59926214 Power System Protection Lab Manual

Transcript

LAB M  MANU UAL  PO 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 OF O ELECTRICAL EN NGINEERIN NG A CONSTIITUENT CO OLLEGE: RACHNA R C COLLEGE OF ENGIN NEERING & (A T TECHNOLO OGY GUJR RANWALA A) UN NIVERSITY Y OF ENGIINEERING & TECHN NOLOGY LA AHORE, PA AKISTAN POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    EXP#  01  TITLE Introduction to MATLAB and Electrical Transients  Analyzer Program  ETAP   Introduction to Power System Protection  02    03  IMPACT OF INDUCTION MOTOR STARTING ON POWER  SYSTEM   04  SELECTION OF CIRCUIT BREAKER FOR DIFFERENT  BRANCHES OF A GIVEN POWER SYSTEM USING ETAP 05  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   06  07  08  09  10  11  12  13  14    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    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.^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.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Creating a Vector:  Let’s create a simple vector with 9 elements called a.   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, a, and store the result in a new  vector.   Notice how MATLAB requires no special handling of vector or matrix math.  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. Let's plot  the result of our vector addition  with grid lines.  Plot  b   grid on  MATLAB can make other graph types  as well, with axis labels.  bar b   xlabel 'Sample #'   ylabel 'Pounds'     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    MATLAB can use symbols in plots as well. Here is an example using stars to  mark the points. MATLAB offers a variety of other symbols and line types.  Creating a matrix:  Creating a matrix is as easy as making a vector, using semicolons  ;  to  separate the rows of a matrix.  A    1 2 0; 2 5 ‐1; 4 10 ‐1   A         1     2      0       2     5     ‐1       4    10    ‐1    Adding a new Row:  B 4,: 7 8 9   ans        1     2      0       2     5     ‐1       4    10    ‐1       7     8      9  Adding a new Column:  C :,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.   B   A'  B         1     2     4       2     5    10       0    ‐1    ‐1  Matrix Multiplication:  Now let's multiply these two matrices together.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Note again that MATLAB doesn't require you to deal with matrices as a  collection of numbers. MATLAB knows when you are dealing with matrices  and adjusts your calculations accordingly.   C   A * B  C         5    12    24      12    30    59      24    59   117    Matrix Multiplication by corresponding elements:  Instead of doing a matrix multiply, we can multiply the corresponding  elements of two matrices or vectors using the’.* ‘operator.  C   A .* 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.  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.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Eigen Values:  There are functions to obtain Eigen values:  eig A   ans        3.7321      0.2679      1.0000    Polynomial coefficients:  The "poly" function generates a vector containing the coefficients of the  characteristic polynomial.  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.   These are actually the eigenvalues of the original matrix.  roots  p   ans        3.7321      1.0000      0.2679  MATLAB has many applications beyond just matrix computation.  Vector Convolution:  To convolve two vectors :  q   conv  p, p   q         1   ‐10    35   ‐52    35   ‐10     1  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Or convolve again and plot the result.  r   conv  p, q   plot  r ;  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.  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.    This is the set of tools and facilities that help you use MATLAB functions and  files. Many of these tools are graphical user interfaces. It includes the MATLAB  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    desktop and Command Window, a command history, an editor and debugger,  and browsers for viewing help, the workspace, files, and the search path.   The MATLAB Mathematical Function Library:  This is a vast collection of computational algorithms ranging from elementary  functions,  like  sum,  sine,  cosine,  and  complex  arithmetic,  to  more  sophisticated  functions  like  matrix  inverse,  matrix  Eigen  values,  Bessel  functions, and fast Fourier transforms.   The MATLAB Language:    This  is  a  high‐level  matrix/array  language  with  control  flow  statements,  functions,  data  structures,  input/output,  and  object‐oriented  programming  features.  It  allows  both  "programming  in  the  small"  to  rapidly  create  quick  and  dirty  throw‐away  programs,  and  "programming  in  the  large"  to  create  large and complex application programs.   Graphics:   MATLAB has extensive facilities for displaying vectors and matrices as graphs,  as  well  as  annotating  and  printing  these  graphs.  It  includes  high‐level  functions  for  two‐dimensional  and  three‐dimensional  data  visualization,  image processing, animation, and presentation graphics. 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.   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 facilities for calling routines from MATLAB  dynamic linking , calling MATLAB as a computational engine, and for reading  and writing MAT‐files.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    MATLAB Documentation:  MATLAB  provides  extensive  documentation,  in  both  printed  and  online  format,  to  help  you  learn  about  and  use  all  of  its  features.  If  you  are  a  new  user,  start  with  this  Getting  Started  book.  It  covers  all  the  primary  MATLAB  features  at  a  high  level,  including  many  examples.  The  MATLAB  online  help  provides  task‐oriented  and  reference  information  about  MATLAB  features.  MATLAB documentation is also available in printed form and in PDF format.   Working with Matrices:  Generate  matrices,  load  matrices,  create  matrices  from  M‐files  and  concatenation, and delete matrix rows and columns.  More About Matrices and Arrays:  Use  matrices  for  linear  algebra,  work  with  arrays,  multivariate  data,  scalar  expansion, and logical subscripting, and use the find function.  Controlling Command Window Input and Output:  Change  output  format,  suppress  output,  enter  long  lines,  and  edit  at  the  command line.  Bioinformatics Toolbox:  The  Bioinformatics  Toolbox  extends  MATLAB  to  provide  an  integrated  software environment for genome and proteome analysis. Together, MATLAB  and  the  Bioinformatics  Toolbox  give  scientists  and  engineer  a  set  of  computational  tools  to  solve  problems  and  build  applications  in  drug  discovery, genetic engineering, and biological research. You can use the basic  bioinformatics  functions  provided  with  this  toolbox  to  create  more  complex  algorithms  and  applications.  These  robust  and  well  tested  functions  are  the  functions that you would otherwise have to create yourself.  Connecting  to  Web  accessible  databases,  Reading  and  converting  between  multiple  data  formats,  Determining  statistical  characteristics  of  data,  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Manipulating  and  aligning  sequences,  Modeling  patterns  in  biological  sequences using Hidden Markov Model  HMM  profiles, Reading, normalizing,  and  visualizing microarray  data creating and manipulating phylogenetic tree  data  interfacing  with  other  bioinformatics  software.  The  field  of  bioinformatics  is  rapidly  growing  and  will  become  increasingly  important  as  biology becomes a more analytical science.   The  Bioinformatics  Toolbox  provides  an  open  environment  that  you  can  customize  for  development  and  deployment  of  the  analytical  tools  you  and  scientists will need. Prototype and develop algorithms Prototype new ideas in  an  open  and  extendable  environment.  Develop  algorithms  using  efficient  string  processing  and  statistical  functions,  view  the  source  code  for  existing  functions, and use the code as a template for improving or creating your own  functions. See Prototype and Development Environment.   Visualize  data  Visualize  sequence  alignments,  gene  expression  data,  phylogenetic  trees,  and  protein  structure  analyses.  See  Data  Visualization.  Share  and  deploy  applications  Use  an  interactive  GUI  builder  to  develop  a  custom  graphical  front  end  for  your  data  analysis  programs.  Create  stand‐ alone  applications  that  run  separate  from  MATLAB.  See  Algorithm  Sharing  and Application Deployment.    Control System Toolbox:  Building  Models  Describes  how  to  build  linear  models,  interconnect  models,  determine  model  characteristics,  convert  between  continuous‐  and  discrete‐ time  models,  and  how  to  perform  model  order  reduction  on  large  scale  models. This chapter develops a DC motor model from basic laws  of physics.  Analyzing  Models  Introduces  the  LTI  Viewer,  graphical  users  interface  GUI   that  simplifies  the  task  of  viewing  model  responses.  This  chapter  also  discusses command‐line functions for viewing model responses.   Designing  Compensators  Introduces  the  SISO  Design  Tool,  a  GUI  that  allows  you to rapidly iterate on compensator designs.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    You can use this tool to adjust compensator gains and add dynamics, such as  poles,  zeros,  lead  networks,  and  notch  filters.  This  chapter  also  discusses  command‐line  functions  for  compensator  design  and  includes  examples  of  LQR and Kalman filter design.  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.  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.  Library  equations  include  polynomials,  exponentials,  rationales, sums of Gaussians, and so on. Custom equations are equations that  you  define  to  suit  your  specific  curve  fitting  needs.  You  can  perform  a  nonparametric fit using a smoothing spine or various interpellants. Standard  linear  least  squares,  nonlinear  least  squares,  weighted  least  squares,  constrained least squares, and robust fitting procedures Fit statistics to assist  you  in  determining  the  goodness  of  fit  Analysis  capabilities  such  as  extrapolation,  differentiation,  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,  binary  files,  and  workspace variables.  Data Acquisition Toolbox:     Introduction to Data Acquisition provides you with general information about  making  measurements  with  data  acquisition  hardware.  The  topics  covered  should  help  you  understand  the  specification  sheet  associated  with  your  hardware.  Getting  started  with  the  Data  Acquisition  Toolbox  describes  the  toolbox  components,  and  shows  you  how  to  access  your  hardware,  examine  your hardware resources, and get command line help.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Database Toolbox:     Overview of how databases connect to MATLAB, toolbox functions, the Visual  Query Builder, major features of the toolbox, and the expected background for  users  of  this  product.  System  Requirements  Supported  platforms,  MATLAB  versions, databases, drivers, SQL commands, data types, and related products.  Setting  Up  a  Data  Source  Before  connecting  to  a  database,  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,  and  learn  how  to  get  help for the product.  Data feed Toolbox:  This document describes the Data feed Toolbox for MATLAB®. The Data feed  Toolbox  effectively  turns  your  MATLAB  workstation  into  a  financial  data  acquisition  terminal.  Using  the  Data  feed  Toolbox;  you  can  download  a  wide  variety  of  security  data  from  financial  data  servers  into  your  MATLAB  workspace.  Then,  you  can  pass  this  data  to  MATLAB  or  to  another  toolbox,  such as the Financial Time Series Toolbox, for further analysis.  Filter Design Toolbox:  The  Filter  Design  Toolbox  is  a  collection  of  tools  that  provides  advanced  techniques  for  designing,  simulating,  and  analyzing  digital  filters.  It  extends  the capabilities of the Signal Processing Toolbox with filter architectures and  design  methods  for  complex  real‐time  DSP  applications,  including  adaptive  filtering and MultiMate filtering, as well as filters transformations. Used with  the  Fixed‐Point  Toolbox,  the  Filter  Design  Toolbox  provides  functions  that  simplify  the  design  of  fixed‐point  filters  and  the  analysis  of  quantization  effects.  When  used  with  the  Filter  Design  HDL  Coder,  the  Filter  Design  Toolbox lets you generate VHDL and Verilog code for fixed‐point filters.  Key Features:  Advanced  FIR  filter  design  methods,  including  minimum‐order,  minimum‐ phase, constrained‐ripple, half band, Nyquist, interpolated FIR, and nonlinear  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    phase  Perfect  reconstruction  and  two‐channel  FIR  filter  bank  design  Advanced  IIR  design  methods,  including  arbitrary  magnitude,  group‐delay  equalizers,  constrained‐pole  radius,  peaking,  notching,  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  design,  scaling,  and  section  reordering  Round‐off  noise  analysis  for  filters  implemented  in  single‐precision  floating  point  or  fixed point FIR and IIR filter transformations, including low pass to low pass,  low  pass  to  high  pass,  and  low  pass  to  multiband.  Adaptive  filter  design,  analysis, and implementation, including LMS‐based, RLS‐based, lattice‐based,  frequency‐domain,  fast  transversal,  and  affine  projection  Multi‐rate  filter  design,  analysis,  and  implementation,  including  cascaded  integrator‐comb  CIC   fixed‐point  MultiMate  filters  VHDL  and  Verilog  code  generation  for  fixed‐point filters.  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. You can read,  write, analyze, combine, and visualize RF network parameters. Work Directly  with Network Parameter Data You can work directly with your own network  parameter  data  or  with  data  from  files.  Functions  enable  you  to:  Read  and  write RF data in Touchstone® .snp, .ynp, .znp, and .hnp formats, as well as the  Math Works .AMP format. Conversion among S, Y, Z, h, T, and ABCD network  parameters  Plot  your  data  on  X‐Y  plane  and  polar  plane  plots,  as  well  as  Smith® charts Calculate cascaded S‐parameters  and de‐embed S‐parameters  from  a  cascaded  network  Calculate  input  and  output  reflection  coefficients,  and voltage standing‐wave ratio  VSWR  at the reflection coefficient.  Wavelet Toolbox:  Everywhere  around  us  are  signals  that  can  be  analyzed.  For  example,  there  are  seismic  tremors,  human  speech,  engine  vibrations,  medical  images,  financial  data,  music,  and  many  other  types  of  signals.  Wavelet  analysis  is  a  new and promising set of tools and techniques for analyzing these signals. The  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Wavelet Toolbox is a collection of functions built on the MATLAB® Technical  Computing  Environment.  It  provides  tools  for  the  analysis  and  synthesis  of  signals  and  images,  and  tools  for  statistical  applications,  using  wavelets  and  wavelet packets within the framework of MATLAB.   The  MathWorks  provides  several  products  that  are  relevant  to  the  kinds  of  tasks you can perform with the Wavelet Toolbox.   The  Wavelets  Toolbox  provides  two  categories  of  tools:  Command  line  functions Graphical interactive tools the first category of  tools is made up of  functions.   Simulink:  Simulink®  is  a  software  package  for  modeling,  simulating,  and  analyzing  dynamic systems.   It  supports  linear  and  nonlinear  systems,  modeled  in  continuous  time,  sampled time, or a hybrid of the two. Systems can also be MultiMate, i.e., have  different  parts  that  are  sampled  or  updated  at  different  rates.  Simulink  encourages you to try things out. You can easily build models from scratch, or  take  an  existing  model  and  add  to  it.  Simulations  are  interactive,  so  you  can  change parameters on the fly and immediately see what happens.   A goal of Simulink is to give you a sense of the fun of modeling and simulation,  through an environment that encourages you to pose a question, model it, and  see  what  happens.  With  Simulink,  you  can  move  beyond  idealized  linear  models  to  explore  more  realistic  nonlinear  models,  factoring  in  friction,  air  resistance, gear slippage, hard stops, and the other things that describe real‐ world phenomena. Simulink turns your computer into a lab for modeling and  analyzing  systems  that  simply  wouldn't  be  possible  or  practical  otherwise,  whether  the  behavior  of  an  automotive  clutch  system,  the  flutter  of  an  airplane  wing,  the  dynamics  of  a  predator‐prey  model,  or  the  effect  of  the  monetary supply on the economy.