Báo cáo quá trình quá độ điện từ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC TÔN ĐỨC
THẮNG KHOA ĐIỆN_ĐIỆN TỬ
NGÀNH KỸ THUẬT ĐIỆN

BÁO CÁO Q TRÌNH Q ĐỘ ĐIỆN TỪ
NHĨM 11
GVHD TS: NGUYỄN CÔNG TRÁNG
SVTH: TRẦN ĐỨC THỌ_42000136
NGUYỄN QUỐC CÔNG_42000013
TRẦN VĂN ANH DUY_42000879
PHẠM NHẬT BẰNG_42000007
LỚP: 20040102

Thành Phố Hồ Chí Minh



6.9 Recommended practice based on ANSI-approved
standards for representing induction motors in multivoltage
system studies










The differences in the two standards require two first

cycle calculations and an interrupting calculation. The
ideal representation for multivoltage systems is the
simplest that determines with reasonable conservatism
the influences of both low- and high-voltage induction
motors on short-circuit duties for circuit breakers and
fuses at both low and high voltages. A simple first cycle
network combining the two similar but different
networks of IEEE Std C37.13-1990 [B5] and IEEE Std
C37.010-1999 [B4] fits this ideal. The following
interpretation and redefinition, based on extending
existing similarities, resolves the differences and obtains
a single network. Table 6-1 and Table 6-2 provide the
multiplying factors and suggested motor reactances to
be used when actual data is not available.
For a typical induction motor, the subtransient reactance
of 16.7% is determined by the initial magnitude of
symmetrical root-mean-square (rms) current contributed
to a terminal short circuit, assumed to be six times rated.
Using a “4.8 times rated current” first cycle estimate for
larger size low-voltage induction motors, described as
“medium 50 hp, etc.” in Table 6-1 and Table 6-2, is
effectively the same as multiplying the subtransient
reactance by approximately 1.2 (6.0/4.8 = 1.25). For this
motor group, there is reasonable correspondence of lowand medium-voltage calculation procedures.
For smaller induction motors, “small < 50 hp” in Table
6-1 and Table 6-2, a conservative estimate is the “3.6
times rated current” (equivalent of 0.28 per-unit
reactance) first cycle assumption of low-voltage
standards, and this is effectively the same as multiplying
16.7% subtransient reactance by 1.67.

With this interpretation as a basis, the recommended
“small” low-voltage induction motor representation is
shown by Table 6-2, column 4, and by a dotted line on
Figure 6-3. The entries for medium-size motors are the
same as in Table 6-1 for medium-voltage calculations,
and their use adds conservatism to low-voltage
calculations, and their use adds some conservatism to
low-voltage calculations when many induction motors
are not “small.” The entries for small-size motors are
essentially the same as in IEEE Std C37.13 [B5] for
low-voltage calculations, and their use adds some
conservatism to medium-voltage first cycle calculations
without changing interruptingduty calculations. Column
4 of Table 6-1 provides the recommended reactance
multipliers that bridge the two ANSI-approved
standards.
More high-efficiency motors are being used in industrial
system, which have higher locked-rotor currents and
therefore lower subtransient reactances. Some
engineering judgment must be used in the selection of

6.9 Khuyến nghị thực hành dựa trên các tiêu chuẩn được
ANSI phê duyệt cho đại diện cho động cơ cảm ứng trong các
nghiên cứu hệ thống đa điện áp










Sự khác biệt trong hai tiêu chuẩn yêu cầu hai phép tính
chu kỳ đầu tiên và một tính tốn gián đoạn. Biểu diễn lý
tưởng cho các hệ thống đa điện áp là đơn giản nhất điều
đó xác định với sự bảo thủ hợp lý ảnh hưởng của cả
điện áp thấp và cao động cơ cảm ứng làm nhiệm vụ
ngắn mạch cho bộ ngắt mạch và cầu chì ở cả mức thấp
và cao điện áp. Một mạng chu kỳ đầu tiên đơn giản kết
hợp hai mạng tương tự nhưng khác nhau của IEEE Std
C37.13-1990 [B5] và IEEE Std C37.010-1999 [B4] phù
hợp với lý tưởng này. Các theo cách giải thích và định
nghĩa lại, dựa trên việc mở rộng các điểm tương đồng
hiện có, giải quyết sự khác biệt và thu được một mạng
duy nhất. Bảng 6-1 và Bảng 6-2 cung cấp hệ số nhân và
phản ứng động cơ được đề xuất sẽ được sử dụng khi dữ
liệu thực tế khơng có sẵn.
Đối với một động cơ cảm ứng điển hình, điện trở truyền
dẫn phụ 16,7% được xác định bởi cường độ ban đầu của
dòng điện gốc-trung bình-bình phương đối xứng (rms)
đóng góp vào một thiết bị đầu cuối ngắn mạch, giả định
là sáu lần danh định. Sử dụng chu kỳ đầu tiên "4,8 lần
dòng định mức" ước tính cho động cơ cảm ứng điện áp
thấp kích thước lớn hơn, được mơ tả là "trung bình 50
mã lực, v.v." trong Bảng 6-1 và Bảng 6-2, có hiệu quả
giống như việc nhân hệ số phụ điện kháng xấp xỉ 1,2
(6,0 / 4,8 = 1,25). Đối với nhóm động cơ này, có sự
tương ứng của các quy trình tính tốn hạ áp và trung áp.

