ratios Current imbalance produced by tap changing Dealing with zero sequence currents Phase shift through the transformer Magnetizing inrush current Each of these is considered further below:  The Matching of CT Ratios  The  CTs  used  for  the  Protection  Scheme  will  normally  be  selected  from  a  range  of  current  transformers  with  standard  ratios  such  as  1600/1. as the load on the transformer increases the magnitude of  the spill current increases yet again.  it  must not operate.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   However.   As  the  transformer  taps  further  from  the balance position.   an  interposing  CT  is  installed  between  the  secondary  winding of the main CT and the relay.  As  the  name  suggests.  or  both.  Other Issues  Biased Relays  The use of a bias feature within a differential relay permits low settings and  fast  operating  times  even  when  a  transformer  is  fitted  with  an  on‐load  tap‐ changer.  typically.  Modern Relays  It should be noted that some of the newer digital relays eliminate the need for  interposing CTs by enabling essentials such as phase shift. The effect of the bias is to progressively increase the amount of spill  current  required  for  operation  as  the  magnitude  of  through  current  increases. CT  ratios and zero  sequence current elimination to be programmed directly into the relay.  Solutions include  building a time delay feature  into the relay and  the  use  of  harmonic  restraint  driven.  Interposing CTs  The main function of an interposing CT is to balance the currents supplied to  the  relay  where  there  would  otherwise  be  an  imbalance  due  to  the  ratios  of  the main CTs.  by  the  high  level  of  second  harmonic associated with inrush current.   Precautions  must  therefore  be  taken  to  prevent  a  protection  operation.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    This will be seen by the supply side CTs only and could be interpreted as an  internal  fault.  Interposing CTs are equipped with a wide range of taps that can  be selected by the user to achieve the balance required.   Interposing  CTs  also  provide  a  convenient  method  of  establishing  a  delta  connection  for  the  elimination  of  zero  sequence  currents  where  this  is  necessary.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   Biased  relays  are  given  a  specific  characteristic  by  the  manufacturer.  They can be used on the  primary side  or  secondary  side  of  the  power  transformer  being  protected.   Current  transformers  are  commonly  used  in  metering  and  protective  relays  in  the  electrical power industry. are known as instrument transformers.  a  current  transformer  produces  a  reduced  current  accurately  proportional  to  the  current  in  the circuit. for multi‐ratio CT's  CIRCUIT BREAKER  A  circuit  breaker  is  an  automatically‐operated  electrical  switch  designed  to  protect an electrical circuit from damage caused by overload or short circuit.  Its basic function is to detect a fault condition and. by interrupting continuity.  together  with  voltage  transformers  VT   potential  transformers  PT .  When  current  in  a  circuit  is  too  high  to  directly  apply  to  measuring  instruments. a current transformer  CT  is used  for measurement of electric currents.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    CURRENT TRANSFORMER  CT   In electrical engineering. Unlike a fuse. which can be conveniently connected to measuring and recording  instruments.  Accuracy of CT  The accuracy of a CT is directly related to a number of factors including:  Burden  Burden class/saturation class  Rating factor  Load  External electromagnetic fields  Temperature and  The selected tap. which operates once  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  to immediately discontinue electrical flow. Current transformers.  A  current  transformer  also  isolates  the  measuring  instruments  from  what  may  be  very  high  voltage  in  the  monitored  circuit. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    and  then  has  to  be  replaced,  a  circuit  breaker  can  be  reset  either  manually  or  automatically   to  resume  normal  operation.  Circuit  breakers  are  made  in  varying  sizes,  from  small  devices  that  protect  an  individual  household  appliance  up  to  large  switchgear  designed  to  protect  high  voltage circuits feeding an entire city.      SINGLE LINE DIAGRAM      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SINGLE LINE DIAGRAM WITH FAULT‐1     ALERTS DIAGRAM    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    SINGLE LINE DIAGRAM WITH FAULT‐2    ALERTS DIAGRAM    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22              ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .   Here we have used two CT’s.  In this experiment. These CT’s are directly connected to the differential relay  that is sensing the difference between the secondary side currents of both  CT’s.  First of all we have applied a fault on the secondary side of transformer and  ensure the operation of circuit breaker at the instant of fault through the  signal provided by the relay.   It is verified that the differential relay modeled can detect three phase fault as  well as fault on any single phase on each side of transformer. one on primary side of transformer and the other  on secondary side. we modeled a differential relay in ETAP which provides  the essential protection against transformer internal faults and it is useful in  power transformers like 500.  However it can also be used for the protection of distribution transformer.