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Simulink  is  also  practical.  With  thousands  of  engineers  around  the  world  using  it  to  model  and  solve  real  problems,  knowledge  of  this  tool  will  serve  you well throughout your professional career.  Signal Processing Toolbox:  The Signal Processing Toolbox is a collection of tools built on the MATLAB®  numeric computing environment.   The  toolbox  supports  a  wide  range  of  signal  processing  operations,  from  waveform  generation  to  filter  design  and  implementation,  parametric  modeling, and spectral analysis.   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. 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, that implement  a variety of signal processing tasks.   These  toolbox  functions  are  a  specialized  extension  of  the  MATLAB  computational.    ETAP is the most comprehensive analysis platform for the design, simulation,  operation, control, optimization, and automation of generation, transmission,  distribution, and industrial power systems.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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  Create a new project file  Open    Open an existing project file  Save    Save the project file  Print    Print the one‐line diagram or U/G raceway system  Cut  Cut the selected elements from the one‐line diagram or U/G  raceway system to the Dumpster  Copy  Copy the selected elements from the one‐line diagram or U/G  raceway system to the Dumpster  Paste  Paste elements from a Dumpster Cell to the one‐line diagram or  U/G raceway   system  Zoom In  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     Re‐size the one‐line diagram to fit the window  Check Continuity  Check the system continuity for non‐energized  elements  Power Calculator  Activate PowerStation Calculator that relates MW,  MVAR, MVA, kV, Amp, 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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Mode Toolbar  ETAP offers a suite of fully integrated software solutions including arc flash,  load flow, short circuit, transient stability, relay coordination, cable ampacity,  optimal power flow, and more. Its modular functionality can be customized to  fit the needs of any company, from small to large power systems.      Edit Mode  Edit mode enables you to build your one‐line diagram, change system  connections, edit engineering properties, save your project, and generate  schedule reports in Crystal Reports formats.  The Edit Toolbars for both AC  and DC elements will be displayed to the right of the screen when this mode is  active.  This mode provides a wide variety of tasks including:  • • • • • • • • • • • • • • Drag & Drop Elements  Connect Elements  Change IDs  Cut, Copy, & Paste Elements  Move from Dumpster  Insert OLE Objects  Cut, 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    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    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, simulation,  operation, control, optimization, and automation of generation, transmission,  distribution, and industrial power systems. This software is used to analyze  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    very large power systems. ETAP is used for the following types of analysis of  any power system:  • • • • • • • • • • 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                            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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, equipment and property.  Isolation of faulty element                   The ill effects of faults are minimized by quickly isolating the faulty  element from the rest of the healthy system, thus limiting the disturbance  footprint to as small an area in time and space as possible.  FAULTS AND ABNORMAL OPERATING CONDITIONS  Shunt Fault:                  “When the path of the load current is cut short because of breakdown  of insulation, we say that a ‘short circuit’ has occurred.” These faults due to  insulation flashover are many times temporary, i.e. if the arc path is allowed to  de‐ionize, by interrupting the electric supply for a sufficient period, then there  arc does not restrike after the supply is restored. This process of interruption  followed by intentional re‐energization is known as “RECLOSURE”. In low  voltage system up to 3 reclosure are attempted, after which the breaker is  locked out. The repeated attempts at reclosure, at times, help in burning out  the object, which is causing the breakdown of insulation. The reclosure may  also be done automatically.  EHV SYSTEM:                     In these systems where the damage due to short  circuit may be very  large and the system stability at stake, only one reclosure is allowed. At times  the short circuit may be total  sometimes called a dead short circuit  or it may  be partial short circuit.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    METALLIC FAULT:                “A fault which bypasses the entire load current through itself is called a  metallic  fault”.  A  metallic  fault  presents  a  very  low,  practically  zero,  fault  resistance. A partial short circuit can be modeled as a non‐zero resistance  or  impedance  parallel with the intended path of current.  ARC RESISTANCE:              Most  of  the  times,  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.  Early  researches  have  developed  models  of  arc  resistance.  One  such  widely  used  model  is  due  to  Warrington,  which  gives  the  Arc  Resistance as;  Rarc 8750 S 3ut /I1.4  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. The insulation may  fail because of it’s own weakening, or it may fail due to over‐voltage the  weakening of insulation may be due to one or more of following factors.  • • • • • • Ageing                                                                                                                    Temperature  Rain, Hail, Snow                                                                                                         Chemical pollution  Foreign objects                                                                                                        Other causes  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    The over voltage may be either internal  due to switching  or external  due to  lightening .  EFFECTS OF SHUNT FAULTS   If the power system just consisted of isolated alternators feeding their own  load, 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;  Internal voltage I p.u  Synchronous impedance Xd    2 p.u  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Steady stat short circuit current   0.5 p.u  This current is to small to cause any worry.  However considering;                  Sub‐transient impedance  Xd ”   0.1 p.u                  Sub‐transient current will     I ”  10  p.u  FOR INTERCONNECTED POWER SYSTEM                 For these systems all the generators and motors will contribute  towards the fault current, thus building up the value of the fault current to  couple of tens of times to the normal full‐load current. Faults thus cause heavy  current to flow. If these current persists for short duration they can cause  serious damage to the equipment.  OVERHEATING:                 In faulted circuits the over‐current causes the over heating and  attendant danger of fire, this over heating also causes the deterioration of the  insulation, thus weakening it further. Transformers are known to have  suffered mechanical damage to the windings due to fault.  Some important points of inter‐connected power system are:  • The generators in inter connected system must operate in  synchronism at all instants.  • The electric power out put from an alternator near the fault drops  sharply.  • The mechanical power input remains constant at its pre fault value.  EFFECT OF FAULT:               As mechanical power input remains constant this causes the alternator  to accelerate, along with the rotor angle ф starts increasing, thus the  alternators start swinging with respect to each other. If the swing goes out of  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    control alternator will be tripped out. Thus system stability is at sake.  Therefore fault need to be isolated and removed as quickly as possible.  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.  PHASE FAULT:                The  fault  which  involves  two  or  more  phase  conductors  with  or  without ground is called as phase fault.  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. 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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    CT, PT,Relays  12  Phasor Diagram of Voltages and Currents during Various Faults  A fault is accompanied by a build‐up of current, which is obvious. At the same  time there is a fall in voltage throughout the power system. If the fault is a  metallic fault, the voltage at the fault location is zero. The voltage at the  terminals of the generator will also drop, though not drastically. If the source  is ideal, there will be no drop in voltage at the generator terminals. Normally  the relay is away from the fault location. Thus, as seen from the relay location,  a fault is characterized by a build‐up of current, and to a certain extent,  collapse of voltage.       ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Series Fault  These faults occur simply when the path of current is opened. Practically most  of the time series fault is converted into shunt fault.  Abnormal Operating Conditions  The boundary between the normal and faulty conditions is not crisp. There  are certain operating conditions inherent to the operation of the power  system which is definitely not normal, but these are not electrical faults either.  Some examples are the magnetizing inrush current of a transformer, starting  current of an induction motor, and the conditions during power swing.   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. This, the relay has to do with utmost selectivity and  speed. In a power system, faults are not an everyday occurrence. A typical  relay, therefore, spends all of its life monitoring the power system. Thus,  relaying is like an insurance against damage due to faults.   Evolution of Power Systems  Systems have evolved from isolated generators feeding their own loads to  huge power systems spanning an entire country. The evolution has  progressed systems to high‐voltage systems and low‐power handling  capacities to high power capacities. The requirements imposed on the  protective system are linked to the nature of the power system.   Isolated Power System   The protection of an isolated power system is simpler because firstly, there is  no concentration of generating capacity and secondly, a single synchronous  alternator does not suffer from the stability problem as faced by a multi‐ machine system. Further, when there is a fault and the protective relays  remove the generator from the system, the system may suffer from a blackout  unless there is a standby source of power. The steady‐state fault current in a  single machine power system may even be less than the full‐load current.  Such a fault will, however, cause other effects like speeding up of the  generator because of the disturbed balance between the input mechanical  power and the output electrical power, and therefore should be quickly  attended to. Although, there are no longer any isolated power systems  supplying residential or industrial loads, 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.   Interconnected Power System   An interconnected power system has evolved because it is more reliable than  an isolated power system. In case of disruption in one part of the system,  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    power can be fed from alternate paths, thus, maintaining continuity of service.  An interconnected power system also makes it possible to implement an  economic load dispatch.   The generators in an interconnected system could be of varied types such as  turbo‐alternators  in coal fired, gas fired or nuclear power plants , generators  in hydroelectric power plants, wind‐powered generators, fuel cells or even  solar‐powered photovoltaic cells.   Figure shows a simple interconnected power system. Most of the generators  operate at the voltage level of around 20 kV. For bulk transmission of power,  voltage levels of the order of 400 kV or higher are used. At the receiving end,  the voltage is stepped down to the distribution level, which is further stepped  down before it reaches the consumers.   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.   There is interconnection at various EHV voltage levels.             ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Disadvantages of an Interconnected System   • • • • There are other undesirable effects of interconnection. 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. Its state is likely to drift from one state to  the other as shown in the figure.                      When the power system is operating in steady state, it is said to be operating  in normal state. In this state, there is enough generation capacity available to  meet the load, therefore, the frequency is stable around the nominal 50Hz or  60 Hz. 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, consisting of a CT and a PT, a relay and its associated circuit  breaker. Every protection system will have these basic components.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL                      At this stage, we can consider the relay as a black‐box having current and  voltage at its input, and an output, in the form of the closure of a normally‐ open contact. This output of the relay is wired in the trip circuit of the  associated circuit breaker s  so as to complete this circuit. 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. The smaller the fault current it can detect, the more sensitive it is.   Selectivity   In detecting the fault and isolating the faulty element, the protective system  must be very selective. Ideally, the protective system should zero‐in on the  faulty element and isolate it, thus causing minimum disruption to the system.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Speed   The longer the fault persists on the system, the larger is the damage to the  system and higher is the possibility that the system will lose stability. Thus, 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, the speed of the  protection is very important.   Reliability and Dependability   A protective system is of no use if it is not reliable. There are many ways in  which reliability can be built into the system. In general, it is found that simple  systems are more reliable. Therefore, we add features like back‐up protection  to enhance the reliability and dependability of the protective system.   System Transducers  Current transformers and voltage transformers form a very important link  between the power system and the protective system. These transducers  basically extract the information regarding current and voltage from the  power system under protection and pass it on to the protective relays.   Current Transformer   The current transformer has two jobs to do.   • Firstly, it steps down the current to such levels that it can be easily  handled by the relay current coil. The standard secondary current  ratings used in practice are 5 A and 1 A. This frees the relay designer  from the actual value of primary current.   • Secondly, it isolates the relay circuitry from the high voltage of the EHV  system.   A conventional electromagnetic current transformer is shown in Figure.  Ideally, the current transformer should faithfully transform the current  without any errors. In practice, there is always some error. The error creeps  in, both in magnitude and in phase angle. These errors are known as ratio  error and phase angle error.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. The standard secondary voltage on line‐to‐line basis is 110 V. This  helps in standardizing the protective relaying equipment irrespective of the  value of the primary EHV adopted.   A PT primary is connected in parallel at the point where a measurement is  desired, unlike a CT whose primary is in series with the line.  A conventional electromagnetic VT is shown in Figure:                    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Circuit Breaker   The circuit breaker is an electrically operated switch, which is capable of  safely making, as well as breaking short‐circuit currents. The circuit breaker is  operated by the output of its associated relay. When the circuit breaker is in  the closed condition, its contacts are held closed by the tension of the closing  spring. When the trip coil is energized, it releases a latch, causing the stored  energy in the closing spring to bring about a quick opening operation.   