Đối với động cơ cảm ứng nhỏ hơn, "nhỏ <50 mã lực"
trong Bảng 6-1 và Bảng 6-2, một ước tính là "3,6 lần
dịng định mức" (tương đương với 0,28 trên một đơn vị
điện kháng) chu kỳ đầu tiên giả định các tiêu chuẩn điện
áp thấp và điều này cũng giống như việc nhân 16,7%
phản ứng truyền dẫn phụ bằng 1,67.
Với cách giải thích này là cơ sở, động cơ cảm ứng điện
áp thấp "nhỏ" được khuyến nghị biểu diễn được thể hiện
bằng Bảng 6-2, cột 4, và bằng một đường chấm trên
Hình 6-3. Các các mục nhập đối với động cơ cỡ trung
bình giống như trong Bảng 6-1 đối với động cơ trung áp
các phép tính và việc sử dụng chúng bổ sung tính bảo
thủ cho các phép tính điện áp thấp khi nhiều động cơ
cảm ứng không phải là "nhỏ". Các mục nhập cho động
cơ kích thước nhỏ về cơ bản là giống như trong IEEE
Std C37.13 [B5] ] để tính tốn điện áp thấp và việc sử
dụng chúng bổ sung một số bảo thủ để tính tốn chu kỳ
đầu tiên trung áp mà khơng thay đổi gián đoạn tính tốn
nhiệm vụ. Cột 4 của Bảng 6-1 cung cấp các hệ số điện
trở được khuyến nghị cầu nối hai tiêu chuẩn được ANSI
phê duyệt.
Nhiều động cơ hiệu suất cao hơn đang được sử dụng
trong hệ thống cơng nghiệp, có dịng điện rơto bị khóa
và do đó điện kháng truyền tải phụ thấp hơn. Một số kỹ
thuật phán đoán phải được sử dụng trong việc lựa chọn
các điện trở động cơ giả định dựa trên các loại động cơ
đang được sử dụng.


assumed motor reactances based on the types of

motors being used.

Bảng 6-1 — Hệ số nhân điện trở động cơ cảm ứng từ

IEEE Std C37.010 [B4] và IEEE Std C37.13 [B5] sử dụng
X "= 16,7% a

Bảng 6-2 — Các điện trở động cơ cảm ứng được đề xuất từ
IEEE Std C37.010 [B4] và IEEE Std C37.13 [B5]


6.10 One-line diagram data


The raw data, per-unit data, and one-line used is given
in Chapter 4. The one-line diagram from this chapter
adds all induction motors and places two generators,
buses 04:MILL-2 and 50:GEN1, and a large
synchronous motor, bus 08:M-FDR-L out-of-service.
The induction motors are the decaying ac fault sources
along with the non-decaying utility source and provide
current to a faulted bus.

6.11 Sample calculations
6.11.1 Sample calculation #1




For a fault on 2.4 kV bus 36:T13 SEC, the total

impedance to the fault is the reduction of all circuit and
source impedances to the fault point. The total fault
impedance is affected by the motors connected to
MILL-1 and MILL-2 buses. This reduces the effective
impedance between the utility and MILL-2 bus and
increases the fault level at bus 36:T13 SEC. The
equivalent motor source impedance is provided on the
reduced one-line diagram. The actual series and parallel
network reduction to obtain the equivalents is not
shown. The calculations for the fault current on bus
36:T13 given below. The manual calculations provide
the current magnitudes using separate R and X network
reductions while the computer printout uses the
complex network reduction for current and separate R
and X network reductions for the X/R ratio. The slight
differences between the hand calculation and computer
calculation for fault current are due to the complex
network impedance reduction used in the program as
compared to separate R and X reductions used in the
hand calculations. The fault point X/R ratio is the same
because it is calculated from separate R and X in both
cases.
In a system with sources that have a decaying ac
component, both a first cycle and interrupting time
calculations are required for the high-voltage buses. The
source impedances of the connecting buses also require
a first cycle and interrupting time equivalent source
impedances as shown on Figure 6-4.