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Comments:  It is important to note the direction of the currents as well as the magnitude as  they are vectors. It requires a set of current transformers  smaller  transformers that transform currents down to a level which can be measured   at each end of the power line or each side of the transformer.  Moreover the differential relay can only sense the faults that are present in  the internal zone of both CT’s.220 and 132KV.  Then we applied a fault on the primary side and again verify the tripping of  circuit breaker through the relay signal.  or where several circuits must be controlled by one signal. repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another. but other operating principles are also used. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Experiment#14    Modeling of a Definite Time Over‐Current Relay using MATLAB  WHAT IS A RELAY?  A relay is an electrically operated switch.   Type of Relays  Over current Relay  Distance Relay  Differential Relay  And many more…      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits.  the time delay is provided  in case of inverse  relays.  Selected.  Current  limiting  can  be  considered  as  another  over  current  protective  device  rating.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current. To achieve this.  These  ratings  include  voltage.  although  not  all  over  current  protective  devices are required to have this characteristic.  Of the three of the ratings.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Functions of Relays:    To detect the presence of fault  Identify the faulted components  Initiate appropriate circuit breaker  Remove the effective component from circuit    Over‐Current Relay  The  protection  in  which  the  relay  picks  up  when  the  magnitude  of  current  exceeds  the  pickup  level  is  known  as  the  over‐current  protection.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents.  a  serious  hazard  for  equipment  and  personnel  will  exist. ampere and interrupting rating.  current surges.  Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  Earth faults. In  order for an over current protective device to operate properly. permissible over current.  Short  circuits  can  be  Phase  faults. Winding faults.  Over  current  includes  short‐circuit  protection.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . Over current relay is a basic element of over current protection. over current  protective  device  ratings  must  be  properly  selected. If the  interrupting  rating  is  not  properly. perhaps  the most important and most often overlooked is the interrupting rating.   characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.1s or less. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current. etc.  Extremely Inverse Time over Current Relay:   It has more inverse characteristics than that of IDMT and very  inverse over‐ current relay.  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings.  as  the  distance  from  source  increases.  Inverse Definite Minimum Time over Current Relay:   It  gives  inverse  time  current  characteristics  at  lower  values  of  fault  current  and definite time characteristics at higher values.  It  is  widely used for the protection of distribution lines. expensive cables.  Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time.  It  is  particularly effective with ground faults because of their steep characteristics.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Types of Over Current Relay  Instantaneous Time over Current Relay:   It  operates  in  a  definite  time  when  current  exceeds  its  pick‐up  value.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . It is suitable for the protection of machines against overheating. for values between  10  and  20.  It  has  operating time is constant. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10.  Its operating time is constant. In it.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT.  It is for the protection of alternators. there is no intentional time delay. It operates  in 0. transformers. POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Simulink Diagram in MATLAB for Definite Time Over‐Current  Relay                ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    . POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Waveform Results in MATLAB for Definite Time Over‐Current  Relay              ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  It has pick‐up and time dial settings. It is observed that the relay is operated during this fault time  which verifies the definite time relay operation.1  second   is  greater  than  the  delay  time 1 second . desired time delay can be  set with the help of an intentional time delay mechanism.  If  the  fault  is  removed in between that time. After that another fault occur from  1  to  2.  Relay will operate the circuit breaker if fault occurrence time is greater than  the time delay given in the setting.5  second but this fault time is smaller than the time delay 1 second  that is why  the relay does not operate during this fault. then relay will not operate the circuit breaker. the relay senses the occurrence of  fault  and  check  it  upto  the  time  delay  provided  in  the  setting.          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    .  When any fault occurs in the power system.  there  is  a  fault  in  the  system  from  0  to  0. Its operation is independent of the magnitude of current above the  pick‐up value. Its operating time is  constant.  The relay modeled in this experiment has a constant time delay of 1 second.POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  As clear from the name. as current exceeds its pick‐up value.  now  the  fault  time 1.1  seconds. the definite time over‐current relay operates after a  predetermined time.  For  example  in  this  experiment.