Organization of Protection   The protection is organized in a very logical fashion. The idea is to provide a  ring of security around each and every element of the power system. If there  is any fault within this ring, 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. This 'ring of security' is called zone of protection.  This is depicted in  Figure with the help of a simple relay for the protection of a transformer.  Without going into the detailed of the differential relaying scheme, we can  make the following statements:       Faults within the zone are termed internal faults whereas the faults outside  the zone are called external faults. External faults are also known as through  faults. The farthest point from the relay location, which is still inside the zone,  is called the reach point.   Zones of Protection  Various zones for a typical power system are shown in Figure. It can be seen  that the adjacent zones overlap; otherwise there could be some portion which  is left out and remains unprotected.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL        Primary and back‐up Protection  As already mentioned there are times when the primary protection may fail.  This could be due to failure of CT, VT or relay, or failure of circuit breaker. 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, 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.  Further, the back‐up protection must wait for the primary protection to  operate, before issuing the trip command to its associated circuit breakers. In  other words, the operating time of the back‐up protection must be delayed by  an appropriate amount over that of the primary protection. Thus, 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.   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. 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. This results in operation of both the primary and the back‐up,  resulting in a longer and unnecessary disruption to the system. It is said that  with every additional relay used, there is an increase in the probability of  Maloperation.  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. Each apparatus has a unique set of  operating conditions.   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 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    ELEMENT  Alternator  Principle  Primary  protection  Bus bar  Primary  protection  Transformer  Primary  protection  Transmission  Primary  line  protection  Large  Primary  induction  protection  motor  Non‐ Directional Differential  Distance directional  over current over  current yes yes  yes yes  yes  yes yes   yes   yes  yes   COMMENTS  The knowledge about protection system is of great importance. In this  experiment, 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.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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,  through the interaction of magnetic fields and current‐carrying conductors.  The reverse process, producing electrical energy from mechanical energy, is  accomplished by a generator or dynamo.   Traction motors used on vehicles often perform both tasks. Many types of  electric motors can be run as generators, and vice versa.  INDUCTION MOTOR  DEFINITION:  An induction motor  or asynchronous motor or squirrel‐cage motor  is a type  of alternating current motor, where power is supplied to the rotor by means  of electromagnetic induction.  POWER CONVERSION:  An electric motor converts electrical power to mechanical power in  its rotor  rotating part . There are several ways to supply power to the rotor.  In a DC motor this power is supplied to the armature directly from  a DC source, while in an induction motor this power is induced in the rotating  device.   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. The  primary side's current evokes a magnetic field which interacts with the  secondary side's emf to produce a resultant torque, henceforth serving the  purpose of producing mechanical energy.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POW WER SYSSTEM PR ROTECTIO ON LAB M MANUAL L      CATIONS:  APPLIC ¾ In nduction m motors aree widely u used, especially poly yphase ind duction  m motors, wh hich are frrequently u used in industrial drives.  ¾ In nduction m motors aree now the preferred d choice fo or industriial motorss  d due to thei r rugged cconstruction,   ¾ A Absence off brushes  which aree required d in most D DC motorss  and thanks  to o modern power eleectronics tthe ability y to contro ol the speeed of the  m motor.      ASAD NA AEEM  2 2006‐RCET‐E EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    HISTORY:  The induction motor was first realized by Galileo Ferraris in 1885 in Italy. In  1888, Ferraris published his research in a paper to the Royal Academy of  Sciences in Turin  later, in the same year, Tesla gained U.S. Patent 381,968   where he exposed the theoretical foundations for understanding the way the  motor operates.   The induction motor with a cage was invented by Mikhail Dolivo‐ Dobrovolsky about a year later. Technological development in the field has  improved to where a 100 hp  74.6 kW  motor from 1976 takes the same  volume as a 7.5 hp  5.5 kW  motor did in 1897.   Currently, the most common induction motor is the cage rotor motor.  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. This method is often called "direct on line" and  abbreviated DOL.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    In an induction motor, 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, and the rotor current depends  on this emf.       A 3‐phase power supply provides a rotating magnetic field in an induction motor     When the motor is started, the rotor speed is zero. The synchronous speed is  constant, based on the frequency of the supplied AC voltage. So the slip speed  is equal to the synchronous speed, the slip ratio is 1, and the induced emf in  the rotor is large. As a result, a very high current flows through the rotor. This  is similar to a transformer with the secondary coil short circuited, which  causes the primary coil to draw a high current from the mains.   When an induction motor starts DOL, a very high current is drawn by the  stator, in the order of 5 to 9 times the full load current. This high current can,  in some motors, damage the windings; in addition, because it causes heavy  line voltage drop, other appliances connected to the same line may be affected  by the voltage fluctuation. To avoid such effects, several other strategies are  employed for starting motors.  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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    2 Delta  ¾ Wye  star in Europe , where the windings are connected from phases of  the supply to the neutral;  ¾ Delta  sometimes mesh in Europe , where the windings are connected  between phases of the supply.  ¾ A delta connection of the machine winding results in a higher voltage at  each winding compared to a wye connection  the factor is  .   ¾ A star‐delta starter initially connects the motor in wye, which produces  a lower starting current than delta, then switches to delta when the  motor has reached a set speed.   DISADVANTAGES:  Disadvantages of this method over DOL starting are:  ¾ ¾ ¾ Lower starting torque, which may be a serious issue with pumps or any  devices with significant breakaway torque  Increased complexity, 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:  ¾ Variable‐frequency drives  VFD  can be of considerable use in starting  as well as running motors.   ¾ A VFD can easily start a motor at a lower frequency than the AC line, as  well as a lower voltage, so that the motor starts with full rated torque  and with no inrush of current.   ¾ The rotor circuit's impedance increases with slip frequency, which is  equal to supply frequency for a stationary rotor,   ¾ So running at a lower frequency actually increases torque.  ¾ Thus variable frequency drives are used for multiple purposes.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Using brushes, variable power resistors are  connected in series with the poles. During start‐up the resistance is large and  then reduced to zero at full speed.  At start‐up the resistance directly reduces the rotor current and so rotor  heating is reduced. Another important advantage is the start‐up torque can be  controlled. As well, 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, consists of an auto‐ transformer.  SERIES REACTOR STARTERS  In series reactor starter technology, 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; the  impedance of the reactor, a function of the current passing through it,  gradually reduces as the motor accelerates, 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. Air core series reactor starters or a series reactor  soft starter is the most common and recommended method for fixed speed  motor starting.   SYNCHRONOUS MOTOR  A synchronous motor always runs at synchronous speed with 0% slip. 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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Where  “V” is the speed of the rotor  in rpm ,   “f”  is the frequency of the AC supply  in Hz    And   “n”  is the number of magnetic poles.  Note on the use of p: Some texts refer to number of pole pairs per phase  instead of number of poles per phase. For example a 6 pole motor, operating  on 60Hz power, would have 3 pole pairs. The equation of synchronous speed  then becomes: n 3            PARTS OF SYNCHRONOUS MOTOR  A synchronous motor is composed of the following parts:  ¾ The stator is the outer shell of the motor, which carries the armature  winding. This winding is spatially distributed for poly‐phase AC  current. This armature creates a rotating magnetic field inside the  motor.  ¾ The rotor is the rotating portion of the motor. it carries field winding,  which is supplied by a DC source. On excitation, this field winding  behaves as a permanent magnet.  ¾ The slip rings in the rotor, to supply the DC to the field winding.    STARTING OF SYNCHRONOUS MOTOR  Synchronous motors are not self‐starting motors. This property is due to the  inertia of the rotor. When the power supply is switched on, the armature  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    winding and field windings are excited. Instantaneously, the armature  winding creates a rotating magnetic field, which revolves at the designated  motor speed. The rotor, due to inertia, will not follow the revolving magnetic  field. In practice, the rotor should be rotated by some other means near to the  motor's synchronous speed to overcome the inertia. Once the rotor nears the  synchronous speed, the field winding is excited, and the motor pulls into  synchronization.  The following techniques are employed to start a synchronous motor:  ¾ A separate motor  called pony motor  is used to drive the rotor before it  locks in into synchronization.  ¾ 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.  ADVANTAGES OF SYNCHRONOUS MOTOR  Synchronous motors have the following advantages over non‐synchronous  motors:  ¾ Speed is independent of the load, provided an adequate field current is  applied.  ¾ Accurate control in speed and position using open loop controls, eg.  stepper motors.  ¾ They will hold their position when a DC current is applied to both the  stator and the rotor windings.  ¾ Their power factor can be adjusted to unity by using a proper field  current relative to the load. Also, a "capacitive" power factor,  current  phase leads voltage phase , can be obtained by increasing this current  slightly, which can help achieve a better power factor correction for the  whole installation.  ¾ Their construction allows for increased electrical efficiency when a low  speed is required  as in ball mills and similar apparatus .    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ONE LINE DIAGRAM    POINT UNDER CONSIDERATION  ¾ Mtr‐1  ¾ 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, we investigate the effect of motor starting current on the  power system as motor starting current is many times larger than the normal  current. For this purpose, we first take the normal load flow analysis report  and then perform motor starting analysis to compare the current value for  both cases.   In case of static motor starting analysis:  ¾ Motor reactive power demand instantaneously increases from 40KVAR  to 80KVAR then attains the previous value which is much lower  ¾ Motor real power demand instantaneously increases from 108KW to  160KW then attains the previous value which is much lower  ¾ Bus voltage becomes lower at starting instant to a value of 66KV and  then achieves the previous high voltage that is 73KV  ¾ Motor terminal voltage suddenly becomes lower at starting instant to a  value of 48KV and then achieves the previous high voltage that is 64KV  ¾ 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:  ¾ Motor reactive power demand instantaneously increases to 165KVAR  then slowly decreases   ¾ Motor real power demand slowly exponentially  increases   ¾ Acceleration torque increases exponentially and after some time, it  decreases exponentially  ¾ Motor terminal voltage is almost at a constant level  ¾ Motor current becomes very high at starting instant to a value of 360KA  and then decrease slowly        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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, whilst leaving as much of the network as  possible still in operation. Thus, protection schemes must apply a very  pragmatic and pessimistic approach to clearing system faults. For this reason,  the technology and philosophies utilized in protection schemes can often be  old and well‐established because they must be very reliable.  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;  • Relays to sense the fault and initiate a trip, or disconnection, order;  • 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.  • Communication channels to allow analysis of current and voltage at  remote terminals of a line and to allow remote tripping of  equipment.  For parts of a distribution system, fuses are capable of both sensing and  disconnecting faults.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Failures may occur in each part, such as insulation failure, fallen or broken  transmission lines, incorrect operation of circuit breakers, short circuits and  open circuits. Protection devices are installed with the aims of protection of  assets, and ensure continued supply of energy.   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, to immediately discontinue electrical  flow. Unlike a fuse, which operates once 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.  OPERATION OF BREAKER  All circuit breakers have common features in their  operation, although details vary substantially  depending on the voltage class, current rating and  type of the circuit breaker.  The circuit breaker must detect a fault condition;  in low‐voltage circuit breakers this is usually done  within the breaker enclosure. 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. The trip solenoid that releases the latch  is usually energized by a separate battery, although some high‐voltage circuit  breakers are self‐contained with current transformers, protection relays, and  an internal control power source.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Once a fault is detected, contacts within the circuit breaker must open to  interrupt the circuit; some mechanically‐stored energy  using something such  as springs or compressed air  contained within the breaker is used to  separate the contacts, although some of the energy required may be obtained  from the fault current itself. Small circuit breakers may be manually operated;  larger units have solenoids to trip the mechanism, and electric motors to  restore energy to the springs.  The circuit breaker contacts must carry the load current without excessive  heating, and must also withstand the heat of the arc produced when  interrupting the circuit. Contacts are made of copper or copper alloys, silver  alloys, and other materials. Service life of the contacts is limited by the erosion  due to interrupting the arc. Miniature and molded case circuit breakers are  usually discarded when the contacts are worn, but power circuit breakers and  high‐voltage circuit breakers have replaceable contacts.  When a current is interrupted, an arc is generated. This arc must be contained,  cooled, and extinguished in a controlled way, so that the gap between the  contacts can again withstand the voltage in the circuit. Different circuit  breakers use vacuum, air, insulating gas, or oil as the medium in which the arc  forms. 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, once the fault condition has been cleared, the contacts must again be  closed to restore power to the interrupted circuit.  ARC INTERUPTION  Miniature low‐voltage circuit breakers use air alone to extinguish the arc.  Larger ratings will have metal plates or non‐metallic arc chutes to divide and  cool the arc. Magnetic blowout coils deflect the arc into the arc chute.