The symmetrical fault current via Trans T-13 is shown in Table

6-4.

6.10 Dữ liệu sơ đồ một dịng


Dữ liệu thơ, dữ liệu trên một đơn vị và một dòng được
sử dụng được đưa ra trong Chương 4. Sơ đồ một dòng
từ chương này thêm tất cả các động cơ cảm ứng và đặt
hai máy phát điện, xe buýt 04: MILL-2 và 50: GEN1, và
một động cơ đồng bộ lớn, xe buýt 08: M-FDR-L ngoài
dịch vụ. Các động cơ cảm ứng là nguồn lỗi xoay chiều
đang phân hủy cùng với tiện ích khơng phân rã nguồn
và cung cấp dịng điện cho một bus bị lỗi.

6.11 Tính

tốn

mẫu

6.11.1 Phép tính mẫu # 1


Đối với lỗi trên 2,4 kV bus 36: T13 GIÂY, tổng trở
kháng của lỗi là giảm tất cả trở kháng của mạch và
nguồn đến điểm lỗi. Tổng trở kháng lỗi bị ảnh hưởng
bằng các động cơ kết nối với các bus MILL-1 và MILL2. Điều này làm giảm hiệu quả trở kháng giữa tiện ích
và xe buýt MILL-2 và tăng mức độ lỗi ở xe buýt 36:
T13 GIÂY. Trở kháng nguồn động cơ tương đương
được cung cấp trên đường một dòng giảm biểu đồ. Việc

giảm chuỗi thực tế và mạng song song để thu được các
giá trị tương đương khơng cho xem. Các tính tốn cho
dịng sự cố trên xe buýt 36: T13 được đưa ra dưới đây.
Hướng dẫn sử dụng tính tốn cung cấp các cường độ
hiện tại bằng cách sử dụng giảm mạng R và X riêng biệt
trong khi bản in máy tính sử dụng giảm mạng phức tạp
cho hiện tại và riêng biệt Giảm mạng R và X cho tỷ lệ X
/ R. Sự khác biệt nhỏ giữa bàn tay tính tốn và tính tốn
máy tính cho dịng điện sự cố là do mạng phức tạp giảm
trở kháng được sử dụng trong chương trình so với giảm
R và X riêng biệt được sử dụng trong các phép tính tay.
Tỷ lệ điểm lỗi X / R giống nhau vì nó được tính tốn từ
tách R và X trong cả hai trường hợp.



Trong một hệ thống với các nguồn có thành phần xoay
chiều giảm dần, cả chu kỳ đầu tiên và Tính tốn thời
gian ngắt được u cầu đối với các xe buýt điện áp cao.
Nguồn trở kháng của các xe buýt kết nối cũng yêu cầu
chu kỳ đầu tiên và thời gian ngắt trở kháng nguồn tương
đương như trên Hình 6-4.

Dịng sự cố đối xứng qua Trans T-13 được thể hiện trong Bảng
6-4.


Bảng 6-3 — Các phép tính R và X trên mỗi đơn vị cho chu kỳ
đầu tiên và làm gián đoạn thời gian

Bảng 6-3 — Các phép tính R và X trên mỗi đơn vị cho chu kỳ đầu
tiên và gián đoạn thời gian (tiếp theo)

Bảng 6-4 — Các tính tốn cho dịng điện sự cố qua trans T-13


Hình 6-4 — Sơ đồ một dịng tương đương và trở kháng cho tính
tốn mẫu

CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
Med Ind 36:T13 SE 1.176 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.201 84.24
Sample calculation #2
Transformer T13 is changed and has a rating of 2.5 MVA,
13.2/2.3 kV, 5.75% impedance, and the selected operating tap is
13.53 kV. Since the transformer voltage rating does not match
the 13.8 kV base voltage, three items should be changed, one is
the base voltage, the second is the transformer impedance and
third is the motor impedance to the new system base voltage. To
correct the impedance to the primary 13.8 kV voltage base,
Equations (3.11) and Equation (3.12) are used.

Zcommonbase=Z equip .

kV 2
k

Equip base
2
Common base

13.22
Zcommonbase=5.75
2 =5.261%
13.8
Z
Zcommonbase=Z equip . Common base
Zequip base
10
X
Z =0.05261
=0.02175098+ j 0.21756 at =10.0
10
2.5
R
Given below is a sample computer printout for the fault on Bus
36: T13 SEC. There is a slight difference in current due a
complex math calculation for the current by the program.
Sample computer printout

Dưới đây là bản in máy tính mẫu cho lỗi trên Xe buýt 36: T13
GIÂY Đây là một sự khác biệt nhỏ về dịng điện do một chương
trình tính tốn phức tạp cho dịng điện.