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    In larger ratings, oil circuit breakers rely upon vaporization of some of the oil  to blast a jet of oil through the arc.  Gas  usually sulfur hexafluoride  circuit breakers sometimes stretch the arc  using a magnetic field, and then rely upon the dielectric strength of the sulfur‐ hexafluoride  SF6  to quench the stretched arc.  Vacuum circuit breakers have minimal arcing  as there is nothing to ionize  other than the contact material , so the arc quenches when it is stretched a  very small amount  2–3 mm . Vacuum circuit breakers are frequently used  in modern medium‐voltage switchgear to 35,000 volts.  Air circuit breakers may use compressed air to blow out the arc, or  alternatively, the contacts are rapidly swung into a small sealed chamber, the  escaping of the displaced air thus blowing out 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, depending upon age and construction of the  device.  SHORT CIRCUIT CURRENT  Circuit breakers are rated both by the normal current that are expected to  carry, and the maximum short‐circuit current that they can safely interrupt.  Under short‐circuit conditions, a current many times greater than normal can  exist  see maximum prospective short circuit current . When electrical  contacts open to interrupt a large current, there is a tendency for an arc to  form between the opened contacts, which would allow the current to  continue. Therefore, circuit breakers must incorporate various features to  divide and extinguish the arc.  In air‐insulated and miniature breakers an arc chutes structure consisting  often  of metal plates or ceramic ridges cools the arc, and magnetic blowout  coils deflect the arc into the arc chute. Larger circuit breakers such as those  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    used in electrical power distribution may use vacuum, an inert gas such as  sulphur hexafluoride or have contacts immersed in oil to suppress the arc.  The maximum short‐circuit current that a breaker can interrupt is determined  by testing. 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. In a worst‐case scenario the  breaker may successfully interrupt the fault, only to explode when reset.  Miniature circuit breakers used to protect control circuits or small appliances  may not have sufficient interrupting capacity to use at a panel board; these  circuit breakers are called "supplemental circuit protectors" to distinguish  them from distribution‐type circuit breakers.  TYPES OF CIRCUIT BREAKER  Many different classifications of circuit breakers can be made, based on their  features such as voltage class, construction type, interrupting type, and  structural features.  LOW‐VOLTAGE CIRCUIT BREAKER  Low voltage  less than 1000 VAC  types are common in domestic, commercial  and industrial application, include:  • MCB  Miniature Circuit Breaker —rated current not be more than  100 A. Trip characteristics normally not adjustable. Thermal or  thermal‐magnetic operation. Breakers illustrated above are in this  category.  • MCCB  Molded Case Circuit Breaker —rated current up to 1000 A.  Thermal or thermal‐magnetic operation. Trip current may be  adjustable in larger ratings.  • Low voltage power circuit breakers can be mounted in multi‐tiers in  LV switchboards or switchgear cabinets.  The characteristics of LV circuit breakers are given by international standards  such as IEC 947. These circuit breakers are often installed in draw‐out  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    enclosures that allow removal and interchange without dismantling the  switchgear.  Large low‐voltage molded case and power circuit breakers may have electrical  motor operators, allowing them to be tripped  opened  and closed under  remote control. These may form part of an automatic transfer switch system  for standby power.  Low‐voltage circuit breakers are also made for direct‐current  DC   applications, for example DC supplied for subway lines. 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. A direct current circuit  breaker will have blow‐out coils which generate a magnetic field that rapidly  stretches the arc when interrupting direct current.  Small circuit breakers are either installed directly in equipment, or are  arranged in a breaker panel.    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. The design  includes the following components:  1. Actuator lever ‐ used to manually  trip and reset the circuit breaker.  Also indicates the status of the  circuit breaker  On or  Off/tripped . Most breakers are  designed so they can still trip  even if the lever is held or locked  in the "on" position. This is  sometimes referred to as "free  trip" or "positive trip" operation.  2. Actuator mechanism ‐ forces the  contacts together or apart.  3. Contacts ‐ Allow current when  touching and break the current  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    4. 5. 6. 7. 8. when moved apart.  Terminals  Bimetallic strip  Calibration screw ‐ allows the manufacturer to precisely adjust the trip  current of the device after assembly.  Solenoid  Arc divider/extinguisher  MAGNETIC CIRCUIT BREAKER  Magnetic circuit breakers use a solenoid  electromagnet  that’s pulling force increases  with the current. Certain designs utilize  electromagnetic forces in addition to those of the  solenoid. The circuit breaker contacts are held  closed by a latch. 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. Some types of magnetic breakers  incorporate a hydraulic time delay feature using a viscous fluid. The core is  restrained by a spring until the current exceeds the breaker rating. During an  overload, the speed of the solenoid motion is restricted by the fluid. The delay  permits brief current surges beyond normal running current for motor  starting, energizing equipment, etc. Short circuit currents provide sufficient  solenoid force to release the latch regardless of core position thus bypassing  the delay feature. Ambient temperature affects the time delay but does not  affect the current rating of a magnetic breaker.  THERMAL MAGNETIC CIRCUIT BREAKER  Thermal magnetic circuit breakers, which are the type found in most  distribution boards, 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.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMON TRIP CIRCUIT BREAKER    Three pole common trip breaker for supplying a three‐phase device. 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. To ensure that all live  conductors are interrupted when any pole trips, a "common trip" breaker  must be used. These may either contain two or three tripping mechanisms  within one case, or for small breakers, may externally tie the poles together  via their operating handles. 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. 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, 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. Separate circuit breakers must never be used for  disconnecting live and neutral, because if the neutral gets disconnected while  the live conductor stays connected, a dangerous condition arises: the circuit  will appear de‐energized  appliances will not work , but wires will stay live  and RCDs will not trip if someone touches the live wire  because RCDs need  power to trip . This is why only common trip breakers must be used when  switching of the neutral wire is needed.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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, or may be  individual components installed outdoors in a substation. Air‐break circuit  breakers replaced oil‐filled units for indoor applications, but are now  themselves being replaced by vacuum circuit breakers  up to about 35 kV .  Like the high voltage circuit breakers described below, these are also operated  by current sensing protective relays operated through current transformers.  The characteristics of MV breakers are given by international standards such  as IEC 62271. 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.  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, these breakers interrupt the current by  creating and extinguishing the arc in a vacuum container. These are generally  applied for voltages up to about 35,000 V, which corresponds roughly to the  medium‐voltage range of power systems. Vacuum circuit breakers tend to  have longer life expectancies between overhaul than do air circuit breakers.  • Air circuit breaker—rated current up to 10,000 A. Trip  characteristics are often fully adjustable including configurable trip  thresholds and delays. Usually electronically controlled, though some  models are microprocessor controlled via an integral electronic trip  unit. Often used for main power distribution in large industrial plant,  where the breakers are arranged in draw‐out enclosures for ease of  maintenance.  • SF6 circuit breakers extinguish the arc in a chamber filled with sulfur  hexafluoride gas.  Medium‐voltage circuit breakers may be connected into the circuit by bolted  connections to bus bars or wires, especially in outdoor switchyards. Medium‐ voltage circuit breakers in switchgear line‐ups are often built with draw‐out  construction, allowing the breaker to be removed without disturbing the  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    power circuit connections, using a motor‐operated or hand‐cranked  mechanism to separate the breaker from its enclosure.  HIGH VOLTAGE CIRCUIT BREAKERS  Electrical power transmission networks are protected and controlled by high‐ voltage breakers. The definition of high voltage varies but in power  transmission work is usually thought to be 72.5 kV or higher, according to a  recent definition by the International Electro‐technical Commission  IEC .  High‐voltage breakers are nearly always solenoid‐operated, with current  sensing protective relays operated through current transformers. In  substations the protection relay scheme can be complex, protecting  equipment and busses from various types of overload or ground/earth fault.  High‐voltage breakers are broadly classified by the medium used to extinguish  the arc.  • • • • • Bulk oil  Minimum oil  Air blast  Vacuum  SF6  Some of the manufacturers are ABB, GE  General Electric  , AREVA,  Mitsubishi‐Electric, Pennsylvania Breaker, Siemens , Toshiba, Končar HVS,  BHEL and others.  Due to environmental and cost concerns over insulating oil spills, most new  breakers use SF6 gas to quench the arc.  Circuit breakers can be classified as live tank, where the enclosure that  contains the breaking mechanism is at line potential, or dead tank with the  enclosure at earth potential. High‐voltage AC circuit breakers are routinely  available with ratings up to 765 kV.  High‐voltage circuit breakers used on transmission systems may be arranged  to allow a single pole of a three‐phase line to trip, instead of tripping all three  poles; for some classes of faults this improves the system stability and  availability.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    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 1.2KA 15KA Breaker  Interrupting  Current  0.5KA  0.1KA  0.1KA  0.5KA  0.1KA  Breaker  State OPEN CLOSED OPEN CLOSED CLOSED ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.  Normal current flowing through BUS‐7 is 246Ampere while through BUS‐13 is  9Amperes.  After that we perform the short circuit analysis to check that how much  current can flow in case of fault.  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. Keeping in mind this fact, we connect a circuit  breaker of suitable operating value of current at which circuit breaker will  operate.  In this experiment, we have selected interrupting breaker current as  0.5KAmpere for CB‐1 and 0.1KAmpere for CB‐3 that can be varied to any  required value of current.  After connecting the circuit breaker, 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    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. 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.  As someone concerned with premises data communications you need to  worry about lightning. Here I will elaborate on why, where and when you  should worry about lightning. I'll then discuss how to get protection from it.  It is unfortunate, but a fact of life, that computers, computer related products  and process control equipment found in premises data communications  environments can be damaged by high‐voltage surges and spikes. Such power  surges and spikes are most often caused by lightning strikes. However, there  are occasions when the surges and spikes result from any one of a variety of  other causes. These causes may include direct contact with power/lightning  circuits, static buildup on cables and components, high energy transients  coupled into equipment from cables in close proximity, potential differences  between grounds to which different equipment’s are connected, miss‐wired  systems and even human equipment users who have accumulated large static  electricity charge build‐ups on their clothing. In fact, 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. The  essential point to remember is, the effects of surges due to these other sources  are no different than those due to lightning. Hence, protection from one will  also protect from the other.  When a lightning‐induced power surge is coupled into your computer  equipment any one of a number of harmful events may occur.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      Semiconductors are prevalent in such equipment. A lightning induced surge  will almost always surpass the voltage rating of these devices causing them to  fail. Specifically, lightning induced surges usually alter the electrical  characteristics of semiconductor devices so that they no longer function  effectively. In a few cases, a surge may destroy the semiconductor device.  These are called "hard failures." Computer equipment having a hard failure  will no longer function at all. It must be repaired with the resulting expense of  "downtime" or the expense of a standby unit to take its place.  LIGHTENING SURGES:  In several instances, a lightning‐derived surge may destroy the printed traces  in the printed circuit boards of the computer equipment also resulting in hard  failures.  Along with the voltage source, lightning can cause a current surge and a  resultant induced magnetic field. If the computer contains a magnetic disk  then this interfering magnetic field might overwrite and destroy data stored in  the disk. Furthermore, the aberrant magnetic field may energize the disk head  when it should be quiescent. To you, the user, such behavior will be viewed as  the "disk crashing."  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Some computer equipment may have magnetic relays. The same aberrant  magnetic fields which cause disk crashes may activate relays when they  shouldn't be activated, causing unpredictable, unacceptable performance.  Finally, 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. A lightning‐induced surge can alter the contents of  the ROM causing aberrant operation by the PLC.  So these are some of the unhappy things which happen when a computer  experiences lightning.   This is a typical reaction and unfortunately it is based on ignorance. True,  people may never, or rarely, experience, direct lightning strikes on exposed,  in‐building cable feeding into their equipment.   However, it is not uncommon to find computer equipment being fed by buried  cable. In this environment, a lightning strike, even several miles away, can  induce voltage/current surges which travel through the ground and induce  surges along the cable, ultimately causing equipment failure. 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.  In a way, such induced surges are analogous to chronic high blood pressure in  a person; they are "silent killers." In the manufacturing environment, long  cable runs are often found connecting sensors, PLCs and computers. These  cables are particularly vulnerable to induced surges.  LIGHTENING ARRESTORS:  Metal oxide varistors  MOVS  provide an improvement over the response  time problem of gas tubes. But, operational life is a drawback. MOVs  protection characteristic decays and fails completely when subjected to  prolong over voltages.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Silicon avalanche diodes have proven to  be the most effective means of protecting  computer equipment against over  voltage transients. Silicon avalanche  diodes are able to withstand thousands  of high voltage, high current and  transient surges without failure. While  they can not deal with the surge peaks  that gas tubes can, silicon avalanche  diodes do provide the fastest response  time. Thus, depending upon the principal  threat being protected against, devices  can be found employing gas tubes,  MOVS, or silicon avalanche diodes. This  may be awkward, since the threat is  never really known in advance. Ideally,  the protection device selected should be robust, using all three basic circuit  breaker elements. The architecture of such as device is illustrated in Figure  20. This indicates triple stage protection and incorporates gas tubes, MOVs  and silicon avalanche diodes as well as various coupling components and a  good ground.   With the architecture shown in Figure 20 a lightning strike surge will travel,  along the line until it reaches a gas tube. The gas tube dumps extremely high  amounts of surge energy directly to earth ground. However, the surge rises  very rapidly and the gas tube needs several microseconds to fire.  As a consequence, a delay element is used to slow the propagation of the  leading edge wave front, thereby maximizing the effect of the gas tube. For a  90 Volt gas tube, the rapid rise of the surge will result in its firing at about 650  Volts. The delayed surge pulse, now of reduced amplitude, is impressed on the  avalanche diode which responds in about one nanosecond or less and can  dissipate 1,500 Watts while limiting the voltage to 18 Volts for EIA‐232  circuits. This 18 Volt level is then resistively coupled to the MOV which clamps  to 27 Volts. The MOV is additional protection if the avalanche diode capability  is exceeded.   As previously mentioned, the connection to earth ground can not be over  emphasized. The best earth ground is undoubtedly a cold water pipe.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    However, other pipes and building power grounds can also be used. While  cold water pipes are good candidates you should even be careful here. A  plumber may replace sections of corroded metal pipe with plastic. This would  render the pipe useless as a ground.  TRANSIENT STABILITY ANALYSIS IN ETAP  The PowerStation Transient Stability Analysis program is designed to  investigate the stability limits of a power system before, during and after  system changes or disturbances. The program models dynamic characteristics  of a power system, implements the user‐defined events and actions, solves the  system network equation and machine differential equations interactively to  find out system and machine responses in time domain.  From these  responses, users can determine the system transient behavior, make stability  assessment, find protective device settings, and apply the necessary remedy  or enhancement to improve the system stability. The Transient Stability  Toolbar section explains how you can launch a transient stability calculation,  open and view an output report, select display options, and view plots.  The  Study Case Editor section explains how to create a new study case, to define  parameters for a study case, to create a sequence of switching events and  disturbances, to globally define machine dynamical modeling method, to  select plot/tabulation devices, etc.    The Display Options section explains what options are available for displaying  some key system parameters and the output results on the one‐line diagram,  and how to set them.    The Calculation Methods section provides some theoretical backgrounds and  quick reference for the fundamentals on transient stability study, which are  very helpful for users who do not have extensive experience on running  transient stability studies. The Required Data section is a very good reference  for you to check if you have prepared all necessary data for transient stability  calculations.   The Output Reports section explains and demonstrates the format and  organization of the transient stability text reports. The One‐Line Diagram  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Displayed Results section explains the available one‐line displaying results  and provides one example. The Plots section explains what plots for transient  stability are available and how to select and view them.  TRANSIENT STABILITY TOOLBAR    The Transient Stability Toolbar will appear on the screen when you are in the  Transient Stability Study mode.   Run Transient Stability  Select a study case from the Study Case Toolbar.  Then click on the Run  Transient Stability button to perform a transient stability study.  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, as well as in the plot file.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Also to edit the one‐line  diagram display for transient stability calculation results.   Report Manager  Click on Report Manager Button to select a format and view transient stability  output report.  Transient stability analysis reports are current provided in  ASCII formats only, which can be accessed from the Report Manager.          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. The plot file name is displayed on the Study Case Toolbar.  The  transient stability plot files have the following extension: .tsp. For more  information see plotting section.        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Starting Generator Data  To perform a generator start‐up analysis, the following synchronous  generator model needs to be selected.  This model is adapted from the latest  IEEE Standard 1110 “IEEE Guide for Synchronous Generator Modeling  Practices in Stability Analyses.”  It has one damping winding on each of the  direct and quadratic axis.       Turbine ‐ Governor Models  Practically any type of turbine‐governor model in PowerStation can be used in  the generator start‐up study, provided there are no other special control  functions required.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      ONE LINE DIAGRAM:    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, 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    Generator Electrical power      Explanation  The effect of transients on generator electrical power is shown in figure. 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.    Generator Mechanical Power      Explanation   The same is the case with mechanical power as was with electrical power.            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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,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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Generator Terminal Current:      Explaination :    The  effect  of  transients  on  generator  terminal  current  is  clear  from  the  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.    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.  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.  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.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Mechanical power    Machine Frequency    Rotor Angle          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.    Machine Current          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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, that power  failure may occur due to component failure. Transients are of two types,  external due to cloud discharging and internal due to switching. However both  these cause the system voltage to rise to a dangerous value limits, that must  be avoided.  The internal occur due to switching out inductive load or switching in  capacitive load in the system. Because capacitor provide var’s to our system.  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.   The synchronous motor current increases while voltage decreases rapidly for  small time and then levels off. As concerned to the frequency it just fluctuates  in its original value by just a smaller magnitude which almost negligible. But  remain constant for most of the time.  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. This is very dangerous situation for the health of our system.  However after the transients the rotor is brought to the same rotor angle in  order to synchronize with the system, to avoid any unwanted situation in the  power system.  As bus bar is a protecting device so whenever a transient occurs in the system,  the bus bar voltage instantly drop to zero as shown in graph.  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.                      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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,  buried  interconnecting  grounding  cables  or  grid,  equipment  ground  mats,  connecting  cables  from  the  buried  grounding  grid  to  metallic  parts  of  structures and equipment, connections to grounded system neutrals, and the  ground  surface  insulating  covering  material.  Currents  flowing  into  the  grounding grid from lightning arrester operations, impulse or switching surge  flashover  of  insulators,  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,  large  potential  differences  can  exist  between  different points within the substation itself.  Under normal circumstances, it is  current  flowing  through  the  grounding  grid  from  line‐to‐ground  faults  that  constitutes the main threat to personnel.  OBJECTIVES OF GROUNDING  An effective grounding system has the following objectives:  ¾ 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.  A  safe  value  is  one  that  will  not  produce enough current within a body to cause ventricular fibrillation.  ¾ 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.  ¾ Provide grounding for lightning impulses and the surges occurring from  the  switching  of  substation  equipment,  which  reduces  damage  to  equipment and cable.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ¾ Provide  a  low  resistance  for  the  protective  relays  to  see  and  clear  ground  faults,  which  improves  protective  equipment  performance,  particularly at minimum fault.  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.   Mathematically, the actual fault current can be broken into two parts:  ¾ Symmetrical alternating component and   ¾ Unidirectional  dc  component   The  unidirectional  component  can  be  of  either  polarity,  but  will  not  change  polarity and will decrease at some predetermined rate.  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.  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.  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.  The  GPR  is  equal to the product of the earth current and the equivalent impedance of the  grounding system.  Mesh Voltage  It is the maximum touch voltage within a mesh of a ground grid.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.  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.  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.  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.  AREA OF THE GROUND GRID  The area of the ground grid should be as large as possible, preferably covering  the entire substation site.  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.  In general, 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.  This  results  in  the  lowest  possible  grid  resistance  and  protects persons outside the fence from possibly hazardous touch voltages. It  is  therefore  imperative  that  the  fence  and  the  ground  grid  layout  be  coordinated early in the design process.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    The  simplified  design  equations  require  square,  rectangular,  triangular,  T‐ shaped,  or  L‐shaped  grids.    For  preliminary  design  purposes,  on  a  layout  drawing  of  the  substation  site,  draw  in  the  largest  square,  rectangular,  triangular,  T‐shaped,  or  L‐shaped  grids  that  will  fit  within  the  site.    These  represent the outer grid conductors and will define the area of the grid to be  used  in  the  calculations.    A  square,  rectangular,  triangular,  T‐shaped,  or  L‐ shaped grid site generally requires no additional conductors once the design  is  complete.    For  irregular  sites,  once  the  design  has  been  completed,  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.  This  will  take  advantage  of  the  entire  site  area  available  and  will  result  in  a  more conservative design.  GROUND FAULT CURRENTS  When  a  substation  bus  or  transmission  line  is  faulted  to  ground,  the  flow  of  ground current in both magnitude and direction depends on the impedances  of  the  various  possible  paths.    The  flow  may  be  between  portions  of  a  substation ground grid, between the ground grid and surrounding earth, along  connected overhead ground wires, or along a combination of all these paths.  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.  The designer of the substation grounding system  is  interested  primarily  in  the  maximum  amount  of  fault  current  expected  to  flow  through  the  substation  grid,  especially  that  portion  from  or  to  remote  earth, during the service lifetime of the installed design.   Figure illustrates a case governing ground fault current flow.  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.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.    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 . 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, the  symmetrical grid current can be expressed by:  Ig    3Io . Sf  Where:  Io   Symmetrical rms value of Zero Sequence fault current in amperes  For transmission substations, calculate the maximum Io for a single‐phase‐to‐ ground  fault  for  both  the  present  station  configuration  and  the  ultimate  station configuration.  Obtain values for all voltage levels in the station.  Use  the largest of these fault current values.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    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  future  fault  current  can  be  modeled using a suitable growth factor  suggest value of 1.1 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 future fault current can be modeled using a suitable  growth factor  suggest value of 1.1 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  future  fault  current  can  be  modeled  using  a  suitable  growth  factor  suggest  value of 1.1 x Io .  For  an  extremely  conservative  design,  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. 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.   Determine the Split Factor, 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.  Some of the parameters that affect the  fault current paths are:  ¾ Location of the fault  ¾ Magnitude of substation ground grid impedance  ¾ Buried  pipes  and  cables  in  the  vicinity  of  or  directly  connected  to  the  substation ground system  ¾ Overhead ground wires, neutrals, 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, Substation Maximum Earth Current Computation.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    For the purposes of this Bulletin, the graphical method will be used.  Two types of graphs will be presented:  ¾ 100 percent remote, 0 percent local fault current contribution  ¾ 25,  50,  and  75  percent  local,  which  corresponds  to  75,  50,  and  25  percent remote fault current contribution  The Decrement Factor, 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.  In general,  the  asymmetrical  fault  current  includes  the  sub‐transient,  transient,  and  steady‐state  ac  components,  and  the  dc  offset  current  component.    Both  the  sub‐transient  and  transient  ac  components  and  the  dc  offset  decay  exponentially,  each  having  a  different  attenuation  rate.    However,  in  typical  applications of this guide, it is assumed that the ac component does not decay  with time but remains at its initial value.  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, the fault current will use the earth as a partial return  path to the system neutral.  The current that is injected into the earth during a fault results in a ground  potential rise.  Typically, only a fraction of the total fault current flows from  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    the grounding system into the earth.  This is due to the transfer of current  onto metallic paths such as overhead static shields, water pipelines, etc.  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 .  The faults that produce the largest ground  currents are usually line‐to‐ground faults occurring at some distance away  from the substation.  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 , found for t, given in  seconds  Ig   rms symmetrical grid current in amperes   Asymmetrical Fault Current  The asymmetrical fault current includes the sub‐transient, transient, and  steady‐state ac components, 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    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 .  In addition, if present, dc offset could result in mechanical forces  and absorbed energy being almost four times the value of an equivalent  symmetric current case.  GROUND GRID MODELING IN ETAP  The Ground Grid Systems program calculates the following:   ¾ The Maximum Allowable Current for specified conductors.  Warnings  are issued if the specified conductor is rated lower than the fault current  level  ¾ 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    ¾ The tolerable Step and Mesh potentials and compares them with actual,  calculated Step and Mesh potentials  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    ¾ Graphic profiles for the absolute Step and Touch voltages, as well as the  tables of the voltages at various locations  Finite Element Method   ¾ The optimum number of parallel ground conductors and rods for a  rectangular/triangular/L‐shaped/T‐shaped ground grid. 