First Cycle

Bản in máy tính mẫu

* BUS: 36:T13 SEC *****
11.254 KA AT -85.21 DEG ( 46.78 MVA):

Chu kỳ đầu tiên

X/R = 15.06 KV = 2.400

* BUS: 36:T13 SEC *****
11.254 KA AT -85.21 DEG ( 46.78 MVA):

Ze = 0.0178490 +j 0.2130016 (Complex)

X/R = 15.06 KV = 2.400

SYM kA*1.6 = 18.01 ASYM kA

Ze = 0.0178490 +j 0.2130016 (Complex)

Based on X/R ratio = 17.18 kA
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

SYM kA*1.6 = 18.01 ASYM kA

Med Ind 36:T13 SE 2.939 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.320 84.20
Interrupting time
*BUS: 36:T13 SEC *****
9.364 KA AT -84.72 DEG ( 38.97 MVA):
X/R = 12.41 KV = 2.400
Ze = 0.0235982 +j 0.2555270 (Complex)

Based on X/R ratio = 17.18 kA

CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
Med Ind 36:T13 SE 2.939 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.320 84.20
Làm gián đoạn thời gian
*BUS: 36:T13 SEC *****
9.364 KA AT -84.72 DEG ( 38.97 MVA):


X/R = 12.41 KV = 2.400
Ze = 0.0235982 +j 0.2555270 (Complex)

= (0.07111 + j 2.11941) for interrupting time

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

The network reduction is the same as shown in example #1 up to
the point of the cable C-M2 after paralleling equivalent #3 [step
(o) in Table 6-5].

Med Ind 36:T13 SE 1.176 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.201 84.24

The symmetrical fault current via Trans T-13 is shown in
Table 6-6.

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

Phép tính mẫu số 2
Máy biến áp T13 được thay đổi và có định mức 2,5 MVA, 13,2 /
2,3 kV, trở kháng 5,75%, và vòi vận hành đã chọn là 13,53 kV.
Vì đánh giá điện áp máy biến áp không phù hợp với điện áp cơ

bản 13,8 kV, ba mục nên được thay đổi, một là điện áp cơ bản,
thứ hai là trở kháng máy biến áp và thứ ba là trở kháng động cơ
mới điện áp cơ sở của hệ thống. Để điều chỉnh trở kháng với cơ
sở điện áp 13,8 kV sơ cấp, Phương trình (3.11) và Phương trình
(3.12) được sử dụng.

Zcommonbase=Z

2

equip

k Equip base
. 2
k Common base

13.22
Zcommonbase=5.75
2 =5.261%
13.8
Zcommonbase=Z
10
Z10=0.05261
2.5
=10.0

equip

6.12 Sample computer printout

ZCommon base
. Z
equip base

The computer printout following is for selected buses to show the
more critical buses and to show the effects the induction motors

X
=0.02175098+ j 0.21756 at

R

This value can be entered into some computer programs with the
13.53 kV tap and the transformer impedance will be corrected for
tap position. However, for hand calculations or computer
programs without transformer tap capabilities, a second step is
required to correct for the transformer tap position. The same
equation as shown above can be used and the change in
transformer calculated in one step. Two steps are shown here for
clarity.The transformer T-13 impedance on the 10 MVA system
base is:

13.53

on the fault levels. The input listing can be found in Chapter 4.
Because of the decaying ac sources, the first cycle and
interrupting time fault currents will differ.

Giá trị này có thể được nhập vào một số chương trình máy tính
với vịi 13,53 kV và trở kháng của máy biến áp sẽ được hiệu

chỉnh cho vị trí của vịi. Tuy nhiên, để tính tốn tay hoặc các
chương trình máy tính khơng có khả năng chạm biến áp, cần thực
hiện bước thứ hai để đúng vị trí vịi máy biến áp. Phương trình
tương tự như được hiển thị ở trên có thể được sử dụng và sự thay
đổi máy biến áp được tính tốn trong một bước. Hai bước được
hiển thị ở đây để rõ ràng. Trở kháng T-13 của máy biến áp trên
cơ sở hệ thống 10 MVA là:

13.532

2

Z
0.commonbase=0.02175098+ j 0.021756

13.22

=0.022+ j

The secondary system base voltage is 2.3 × 13.53/13.2 = 2.3575.
The 2.4 kV rated motor is corrected to the system base voltage
by the same equation as used for the transformer.