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.  Design optimizations are performed using a relative cost  effectiveness method  based on the IEEE Std 80 and IEEE Std 665   ¾ The Ground Resistance and Ground Potential rise  GPR   Ground Grid Systems Presentation   The GGS presentation is composed of the Top View, Soil View, and 3D View.   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, top, and lower  layers of soil.  The 3D View is used for the three‐dimensional display of the  ground grid.  The 3D View also allows the display of the ground grid to rotate,  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    offering views from various angles.  The GGS presentation allows for graphical  arrangement of the conductors and rods that represent the ground grid, and  to provide a physical environment to conduct ground grid design studies.    Each GGS presentation is a different and independent ground grid system.   This concept is different from the multi‐presentation approach of the One‐ Line Diagram, where all presentations have the same elements.  There is no  limit to the number of GGS presentations that can be created.  Create a New Ground Grid Presentation   To create a GGS presentation, a ground grid must first be added to the One‐ Line Diagram.  Click on the Ground Grid component located on the AC toolbar,  and drop the GGS symbol anywhere on the One‐Line Diagram.    Right‐click on any location inside the ground grid box, and select Properties  to bring up the Grid Editor.  The Grid Editor Dialog box is used to specify grid  information, grid styles, equipment information, and to view calculation  results.  Click on the Grid Presentation button to bring up a GGS presentation.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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 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.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    FEM Editor Toolbar   The FEM Editor Toolbar appears when the FEM Study Model is selected, and  when in the Ground Grid Systems Edit mode.  This toolbar has the following  function keys:    Pointer   The cursor takes the shape of the element selected from the Edit Toolbar.   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.   Conductor   Click on the Conductor icon to create a new conductor and to place it in the  Top View of the GGS.  For more information on conductors see the  Conductor/Rod Editor section  for FEM .   Rod   Click on the Rod icon to create a new rod and to place it in the Top View of the  GGS.  For more information on rods see the Conductor/Rod Editor section  for  FEM .   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.  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.  For more information on grids see the FEM  Group Editor section.  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.  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.  For more information on grids see the  FEM Group Editor section.  IEEE Edit Toolbar   The IEEE Editor Toolbar appears when the IEEE Study Model is selected, and  when in the Ground Grid Systems Edit mode.  This toolbar has the following  function keys:  Pointer   The cursor takes the shape of the element selected from the Edit Toolbar.   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.     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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 T‐Shape   The IEEE T‐Shape grid is valid only for the IEEE Std. 80‐2000 method.  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.   IEEE L‐Shape   The IEEE L‐Shape grid is valid only for the IEEE Std 80‐2000 method.  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.  For more information on grids see the IEEE Group  Editor section.   IEEE Triangular Shape   The IEEE Triangular Shape grid is valid only for the IEEE Std 80‐2000 method.   Click on the IEEE Triangular Shape icon to create a new IEEE grid of triangular  shape and to place it in the Top View.  For more information on grids see the  IEEE Group Editor section.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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:   ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ 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    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.  This optimization function is  for IEEE Std methods only.   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.   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.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ 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    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.   To drag an element, first select the element to be moved. Place the cursor on  top of the selected element, Click and hold the left mouse button, drag the  element to the desired position, and release the left button.   Move Conductors/Rods   Select the element, click and hold the left mouse button, drag the element to  the new position and release the left button.   Move Shapes   Shapes can be graphically moved within the Top View.  Select the shape, click  and hold the left mouse button, drag the shape to the new location and release  the left button.  Cut  Delete  Elements   Select the element or group of elements and press the Delete key on the  keyboard.   Copy Elements   Select an element or group of elements, click the right mouse button, and  select Copy.   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, its size is set by default.  The  width and height of grid shapes and the length of conductors can be  graphically changed.  Select the element and move the cursor to a corner or  edge of the element.  Once the cursor changes its form, click and hold the left  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    mouse button to drag the element to its new size. Release the left mouse  button once the desired size has been obtained.    Conductor/rod sizes can be change from the spreadsheet or shape editors.   When the Length is altered, X1, Y1 and Z1 will remain unchanged, and X2, Y2  and Z2 will change accordingly.  The cross‐sectional area of a conductor, the  outside diameter and/or length of a rod can only be changed from the  conductor or rod Editor.   Rules    ¾ Sizing elements can be done in Edit mode ONLY    ¾ Elements cannot overlap each other  Study Case Editor   The GGS Study Case Editor contains Average Weight, Ambient Temperature,  Current Projection Factor, Fault Current Durations, option to input or  compute Fault Current Parameters  i.e., zero‐sequence fault current, current  division factor, and X/R ratio , and Plot Parameters  for the Finite Element  Method only .    PowerStation allows for the creation and saving of an unlimited number of  study cases for each type of study, allowing the user to easily switch between  different GGS study cases.  This feature is designed to organize the study  efforts and to save time. To create a new GGS study case, go to the Study Case  Menu on the toolbar and select Create New to bring up the GGS Study Case  Editor.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.  The Study case ID can be up to 25 alphanumeric  characters.  Use of the Navigator button at the bottom of the Study Case Editor  allows the user to go from one study case to another.  Options   In this section, select the average body weight for the person working above  the ground grid, and the ambient temperature.  The weight is used to calculate  the tolerable Step and Touch potentials.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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   ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ 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    ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Surface Material Resistivity    Surface Material Depth   Upper Layer Soil Resistivity    Upper Layer Soil Depth    Lower Layer Soil Resistivity   Ground Conductor Library    ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Material Conductivity    Thermal Coefficient of Resistivity    Ko Factor   Fusing Temperature    Ground Conductor Resistivity    Thermal Capacity Factor  Grid Data  IEEE Std.’s Only     ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Shape    Material Type    Conductor Cross Section    Grid Depth    Maximum Length of the Grid in the X Direction    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ¾ Maximum Length of the Grid in the Y Direction    ¾ Minimum Length of the Grid in the X Direction  for IEEE Std 80‐2000 L‐ Shaped or T‐Shaped Grids Only     ¾ Minimum Length of the Grid in the Y Direction  for IEEE Std 80‐2000 L‐ Shaped or T‐Shaped Grid Only     ¾ Number of Conductors in the X Direction    ¾ Number of Conductors in the Y Direction    ¾ Cost  Rod Data  IEEE Std.’s Only     ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Material Type    Number of Rods    Average Length    Diameter    Arrangement    Cost   Conductor Data  FEM model only     ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Material Type    Insulation    Cross Section     X, 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     ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Material Type    Insulation    Diameter     X, Y and Z Coordinates of One End of Rod    X, Y and Z Coordinates of Other End of Rod    Cost    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Optional FEM Model Grid Group Data    ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ 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.            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Plot Selection   Plots are used only with the FEM  method, and are available for  Absolute/Step/Touch Voltages.  To  select a plot, open up the Plot  Selection dialog box by clicking on  the Plot Selection button located on  the Ground Grid Systems Toolbar.           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.   Touch Voltage    Select to plot a Touch Potential profile.   Step Voltage    Select to plot a Step Potential profile.   Plot Type   The following plot types are available for analysis of GGS study case results:     ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    3‐D   Plot a 3‐D Potential profile for the Absolute/Touch/Step voltage.   Contour   Plot a Contour Potential profile for the Absolute/Touch/Step voltage.  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.  A set of sample plots is shown below.        ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  Some of the main features of the Ground Grid Systems Analysis Study are  summarized below:   ¾ Calculate the tolerable Step and Touch potentials    ¾ Compare potentials against the actual, calculated Step and Touch  potentials   ¾ Optimize number of conductors with fixed rods based on cost and safety  ¾ Optimize number of conductors & rods based on cost and safety    ¾ Calculate the maximum allowable current for specified conductors    ¾ Compare allowable currents against fault currents    ¾ Calculate Ground System Resistance    ¾ Calculate Ground Potential Rise    ¾ User‐expandable conductor library    ¾ Allow a two‐layer soil configuration in addition to the surface material   ¾ Ground grid configurations showing conductor & rod plots  ¾ Display 3‐D/contour Touch Voltage plots  ¾ Display 3‐D/contour Step Voltage plots    ¾ Display 3‐D/contour Absolute Voltage plots    ¾ Calculate Absolute, Step & Touch potentials at any point in the  configuration    ¾ Conductor/Rod can be oriented in any possible 3‐Dimensional direction    ¾ Handle irregular configurations of any shape              ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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,  buried  interconnecting  grounding  cables  or  grid,  equipment  ground  mats,  connecting  cables  from  the  buried  grounding  grid  to  metallic  parts  of  structures and equipment, connections to grounded system neutrals, and the  ground  surface  insulating  covering  material.  Currents  flowing  into  the  grounding grid from lightning arrester operations, impulse or switching surge  flashover  of  insulators,  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,  large  potential  differences  can  exist  between  different points within the substation itself.  Under normal circumstances, it is  current  flowing  through  the  grounding  grid  from  line‐to‐ground  faults  that  constitutes the main threat to personnel.  GROUND GRID MODELING IN ETAP  The Ground Grid Systems program calculates the following:   ¾ The Maximum Allowable Current for specified conductors.  Warnings  are issued if the specified conductor is rated lower than the fault current  level  ¾ 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    ¾ The tolerable Step and Mesh potentials and compares them with actual,  calculated Step and Mesh potentials  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    ¾ Graphic profiles for the absolute Step and Touch voltages, as well as the  tables of the voltages at various locations  Finite Element Method   ¾ The optimum number of parallel ground conductors and rods for a  rectangular/triangular/L‐shaped/T‐shaped ground grid. The cost of  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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   ¾ The Ground Resistance and Ground Potential rise  GPR   ONE LINE DIAGRAM    Create a New Ground Grid Presentation   To create a GGS presentation, a ground grid must first be added to the One‐ Line Diagram.  Click on the Ground Grid component located on the AC toolbar,  and drop the GGS symbol anywhere on the One‐Line Diagram.   ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    DIAGRAM WITH GROUND GRID      Right‐click on any location inside the ground grid box, and select Properties to  bring up the Grid Editor.  The Grid Editor Dialog box is used to specify grid  information, grid styles, equipment information, and to view calculation  results.  Click on the Grid Presentation button to bring up a GGS presentation.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Summary and Warning    Observations:    Calculated Volts Tolerable Volts Touch  1260.6 427.1 Step  2209.3 1216.4   GPR  5677.9 Volts Rg  2.83 Ohm       ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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, and  when in the Ground Grid Systems Edit mode.  If we use this method, then we  get following plots of touch potential and step potential as shown below:  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      COMMENTS:  Ground‐Grid Calculations are used to calculate:   ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ 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:  ¾ We perform ground grid modeling with low number of rods   ¾ We observe that the step voltage and the touch voltage are out of  tolerable limits as shown in alert view  ¾ Then we perform the analysis after adding more number of rods  ¾ Finally we achieve a position where we do not get any alert and the step  voltage and the touch voltage are within tolerable limits  ¾ That means that we have modeled the Ground‐Grid according to our  requirements  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism, but other operating principles are also used.  Relays find applications where it is necessary to control a circuit by a low‐ power signal, or where several circuits must be controlled by one signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits, repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another.   TYPES OF RELAYS  ¾ Over current Relay  ¾ Distance Relay  ¾ Differential Relay  ¾ 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.  Over  current  includes  short‐circuit  protection;  Short  circuits  can  be  Phase  faults,  Earth faults, Winding faults. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current.  Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents, permissible over current,  current surges. To achieve this, the time delay is provided  in case of inverse  relays.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection. Over current relay is a basic element of over current protection.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    In  order  for  an  over  current  protective  device  to  operate  properly,  over‐ current protective device ratings must be properly selected.   These ratings include voltage, ampere and interrupting rating.    Of  the  three  of  the  ratings,  perhaps  the  most  important  and  most  often  overlooked is the interrupting rating.   If  the  interrupting  rating  is  not  properly  selected,  a  serious  hazard  for  equipment and personnel will exist.   Current limiting can be considered as another over current protective device  rating,  although  not  all  over  current  protective  devices  are  required  to  have  this characteristic.    