Zcommonbase=(0.02744+ j
0.818)

(show
n with
first
cycle

Z
commonbase=0.02175098+ j 0.021756
0.21999

13.22

=0.022+ j

Điện áp cơ bản của hệ thống thứ cấp là 2,3 × 13,53 / 13,2 =
2,3575.
Động cơ định mức 2,4 kV được hiệu chỉnh về điện áp cơ sở của
hệ thống theo phương trình tương tự như dùng cho máy biến áp.
impedance)
= (0.02844 + j 0.84776) for first cycle


2.42
2.35752

(

2

)

Z
co
m
mo

nb
as
e

=
(
0.
0
2
7
4
4
+
j
0.
8
1
8
)
2.
3
5
7
5
2

(hiển
thị với
trở
kháng

chu kỳ
đầu
tiên)

(

2.4


¿ ( 0.02844+ j 0.84776) cho chu kỳ đầu
¿ (0.07111+ j 2.11941) để làm gián đoạn thời
gian
Việc giảm mạng giống như trong ví dụ # 1 cho đến điểm của cáp C-M2
sau khi mắc song song tương đương # 3 [bước (o) trong Bảng 6-5].
Dòng sự cố đối xứng qua Trans T-13 được thể hiện trong Bảng 6-6.
Bảng 6-5 — Các tính tốn R và X trên mỗi đơn vị cho chu kỳ đầu tiên và
thời gian ngắt

* BUS: 04:MILL-2 *****
7.691 KA AT -85.66 DEG ( 183.83 MVA): X/R = 13.61 KV =
13.800
Ze = 0.0041165 +j 0.0542433 (Complex)
SYM kA*1.6 = 12.31 ASYM kA Based on X/R ratio = 11.60 kA
MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
7.69 SYM, = 11.60 ASY
MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 8.03
SYM, = 12.11 ASY
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

Bảng 6-6 — Các tính tốn cho dịng điện sự cố qua trans T-13

02:69-2 04:MILL-2 6.338 -85.68 04:MILL-2 15:FDR I -0.550 86.35
04: MILL-2 27:T12 PR -0.167 -82.49 04: MILL-2 16:T9 PRI 0.091 -84.11
04: MILL-2 08: FDR L 0.000 0.00 04:MILL-2 24:FDR M -0.545
-85.95
* BUS: 24:FDR M *****
7.562 KA AT -84.68 DEG ( 180.76 MVA) : X/R = 11.17 KV =
13.800

6.12 Bản in máy tính mẫu
Bản in máy tính sau đây dành cho các xe buýt được chọn để hiển
thị các xe buýt quan trọng hơn và để hiển thị ảnh hưởng của
động cơ cảm ứng đối với mức độ lỗi. Danh sách đầu vào có thể
được tìm thấy trong Chương 4. Do các nguồn xoay chiều đang
phân hủy, chu kỳ đầu tiên và lỗi thời gian gián đoạn dòng điện sẽ
khác nhau.

Ze = 0.0051256 +j 0.0550855 (Complex)
SYM kA*1.6 = 12.10 ASYM kA Based on X/R ratio = 11.10 kA
MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
7.56 SYM, = 11.10 ASY
MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 7.69
SYM, = 11.29 ASY

First Cycle*

Chu kỳ đầu tiên

BUS: 100 :UTIL-69 *****

BUS: 100 :UTIL-69 *****

8.914 KA AT -87.27 DEG (1065.29 MVA) : X/R = 21.65 KV =
69.000

8.914 KA AT -87.27 DEG (1065.29 MVA) : X/R = 21.65 KV =
69.000

Ze = 0.0004472 +j 0.0093764 (Complex)

Ze = 0.0004472 +j 0.0093764 (Complex)

SYM kA*1.6 = 14.26 ASYM kA Based on X/R ratio = 14.11 kA

SYM kA*1.6 = 14.26 ASYM kA Based on X/R ratio = 14.11 kA

MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
9.25 SYM, = 14.64 ASY

MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
9.25 SYM, = 14.64 ASY

MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 9.77
SYM, = 15.46 ASY

MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 9.77
SYM, = 15.46 ASY

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

UTIL 100 :UTIL 8.367 -87.42 01:69-1 100 :UTIL 0.318 -84.53
02:69-2 100 :UTIL 0.229 -85.54

UTIL 100 :UTIL 8.367 -87.42 01:69-1 100 :UTIL 0.318 -84.53
02:69-2 100 :UTIL 0.229 -85.54


* BUS: 04:MILL-2 *****

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

7.691 KA AT -85.66 DEG ( 183.83 MVA): X/R = 13.61 KV =
13.800

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

Ze = 0.0041165 +j 0.0542433 (Complex)

31:FDR P 36:T13 SE -0.399 -87.25 24:FDR M 31:FDR P 7.076 83.84

SYM kA*1.6 = 12.31 ASYM kA Based on X/R ratio = 11.60 kA

* BUS: 36:T13 SEC *****

MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
7.69 SYM, = 11.60 ASY

11.254 KA AT -85.21 DEG ( 46.78 MVA) : X/R = 15.06 KV =
2.400

MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 8.03
SYM, = 12.11 ASY

Ze = 0.0178490 +j 0.2130016 (Complex)

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

SYM kA*1.6 = 18.01 ASYM kA Based on X/R ratio = 17.18 kA

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
11.26 SYM, = 17.18 ASY

02:69-2 04:MILL-2 6.338 -85.68 04:MILL-2 15:FDR I -0.550 86.35

MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY =
11.90 SYM, = 18.16 ASY

04: MILL-2 27:T12 PR -0.167 -82.49 04: MILL-2 16:T9 PRI 0.091 -84.11

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

04: MILL-2 08: FDR L 0.000 0.00 04:MILL-2 24:FDR M 0.545
-85.95

Med Ind 36:T13 SE 2.939 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.320

* BUS: 24:FDR M *****
7.562 KA AT -84.68 DEG ( 180.76 MVA) : X/R = 11.17 KV =
13.800
Ze = 0.0051256 +j 0.0550855 (Complex)
SYM kA*1.6 = 12.10 ASYM kA Based on X/R ratio = 11.10 kA
MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
7.56 SYM, = 11.10 ASY

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

-84.20
Interrupting time
* BUS: 100 :UTIL-69 *****
8.654 KA AT -87.37 DEG (1034.21 MVA) : X/R = 21.99 KV =
69.000
Ze = 0.0004440 +j 0.0096591 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:

MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 7.69
SYM, = 11.29 ASY

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

04: MILL-2 24:FDR M 7.016 -84.58 24:FDR M 31:FDER P

04: MILL-2 24:FDR M 7.016 -84.58 24:FDR M 31:FDER P

-0.399 -87.20

-0.399 -87.20

24:FDR M 32:FDR Q -0.148 -82.86

24:FDR M 32:FDR Q -0.148 -82.86

* BUS: 31:FDR P *****

* BUS: 31:FDR P *****

7.474 KA AT -84.02 DEG ( 178.65 MVA): X/R = 10.02 KV =
13.800

7.474 KA AT -84.02 DEG ( 178.65 MVA): X/R = 10.02 KV =
13.800

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

Ze = 0.0058284 +j 0.0556708 (Complex)

Ze = 0.0058284 +j 0.0556708 (Complex)

SYM kA*1.6 = 11.96 ASYM kA Based on X/R ratio = 10.80 kA

SYM kA*1.6 = 11.96 ASYM kA Based on X/R ratio = 10.80 kA

MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
7.47 SYM, = 10.80 ASY

MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
7.47 SYM, = 10.80 ASY
MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 7.48
SYM, = 10.80 ASY

MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY = 7.48
SYM, = 10.80 ASY


CONTRIBUTIONS TO FAULT:

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

31:FDR P 36:T13 SE -0.399 -87.25 24:FDR M 31:FDR P 7.076
83.84

02:69-2 04:MILL-2 6.321 -85.69 04:MILL-2 15:FDR I -0.393 86.48

* BUS: 36:T13 SEC *****

04:MILL-2 27:T12 PR -0.031 -85.11 04:MILL-2 16:T9 PRI
0.000 0.00

11.254 KA AT -85.21 DEG ( 46.78 MVA) : X/R = 15.06 KV =
2.400

04:MILL-2 08:FDR L 0.000 0.00 04:MILL-2 24:FDR M -0.236 86.99

Ze = 0.0178490 +j 0.2130016 (Complex)
SYM kA*1.6 = 18.01 ASYM kA Based on X/R ratio = 17.18 kA
MAX. HIGH VOLTAGE CLF AND POWER FUSE DUTY =
11.26 SYM, = 17.18 ASY
MAX. HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION FUSE DUTY =
11.90 SYM, = 18.16 ASY
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
Med Ind 36:T13 SE 2.939 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.320
-84.20
Làm gián đoạn thời gian
* BUS: 100 :UTIL-69 *****
8.654 KA AT -87.37 DEG (1034.21 MVA) : X/R = 21.99 KV =
69.000
Ze = 0.0004440 +j 0.0096591 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:

* BUS: 24:FDR M *****
6.866 KA AT -84.81 DEG ( 164.12 MVA) : X/R = 11.28 KV =

13.800
Ze = 0.0055071 +j 0.0606812 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
04:MILL-2 24:FDR M 6.630 -84.74 24:FDR M 31:FDR P -0.184
-87.68
24:FDR M 32:FDR Q -0.052 -84.81
* BUS: 31:FDR P *****
6.790 KA AT -84.18 DEG ( 162.29 MVA) : X/R = 10.10 KV =
13.800
Ze = 0.0062527 +j 0.0612986 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