Types of Over‐Current Relay  Instantaneous Time over Current Relay:   It  operates  in  a  definite  time  when  current  exceeds  its  pick‐up  value.  It  has  operating time is constant. In it, there is no intentional time delay. It operates  in 0.1s or less  Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time,  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Its operating time is constant. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings,  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.  Inverse Time over Current Relay:   Over  current  relay  function  monitors  the  general  balanced  overloading  and  has  current/time  settings.  This  is  determined  by  the  overall  protective  discrimination scheme. There advantage over definite time relays is that they  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    can have much shorter tripping times can be obtained without any risk to the  protection  selection  process.  These  are  classified  in  accordance  with  there  characteristic curves, this indicates the speed of the operation. Based on this  they  are  defined  as  being  inverse,  very  inverse  or  extremely  inverse.  The  typical  settings  for  these  relays  are  0.7‐2In  normal  or  rated  generator  current  in 1‐10 second.   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. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10, for values between  10  and  20;  characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  It  is  widely used for the protection of distribution lines.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current,  as  the  distance  from  source  increases.  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. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It is for the protection of alternators, transformers, expensive cables, etc            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  In  this  experiment,  we  designed  an  instantaneous  over‐current  relay  in  MATLAB Simulink and then observed the behavior of this relay.  We  observed  that  the  normal  current  flowing  through  the  system  is  100  Amperes,  but  when  the  fault  occurs  in  the  system,  the  current  flowing  is  increased from 100 Amperes.  We  modeled  the  circuit  such  that  the  breaker  must  be  open  just  after  the  current level is increased over 100 Amperes.  In  this  experiment,  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.                            ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism, but other operating principles are also used.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal, or where several circuits must be controlled by one signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits, repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another.   Type of Relays    ¾ Over current Relay  ¾ Distance Relay  ¾ Differential Relay  ¾ And many more…    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Functions of Relays:    ¾ To detect the presence of fault  ¾ Identify the faulted components  ¾ Initiate appropriate circuit breaker  ¾ 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  includes  short‐circuit  protection;  Short  circuits  can  be  Phase  faults,  Earth faults, Winding faults. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current.  Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents, permissible over current,  current surges. To achieve this, the time delay is provided  in case of inverse  relays.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection. Over current relay is a basic element of over current protection. In  order for an over current protective device to operate properly, over current  protective  device  ratings  must  be  properly  selected.  These  ratings  include  voltage, ampere and interrupting rating.  Of the three of the ratings, perhaps  the most important and most often overlooked is the interrupting rating. If the  interrupting  rating  is  not  properly,  selected,  a  serious  hazard  for  equipment  and  personnel  will  exist.  Current  limiting  can  be  considered  as  another  over  current  protective  device  rating,  although  not  all  over  current  protective  devices are required to have this characteristic.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.  It  has  operating time is constant. In it, there is no intentional time delay. It operates  in 0.1s or less.  Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time,  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Its operating time is constant. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings,  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.  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. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10, for values between  10  and  20;  characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  It  is  widely used for the protection of distribution lines.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current,  as  the  distance  from  source  increases.  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. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It is for the protection of alternators, transformers, expensive cables, etc.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  In this experiment, we implimented a three phase instantaneous over current  relay in MATLAB Simulink.  In this experiment we have used terminators at the outputs that are not  needed.  We have implimented a three phase fault at a specified time to ensure the  breaker operation at 0.02 on time axis.  When a three phase fault occurs in the system, current exceeds from this  value.  Breaker is operated instantaneously at the time when fault occurs and system  is protected against the very high current.  This three phase relay can operate also for single phase or two phases fault.                          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism, but other operating principles are also used.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal, or where several circuits must be controlled by one signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits, repeating the signal  coming  in  from  one  circuit  and  re‐transmitting  it  to  another.  Relays  found  extensive use in telephone exchanges and early computers to perform logical  operations.       A  type  of  relay  that  can  handle  the  high  power  required  to  directly  drive  an  electric motor is called a contractor. Solid‐state relays control power circuits  with  no  moving  parts,  instead  using  a  semiconductor  device  to  perform  switching.    Relays  with  calibrated  operating  characteristics  and  sometimes  multiple operating coils are used to protect electrical circuits from overload or  faults;  in  modern  electric  power  systems  these  functions  are  performed  by  digital  instruments  still  called  protection  relays.  A  protective  relay  is  a  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.  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   ƒ Type and rating of protected equipment and its importance  ƒ Location  ƒ Probable abnormal condition  ƒ Cost   ƒ Selectivity ,Sensitivity , Stability ,Reliability ,Fault clearance time  Functions of Relays  ¾ To detect the presence of fault  ¾ Identify the faulted components  ¾ Initiate appropriate circuit breaker  ¾ Remove the effective component from circuit  Purpose of Relay  ¾ Control  ¾ Protection  ¾ Regulation  Type of Relays   ¾ Over current Relay  ¾ Distance Relay  ¾ Differential Relay etc.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POW WER SYSSTEM PR ROTECTIO ON LAB M MANUAL L    Differential Reelay  Differen ntial  protection  is  a  a unit  sch heme  that  comparres the current on tthe primary side of  f a  transsformer  with  w that  on  the  secondary  s side.   Where  W a  difference  d exists  otther  than  that  du ue  to  the  voltage  raatio   it  is  assumed  that  th he  transforrmer  has  developeed  a  fault  t and  thee  plant  is  automatiically  discconnected  circuit  by  t tripping  the  relevant  breakerrs.  The prrinciple off operation n is made possible b by virtue o of the fact that  large  transforme t ers  are  very  v efficiient  and  hence  un nder  norm mal  operaation  power‐‐in equals  power‐ou ut.  Differeential prottection dettects faultts on all off the  plant  and  a equipment  with hin  the  protected  p zone,  inclluding  intter‐turn  short  circuitss.  Principle of Operation  The opeerating prrinciple em mployed by transforrmer differrential pro otection iss the  circulatting current system m as shown n below.  U Under norrmal condiitions I1 an nd I2  are  equ ual  and  op pposite  su uch  that  the  t resultaant  curren nt  through h  the  relaay  is  zero.   An  A intern nal  fault  produces  p an  unbaalance  or  'spill'  cu urrent  thaat  is  detecteed by the rrelay, leading to opeeration.    Design Consideraations  A  numb ber  of  factors  have  to  be  tak ken  into  account  in  designingg  a  schem me  to  meet th hese objecctives.  Theese include:  ASAD NA AEEM  2 2006‐RCET‐E EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      ¾ The matching of CT ratios   ¾ Current imbalance produced by tap changing   ¾ Dealing with zero sequence currents   ¾ Phase shift through the transformer   ¾ 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,  1000/5,  200/1 etc.  This could mean that the currents fed into the relay from the two  sides  of  the  power  transformer  may  not  balance  perfectly.   Any  imbalance  must be compensated for and methods used include the application of biased  relays and/or the use of the interposing CTs.  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.  This in  turn changes the ratio of primary to secondary current and produces out‐of‐ balance  or  spill   current  in  the  relay.   As  the  transformer  taps  further  from  the balance position, so the magnitude of the spill current increases. To make  the situation worse, 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.   However,  none  of  these  conditions  is  'in  zone'  and  therefore  the  protection  must  remain  stable  i.e.  it  must not operate.  Biased relays provide the solution.  Magnetizing Inrush Current  When  a  transformer  is  first  energized,  magnetizing  inrush  has  the  effect  of  producing  a  high  magnitude  current  for  a  short  period  of  time.   This  will  be  seen  by  the  supply  side  CTs  only  and  could  be  interpreted  as  an  internal  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    fault.   Precautions  must  therefore  be  taken  to  prevent  a  protection  operation.  Solutions include  building a time delay feature  into the relay and  the  use  of  harmonic  restraint  driven,  typically,  by  the  high  level  of  second  harmonic associated with inrush current.  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. The effect of the bias is to progressively increase the amount of spill  current  required  for  operation  as  the  magnitude  of  through  current  increases.   Biased  relays  are  given  a  specific  characteristic  by  the  manufacturer.  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.  Interposing CTs are equipped with a wide range of taps that can  be selected by the user to achieve the balance required.  As  the  name  suggests,  an  interposing  CT  is  installed  between  the  secondary  winding of the main CT and the relay.  They can be used on the  primary side  or  secondary  side  of  the  power  transformer  being  protected,  or  both.   Interposing  CTs  also  provide  a  convenient  method  of  establishing  a  delta  connection  for  the  elimination  of  zero  sequence  currents  where  this  is  necessary.  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, CT  ratios and zero  sequence current elimination to be programmed directly into the relay.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    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.  In this experiment, we modeled a differential relay in MATLAB which provides  the essential protection against transformer internal faults and it is useful in  power transformers like 500,220 and 132KV.  However it can also be used for the protection of distribution transformer.   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.  Then we applied a fault on the primary side and again verify the tripping of  circuit breaker.   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.  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.                ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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,  buried  interconnecting  grounding  cables  or  grid,  equipment  ground  mats,  connecting  cables  from  the  buried  grounding  grid  to  metallic  parts  of  structures and equipment, connections to grounded system neutrals, and the  ground  surface  insulating  covering  material.  Currents  flowing  into  the  grounding grid from lightning arrester operations, impulse or switching surge  flashover  of  insulators,  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,  large  potential  differences  can  exist  between  different points within the substation itself.  Under normal circumstances, it is  current  flowing  through  the  grounding  grid  from  line‐to‐ground  faults  that  constitutes the main threat to personnel. Currents flowing into the grounding  grid from lightning arrester operations, impulse or switching surge flashover  of  insulators,  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.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    GROUND GRID MODELING IN ETAP  The Ground Grid Systems program calculates the following:   ¾ The  Maximum  Allowable  Current  for  specified  conductors.    Warnings  are issued if the specified conductor is rated lower than the fault current  level  ¾ 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    ¾ The tolerable Step and Mesh potentials and compares them with actual,  calculated Step and Mesh potentials  IEEE Std 80 and IEEE Std 665    ¾ Graphic profiles for the absolute Step and Touch voltages, as well as the  tables of the voltages at various locations  Finite Element Method   ¾ The  optimum  number  of  parallel  ground  conductors  and  rods  for  a  rectangular/triangular/L‐shaped/T‐shaped  ground  grid.  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.    Design  optimizations  are  performed  using  a  relative  cost  effectiveness method  based on the IEEE Std 80 and IEEE Std 665   ¾ 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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    ¾ 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.  A  safe  value  is  one  that  will  not  produce enough current within a body to cause ventricular fibrillation.  ¾ 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.  ¾ Provide grounding for lightning impulses and the surges occurring from  the  switching  of  substation  equipment,  which  reduces  damage  to  equipment and cable.  ¾ Provide  a  low  resistance  for  the  protective  relays  to  see  and  clear  ground  faults,  which  improves  protective  equipment  performance,  particularly at minimum fault.  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.  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    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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Comments  There are following major types of ground grids according to their shape:  ¾ ¾ ¾ ¾ Rectangular  Triangular  L‐shaped  T‐shaped  In  this  experiment,  we  have  used  two  types  of  ground  grid  for  comparison  that are Rectangular‐shaped and T‐shaped.   First  we  perform  the  analysis  for  intolerable  limits  for  both  types  of  ground  grids. Then perform the analysis for tolerable limits.  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.  Due  to  greater  number  of  rods  requirement,  T‐shaped  ground  grid  is  much  expensive  than  the  Rectangular  shaped  ground  grid.  That  is  why  we  can  say  that the Rectangular shaped ground grid is better than T‐shaped.                    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism, but other operating principles are also used.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal, or where several circuits must be controlled by one signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits, repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another.   Type of Relays  ¾ Over current Relay  ¾ Distance Relay  ¾ Differential Relay  ¾ And many more…      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Functions of Relays:  ¾ To detect the presence of fault  ¾ Identify the faulted components  ¾ Initiate appropriate circuit breaker  ¾ 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  includes  short‐circuit  protection;  Short  circuits  can  be  Phase  faults,  Earth faults, Winding faults. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current.  Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents, permissible over current,  current surges. To achieve this, the time delay is provided  in case of inverse  relays.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection. Over current relay is a basic element of over current protection. In  order for an over current protective device to operate properly, over current  protective  device  ratings  must  be  properly  selected.  These  ratings  include  voltage, ampere and interrupting rating.  Of the three of the ratings, perhaps  the most important and most often overlooked is the interrupting rating. If the  interrupting  rating  is  not  properly;  Selected,  a  serious  hazard  for  equipment  and  personnel  will  exist.  Current  limiting  can  be  considered  as  another  over  current  protective  device  rating,  although  not  all  over  current  protective  devices are required to have this characteristic.  Types of Over Current Relay  Instantaneous Time over Current Relay:   It  operates  in  a  definite  time  when  current  exceeds  its  pick‐up  value.  It  has  operating time is constant. In it, there is no intentional time delay. It operates  in 0.1s or less.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time,  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Its operating time is constant. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings,  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.  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. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10, for values between  10  and  20;  characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  It  is  widely used for the protection of distribution lines.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current,  as  the  distance  from  source  increases.  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. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It is for the protection of alternators, transformers, expensive cables, etc.  CURRENT TRANSFORMER  CT   In electrical engineering, a current transformer  CT  is used  for measurement of electric currents. Current transformers,  together  with  voltage  transformers  VT   potential  transformers  PT , are known as instrument transformers.  When  current  in  a  circuit  is  too  high  to  directly  apply  to  measuring  instruments,  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 can be conveniently connected to measuring and recording  instruments.  A  current  transformer  also  isolates  the  measuring  instruments  from  what  may  be  very  high  voltage  in  the  monitored  circuit.  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:  ¾ Burden  ¾ Burden class/saturation class  ¾ Rating factor  ¾ Load  ¾ External electromagnetic fields  ¾ Temperature and  ¾ Physical configuration.  ¾ The selected tap, 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, to immediately discontinue electrical  flow.  Unlike  a  fuse,  which  operates  once  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  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    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.  The  ANSI  device  number  is  50  for  an  instantaneous  over  current  IOC ,  51  for  a  time  over  current  TOC .  In  a  typical application the overcurrent relay is connected to a current transformer  and calibrated to operate at or above a specific current level. When the relay  operates,  one  or  more  contacts  will  operate  and  energize  to  trip  open   a  circuit breaker.  In this experiment we have used one current transformer that is connected to  the over current relay.  When a fault occur in the system, the amount of current flowing through that  section increases and current transformer provides the relay a sense of fault  by changing its current.  After  sensing  the  fault,  the  relay  operates  the  circuit  breaker  and  isoltes  the  faulty system from the normal system.  We have verified that the relay is operating for both faults added in the system  by selecting two different faulty points.                    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. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism, but other operating principles are also used.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal, or where several circuits must be controlled by one signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits, repeating the signal  coming  in  from  one  circuit  and  re‐transmitting  it  to  another.  Relays  found  extensive use in telephone exchanges and early computers to perform logical  operations.       A  type  of  relay  that  can  handle  the  high  power  required  to  directly  drive  an  electric motor is called a contractor. Solid‐state relays control power circuits  with  no  moving  parts,  instead  using  a  semiconductor  device  to  perform  switching.    Relays  with  calibrated  operating  characteristics  and  sometimes  multiple operating coils are used to protect electrical circuits from overload or  faults;  in  modern  electric  power  systems  these  functions  are  performed  by  digital  instruments  still  called  protection  relays.  A  protective  relay  is  a  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.  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   ƒ Type and rating of protected equipment and its importance  ƒ Location  ƒ Probable abnormal condition  ƒ Cost   ƒ Selectivity ,Sensitivity , Stability ,Reliability ,Fault clearance time  Functions of Relays  ¾ To detect the presence of fault  ¾ Identify the faulted components  ¾ Initiate appropriate circuit breaker  ¾ Remove the effective component from circuit  Purpose of Relay  ¾ Control  ¾ Protection  ¾ Regulation  Type of Relays   ¾ Over current Relay  ¾ Distance Relay  ¾ Differential Relay etc.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POW WER SYSSTEM PR ROTECTIO ON LAB M MANUAL L    Differential Reelay  Differen ntial  protection  is  a  a unit  sch heme  that  comparres the current on tthe primary side of  f a  transsformer  with  w that  on  the  secondary  s side.   Where  W a  difference  d exists  otther  than  that  du ue  to  the  voltage  raatio   it  is  assumed  that  th he  transforrmer  has  developeed  a  fault  t and  thee  plant  is  automatiically  discconnected  circuit  by  t tripping  the  relevant  breakerrs.  The prrinciple off operation n is made possible b by virtue o of the fact that  large  transforme t ers  are  very  v efficiient  and  hence  un nder  norm mal  operaation  power‐‐in equals  power‐ou ut.  Differeential prottection dettects faultts on all off the  plant  and  a equipment  with hin  the  protected  p zone,  inclluding  intter‐turn  short  circuitss.  Principle of Operation  The opeerating prrinciple em mployed by transforrmer differrential pro otection iss the  Merz‐P Price  circu ulating  cu urrent  sy ystem  as  shown  below.   b U Under  norrmal  conditions  I1  and d  I2  are  equal  and  opposite  such  thatt  the  resu ultant  current  through h  the  relaay  is  zero.   An  interrnal  fault  produces  an  unbalance  or  'sspill'  currentt that is deetected by y the relay,, leading to operatio on.    Design Consideraations  A  numb ber  of  factors  have  to  be  tak ken  into  account  in  designingg  a  schem me  to  meet th hese objecctives.  Theese include:  ASAD NA AEEM  2 2006‐RCET‐E EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL      ¾ The matching of CT ratios   ¾ Current imbalance produced by tap changing   ¾ Dealing with zero sequence currents   ¾ Phase shift through the transformer   ¾ 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,  1000/5,  200/1 etc.  This could mean that the currents fed into the relay from the two  sides  of  the  power  transformer  may  not  balance  perfectly.   Any  imbalance  must be compensated for and methods used include the application of biased  relays and/or the use of the interposing CTs.  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.  This in  turn changes the ratio of primary to secondary current and produces out‐of‐ balance  or  spill   current  in  the  relay.   As  the  transformer  taps  further  from  the balance position, so the magnitude of the spill current increases. To make  the situation worse, 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.   However,  none  of  these  conditions  is  'in  zone'  and  therefore  the  protection  must  remain  stable  i.e.  it  must not operate.  Biased relays provide the solution.  Magnetizing Inrush Current  When  a  transformer  is  first  energized,  magnetizing  inrush  has  the  effect  of  producing a high magnitude current for a short period of time.    ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    This will be seen by the supply side CTs only and could be interpreted as an  internal  fault.   Precautions  must  therefore  be  taken  to  prevent  a  protection  operation.  Solutions include  building a time delay feature  into the relay and  the  use  of  harmonic  restraint  driven,  typically,  by  the  high  level  of  second  harmonic associated with inrush current.  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. The effect of the bias is to progressively increase the amount of spill  current  required  for  operation  as  the  magnitude  of  through  current  increases.   Biased  relays  are  given  a  specific  characteristic  by  the  manufacturer.  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.  Interposing CTs are equipped with a wide range of taps that can  be selected by the user to achieve the balance required.  As  the  name  suggests,  an  interposing  CT  is  installed  between  the  secondary  winding of the main CT and the relay.  They can be used on the  primary side  or  secondary  side  of  the  power  transformer  being  protected,  or  both.   Interposing  CTs  also  provide  a  convenient  method  of  establishing  a  delta  connection  for  the  elimination  of  zero  sequence  currents  where  this  is  necessary.  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, CT  ratios and zero  sequence current elimination to be programmed directly into the relay.  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    CURRENT TRANSFORMER  CT   In electrical engineering, a current transformer  CT  is used  for measurement of electric currents. Current transformers,  together  with  voltage  transformers  VT   potential  transformers  PT , are known as instrument transformers.  When  current  in  a  circuit  is  too  high  to  directly  apply  to  measuring  instruments,  a  current  transformer  produces  a  reduced  current  accurately  proportional  to  the  current  in  the circuit, which can be conveniently connected to measuring and recording  instruments.  A  current  transformer  also  isolates  the  measuring  instruments  from  what  may  be  very  high  voltage  in  the  monitored  circuit.  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:  ¾ Burden  ¾ Burden class/saturation class  ¾ Rating factor  ¾ Load  ¾ External electromagnetic fields  ¾ Temperature and  ¾ The selected tap, 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,  to immediately discontinue electrical flow. Unlike a fuse, which operates once  ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    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.  In this experiment, we modeled a differential relay in ETAP which provides  the essential protection against transformer internal faults and it is useful in  power transformers like 500,220 and 132KV.  However it can also be used for the protection of distribution transformer.   Here we have used two CT’s, one on primary side of transformer and the other  on secondary side. 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.  Then we applied a fault on the primary side and again verify the tripping of  circuit breaker through the relay signal.   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.  Moreover the differential relay can only sense the faults that are present in  the internal zone of both CT’s.          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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. Many relays use an electromagnet to  operate a switching mechanism, but other operating principles are also used.  Relays  find  applications  where  it  is  necessary  to  control  a  circuit  by  a  low‐ power signal, or where several circuits must be controlled by one signal. The  first relays were used in long distance telegraph circuits, repeating the signal  coming in from one circuit and re‐transmitting it to another.   Type of Relays  ¾ Over current Relay  ¾ Distance Relay  ¾ Differential Relay  ¾ And many more…      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    Functions of Relays:    ¾ To detect the presence of fault  ¾ Identify the faulted components  ¾ Initiate appropriate circuit breaker  ¾ 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  includes  short‐circuit  protection;  Short  circuits  can  be  Phase  faults,  Earth faults, Winding faults. Short‐circuit currents are generally several times  5  to  20   full  load  current.  Hence  fast  fault  clearance  is  always  desirable  on  short  circuits.  Primary  requirements  of  over‐current  protection  are:  The  protection should not operate for starting currents, permissible over current,  current surges. To achieve this, the time delay is provided  in case of inverse  relays.  The  protection  should  be  coordinated  with  neighboring  over  current  protection. Over current relay is a basic element of over current protection. In  order for an over current protective device to operate properly, over current  protective  device  ratings  must  be  properly  selected.  These  ratings  include  voltage, ampere and interrupting rating.  Of the three of the ratings, perhaps  the most important and most often overlooked is the interrupting rating. If the  interrupting  rating  is  not  properly;  Selected,  a  serious  hazard  for  equipment  and  personnel  will  exist.  Current  limiting  can  be  considered  as  another  over  current  protective  device  rating,  although  not  all  over  current  protective  devices are required to have this characteristic.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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.  It  has  operating time is constant. In it, there is no intentional time delay. It operates  in 0.1s or less.  Definite Time over Current Relay:   It  operates  after  a  predetermined  time,  as  current  exceeds  its  pick‐up  value.  Its operating time is constant. Its operation is independent of the magnitude  of  current  above  the  pick‐up  value.  It  has  pick‐up  and  time  dial  settings,  desired  time  delay  can  be  set  with  the  help  of  an  intentional  time  delay  mechanism.  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. An inverse characteristic is  obtained if the value of plug setting multiplier is below 10, for values between  10  and  20;  characteristics  tend  towards  definite  time  characteristics.  It  is  widely used for the protection of distribution lines.  Very Inverse Time over Current Relay:   It gives more inverse characteristics than that of IDMT. It is used where there  is  a  reduction  in  fault  current,  as  the  distance  from  source  increases.  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. It is suitable for the protection of machines against overheating.  It is for the protection of alternators, transformers, expensive cables, etc.      ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22    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    POWER SYSTEM PROTECTION LAB MANUAL    COMMENTS:  As clear from the name, the definite time over‐current relay operates after a  predetermined time, as current exceeds its pick‐up value. Its operating time is  constant. Its operation is independent of the magnitude of current above the  pick‐up value. It has pick‐up and time dial settings, desired time delay can be  set with the help of an intentional time delay mechanism.  The relay modeled in this experiment has a constant time delay of 1 second.  When any fault occurs in the power system, the relay senses the occurrence of  fault  and  check  it  upto  the  time  delay  provided  in  the  setting.  If  the  fault  is  removed in between that time, then relay will not operate the circuit breaker.  Relay will operate the circuit breaker if fault occurrence time is greater than  the time delay given in the setting.  For  example  in  this  experiment,  there  is  a  fault  in  the  system  from  0  to  0.5  second but this fault time is smaller than the time delay 1 second  that is why  the relay does not operate during this fault. After that another fault occur from  1  to  2.1  seconds,  now  the  fault  time 1.1  second   is  greater  than  the  delay  time 1 second . It is observed that the relay is operated during this fault time  which verifies the definite time relay operation.          ASAD NAEEM  2006‐RCET‐EE‐22