31:FDR P 36:T13 SE -0.184 -87.70 24:FDR M 31:FDR P 6.606 84.08

UTIL 100 :UTIL 8.367 -87.42 01:69-1 100 :UTIL 0.165 -85.33

UTIL 100 :UTIL 8.367 -87.42 01:69-1 100 :UTIL 0.165 -85.33

02:69-2 100 :UTIL 0.121 -86.50

02:69-2 100 :UTIL 0.121 -86.50

* BUS: 01:69-1 *****

* BUS: 01:69-1 *****

6.633 KA AT -81.93 DEG ( 792.74 MVA) : X/R = 7.19 KV =
69.000

6.633 KA AT -81.93 DEG ( 792.74 MVA) : X/R = 7.19 KV =
69.000

Ze = 0.0017702 +j 0.0124897 (Complex)

Ze = 0.0017702 +j 0.0124897 (Complex)

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

CONTRIBUTIONS TO FAULT:

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG

01:69-1 03:MILL-1 -0.166 -85.46 01:69-1 100 :UTIL -6.467 81.84

01:69-1 03:MILL-1 -0.166 -85.46 01:69-1 100 :UTIL -6.467 81.84

* BUS: 04:MILL-2 *****

* BUS: 04:MILL-2 *****

6.981 KA AT -85.78 DEG ( 166.87 MVA) : X/R = 13.78 KV =
13.800

6.981 KA AT -85.78 DEG ( 166.87 MVA) : X/R = 13.78 KV =

13.800

Ze = 0.0044095 +j 0.0597656 (Complex)

Ze = 0.0044095 +j 0.0597656 (Complex)


CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
02:69-2 04:MILL-2 6.321 -85.69 04:MILL-2 15:FDR I -0.393 86.48
04:MILL-2 27:T12 PR -0.031 -85.11 04:MILL-2 16:T9 PRI
0.000 0.00
04:MILL-2 08:FDR L 0.000 0.00 04:MILL-2 24:FDR M -0.236
86.99
* BUS: 24:FDR M *****
6.866 KA AT -84.81 DEG ( 164.12 MVA) : X/R = 11.28 KV =
13.800
Ze = 0.0055071 +j 0.0606812 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
04:MILL-2 24:FDR M 6.630 -84.74 24:FDR M 31:FDR P 0.184
-87.68
24:FDR M 32:FDR Q -0.052 -84.81
* BUS: 31:FDR P *****
6.790 KA AT -84.18 DEG ( 162.29 MVA) : X/R = 10.10 KV =
13.800
Ze = 0.0062527 +j 0.0612986 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
31:FDR P 36:T13 SE -0.184 -87.70 24:FDR M 31:FDR P 6.606

84.08
* BUS: 36:T13 SEC *****
9.374 KA AT -84.72 DEG ( 38.97 MVA) :
X/R = 12.41 KV = 2.400
Ze = 0.0235982 +j 0.2555270 (Complex)
CONTRIBUTIONS TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
Med Ind 36:T13 SE 1.176 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE 8.201 84.24
6.13 Thư mục:
[B1] ANSI/NEMA Std Pub. No. MG1-2003, Motors and
Generators, paragraph MG1-1.58, Dec. 1980.
[B2] Huening, Walter C. Jr., “Calculating Short-Circuit
Currents with Contributions from Induction Motors,” IEEE

Transactions, IAS Vol. 1A-18, No. 2, Mar/Apr 1982.


[B3] IEC 909-1988, International Standard, Short-circuit
Current Calculation in Threephase a.c. Systems, First
edition.
[B4] IEEE Std C37.010-1999 (Reaff 2005), IEEE
Application Guide for AC HighVoltage Circuit
Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis.
[B5] IEEE Std C37.13-1990 (Reaff 1995), IEEE
Standard for Low-Voltage AC Power Circuit Breakers
Used on Enclosures.
[B6] IEEE Std C37.41-2000, IEEE Standard Design
Tests for Distribution Cutouts and Fuse Links,
Secondary Fuses, Distribution Enclosed Single-Pole
Air Switches, Power Fuses, Fuse Disconnecting

Switches, and Accessories.

* BUS: 36:T13 SEC *****
9.374 KA AT -84.72 DEG ( 38.97 MVA) :
X/R = 12.41 KV = 2.400
Ze = 0.0235982 +j 0.2555270
(Complex) CONTRIBUTIONS
TO FAULT:
BUS to BUS MAG ANG BUS to BUS MAG ANG
Med Ind 36:T13 SE 1.176 -88.08 31:FDR P 36:T13 SE
8.201 - 84.24
6.13 Thư mục:
[B1] ANSI/NEMA Std Pub. No. MG1-2003,
Motors and Generators, paragraph MG1-1.58,
Dec. 1980.

[B2] Huening, Walter C. Jr., “Calculating Short-Circuit Currents


with Contributions from Induction Motors,” IEEE Transactions,
IAS Vol. 1A-18, No. 2, Mar/Apr 1982.
[B3] IEC 909-1988, International Standard, Short-circuit Current
Calculation in Threephase a.c. Systems, First edition.
[B4] IEEE Std C37.010-1999 (Reaff 2005), IEEE Application
Guide for AC HighVoltage Circuit Breakers Rated on a
Symmetrical Current Basis.
[B5] IEEE Std C37.13-1990 (Reaff 1995), IEEE Standard for
Low-Voltage AC Power Circuit Breakers Used on
Enclosures.
[B6] IEEE Std C37.41-2000, IEEE Standard Design Tests for

Distribution Cutouts and Fuse Links, Secondary Fuses,
Distribution Enclosed Single-Pole Air Switches, Power Fuses,
Fuse Disconnecting Switches, and Accessories.

I.

B. Computational simulation software

II.

Introducing PowerWorld software
1 Introduction
PowerWorld Simulator is one in all PTI's electrical system simulation computer code. The software provides
economical and vital simulation tools that permit the investigation of physical engineering objects, systems or
processes, serving to electrical engineers to shorten analysis time and cut back research costs. the foremost
important issue of this software is that the ability to calculate the value of electricity and show this cost directly
at the busbars still as on the ability transmission lines. this is often a awfully great tool in conniving the planning
and in operation mode for the power system and further towards the target of the electricity market in
Vietnam.

2 Steps to establish elements of an electrical network
2.1

Establishment of a busbar (bus)

On the Edit Toolbar, left click on the busbar icon

Then left click on the workspace, the program will display the following dialog box:

therein:


“Bus number” and “bus name” is the place to enter the number and name of the busbar..



The show area permits the bus to be placed horizontally (horizontal bar), placed vertically (vertical bar), set
Associate in Nursing oval (oval), or parallelogram (rectangle). The “pixel thickness” and “display size” indicators
are the thickness and display size of the busbar. “Area and zone” enter the serial variety and name of the
world and area if the network is large. “Nominal voltage” is that the rated voltage of the busbar, “voltage” and
“angle” are the voltage (v) and therefore the voltage point (degrees) placed at the busbar.



“System slack bus” choose if we would like that bus to be the “slack bus” of the system. every system should
have a “slack bus”, and also the bus hand-picked must be the one connected to the transmitter.



2.2

Once done, click OK

Setting up a generator (generator)

Place the generator icon on the editing toolbar and then left-click on the workspace (if you don't have a bus available), a
dialog box will appear:

We can enter the name and serial number of the bus to which the generator will be connected, if by clicking on the
workspace near an available bus the program will automatically connect the transmitter to this bus . Generator Status
Open is an open circuit, Closed is a closed circuit to the system. We can also adjust the channel display size under
"Display Information" and also change the channel display direction to left, right, up or
down.
“Mw and voltage control”:


MW control: enter the output P worths (MW output), the minimum value (Min. MW output) and therefore the
most (Max MW output) of the P transmitter. The “Available for AGC” and “Enforce MW limit” choices are autoadjust and limit the particular output power.
Voltage control: enter the generator letter worths (Mvar output), the minimum value (Min Mvar) and also the most
value (Max Mvar) of the generator Q. “Available for AVR” mechanically adjusts the generator terminal voltage,
“setpoint voltage” is that the generator terminal voltage.
“Input/Output Curve”


Select “cubic cost model” to define the generator cost curve as: C(Pgi) = (d*Pgi^3 + c*Pgi^2 + b*Pgi + a) * (fuel cost),
choose “ piecewise linear” to define a linearized cost curve.
“Fule cots” fuel price, “Number of break points” is the number of points where we want to approximate the curve to
straight lines.
“Fault Parameters”


“Generator MVA Base” is the base power (S) of the generator. “Positive Sequence Internal Impedace":
impedance of positive order
“Negative Sequence Internal Impedace”: reverse order total impedance “Zero Sequence Internal
Impedace”: total impedance zero.
“Neutral-to-Ground Impedance": total resistance to ground.
“Generator Step Transfomer”: model transformer impedance (default is none).
After setting the parameters, click OK.

Transformers
On the Edit Toolbar select the icon of the transformer.

Then using the mouse to click on the two busbars that the generator connects to (like drawing a line), we get the
following dialog box: