ETAP 6.0.0

افزار كارگاه معرفي نرم

ETAP 6.0.0

و انجام برخي آناليزهاي سيستم قدرت توسط آن

: ارائه دهنده

حسين خورزني

هاي قدرت دانشگاه صنعتي اصفهاندانشجوي كارشناسي ارشد سيستم

دانشجويي مهندسي برق ايراندهمين كنفرانس پانز

1391شهريور 9-7دانشگاه كاشان،

[email protected] حسين خورزني: كنندههيه ت

كاشان هدانشگا 91ريور هش/پانزدهمين كنفرانس دانشجويي ETAPمطالب ارائه شده در كارگاه 2



فهرست مطالب

4 مقدمه - 1

5 افزارمعرفي نرم - 2

7 در آناليزهاي قدرت ETAPهاي ها و تواناييقابليت - 3

هاي باز كردن يك پروژه و توضيح مختصر پيرامون رسم دياگرام تك خطي و برخي المان - 4

افزارتوضيح محيط هاي نرم -متداول قدرت

8

16 آناليزهاي قدرت - 5

18 شبكه زمين - 6



مقدمه -1

ها از لحاظ كيفيت و تر شدن سيستمدانيم با توجه به سرعت روز افزون علم و بزرگهمانطور كه مي

مهندسي قدرت نيز از اين اصل استثنا نيست و لذا . باشدميافزارها امري اجتناب ناپذير كميت، استفاده از نرم

.براي پيشبرد سريعتر اهداف خود ناچاريم از اين قاعده پيروي كنيم

است كه چند سالي است كه در كنار ETAPافزار افزارهاي پر قدرت در مهندسي قدرت، نرميكي از نرم

تر و در قوي DigSilentبته در مواردي از ال. توانسته است خودي نشان بدهد DigSilentافزارهايي نظير نرم

.استتر است ولي به هر حال در مواردي كاربرد خاص خودش را پيدا كردهمواردي نيز ضعيف

و انجام برخي ETAP 6.0.0افزار معرفي نرماي از مطالب ياد شده در كارگاه متن حاضر، خالصه

نفرانس دانشجويي مهندسي برق در دانشگاه است كه در پانزدهمين ك آناليزهاي سيستم قدرت توسط آن

افزار پرداخته شد و سعي ارائه در آن كارگاه به ارائه مطالبي اجمالي درباره اين نرم. استارائه شدهكاشان

افزار نيازمند زمان، هاي آن معرفي گردد و لذا يادگيري كاملتر اين نرمبر اين بوده كه توانايي بيشتر دهنده

.باشدبيشتري مي تمرين و امكانات

، مطالب ارائه شده و مكتوب شده در اين گزارش خالي از اشكال نيست و نويسنده آن، از با اين توصيف

.كندانتقادات سازنده خوانندگان آن استقبال مي

91شهريور ماه / حسين خورزني

Email: [email protected]



افزارمعرفي نرم - 2

ETAP ياElectrical Transient Analysis Program افزارهاي مشهورترين نرمترين و يكي از قوي

افزار توسط اين نرم. هاي قدرت استمهندسي برق در جهان در زمينه طراحي، تحليل و مانيتورينگ سيستم

. استزير نظر دكتر فرخ شكوه، تهيه شده OTIيك شركت آمريكايي بنام

افزار كامالً ك نرمي ETAP، هاي مختلف دارندهاي مختلفي در رشتهبر خالف برخي نرم افزارها كه بلوك

.برقي است

داده ولي اين است كه اين برنامه در ابتدا فقط تحليل هاي گذرا را انجام مي Transientدليل نام گذاري

نسخه مورد استفاده در اين متن، نسخه . افزار كليه آناليزها را در برداردهاي موجود اين نرمهم اكنون نسخه

.استپيدا كرده5.0.4است كه تغيير جدي از لحاظ گرافيكي نسبت به نسخه 6.0.0

PSSو ) ساخت آلمان( DIGSILENTو ) ساخت كانادا( CYMEتوان به افزارهاي مشابه مياز نرم

. اشاره كرد) ساخت زيمنس(

. هاستاي تقريباً به روز از المانافزار، وجود كتابخانهاز مشخصات ديگر اين نرم

:استافزار بر اساس سه مفهوم كليدي زير طراحي شدهنرم اين

:عمليات واقعي در يك محيط مجازي - 1

بطور مثال وقتي كه . ها در واقعيت استافزار مانند عملكرد آنها در اين نرمبه اين معنا كه عملكرد المان

آن المان تغيير ... و) out of service(شود شود و يا يك ترانس از شبكه خارج مييك كليد مدارشكن باز مي

.دهد رنگ داده و وضعيت خود را با توجه به فرمان داده شده، نشان مي



:هابيان اطالعات همه جانبه درباره المان - 2

هاي خود اطالعاتي پيرامون افزار الكتريكي و تا حدي كنترلي است، ولي درباره المانافزار يك نرماين نرم

بطور نمونه در يك كابل عالوه بر . ، مكانيكي و فيزيكي را نيز داراست)logical(هاي منطقي وضعيت

گذرد مشخصات الكتريكي، ابعاد فيزيكي، نوع آن، نحوه قرارگيري در غالف خود، و مسيري كه از آن مي

.موجود است

:سهولت در ورود اطالعات - 3

.مشاهده كردتوان افزار به وضوح مياين مورد را در حين كار با نرم



در آناليزهاي قدرت ETAPهاي ها و تواناييقابليت -3

:توان آنها را به دو دسته تقسيم كرد هاي زيادي است كه به طور كلي مياين برنامه داراي قابليت

هاي قدرتسازي شبكهسازي و بهينهشامل مانيتورينگ، شبيه: onlineهاي قابليت - 1

) توليد، انتقال و توزيع(هاي قدرت سازي و آناليز شبكهشامل شبيه: offlineهاي قابليت - 2

زيرا تجهيزات نمونه برداري آن تماماً آمريكايي . افزار در ايران كاربرد ندارداين نرم onlineهاي قابليت

نمونه برداري كند و تصميمات الزم را onlineاين لوازم بايد بصورت . بوده و لذا در ايران قابل استفاده نيست

.بگيرد

توان ها را مييعني، درستي طراحي شبكه. كندافزار عموماً طراح نيست ولي به طراحي كمك مياين نرم

.با آن بررسي كرد

:هاي ديگر اين برنامه بصورت فهرست وار به شرح زير استتوانايي

هاي ز اتصال كوتاه، محاسبات مربوط به ارتينگ و شبكهآناليز پخش بار، آناليز پخش بار بهينه، آنالي

device(ها گيري موتور، آناليزهاي هارمونيكي، آناليزهاي گذرا، هماهنگي دستگاهشتاب زمين، آناليز

coordination(هاي ، ارزيابي قابليت اطمينان سيستم، آناليز سيستمDCها در سيستم ، ، سايزينگ باتري

.ترانس و محاسبات مربوط به خازن گذاري سيستم قدرت Tapينه كردن محل سايزينگ ترانس ، به



باز كردن يك پروژه و توضيح مختصر پيرامون رسم دياگرام تك خطي و برخي -4

افزارتوضيح محيط هاي نرم -هاي متداول قدرت المان

در ادامه پنجره زير مشاهده مي . را انتخاب مي كنيم New projectگزينه Fileبراي شروع ابتدا از منوي

:گردد

نوار ابزار

ابزار سيستمنوار

نوار عنوان

نوار منو



با تأييد اين . را اصالح كرد با تأييد پنجره قبلي ، پنجره اطالعات كارباز مي شود كه مي توان اطالعات آن

در محيط نرم افزار مطابق با شكل زير باز مي OLVو Project Editorپنجره ، دو پنجره ديگر با نام هاي

:شوند

System Toolbarبه آنها ETAPافزار نوار ابزارهايي وجود دارند كه سمت چپ پنجره اصلي اين نرم

افزار نرمهاي دسترسي به ها محيطدرواقع اين. كنندبا هم كار ميها بصورت موازي اين محيط. گويدمي

.هستند



اي است كه در اين محيط مربوط به پنجره. است Project View اولين گزينه از نوار ابزارهاي مذكور، محيط

در حال اين پنجره يك ديد كلي نسبت به پروژه . شودباز مي OLVافزار به همراه محيط ابتداي كار نرم

- با كليك بر روي هر يك از منو. توان روند كلي پروژه را در آن تحت كنترل قرار داددهد و ميويرايش مي

.شودهاي آبشاري اين پنجره ، پنجره ويرايش مربوط به آن باز مي

توان به آن مي OLVاست كه در پنجره One Line Diagramيا Network System دومين گزينه ، محيط

. دياگرام هاي تك خطي پرداخت رسم

حفاطت و تست در اين محيط مي توان به هماهنگي، .است Star Systemيا Star Viewگزينه بعدي محيط

.ها بصورت ديناميكي و حالت ماندگار پرداختالمان



در اين محيط مي توان به . مي باشد Underground Raceway System (UGS)گزينه بعد از آن ، محيط

هاي عبور كابل در زير زمين و مشخصات دفن كردن آن زير خاك و نحوه قرارگيري تحليل و بررسي كانال

.ها پرداختكابل

سازي هاي مربوط به سيستم هاي زمين در آن باشد كه شبيهمي Ground Grid Systemگزينه بعد ، محيط

.شودانجام مي

هايي كه المان. است System Dumpsterهيم داشت محيط سروكار خو با آن هاي بعدي كه احتماالًاز محيط

تا زماني كه الماني دراين محيط قرار دارد . گيرند شوند ، در اين محيط قرار ميمي Deleteدر اين نرم افزار

آن را Delبراي حذف آن المان به محيط مذكور رفته و با زدن كليد . وان الماني با اين نام تعريف كردنمي ت

.كنيمحذف مي

dcو acمنوهاي سمت راست اين نرم افزار زير مجموعه محيط هاي سمت چپ مي باشند كه به سه قسمت

.دنشوتقسيم بندي مي) و اندازه گيري( protectionو

.داده هاي اين نرم افزار سه بعدي هستند

مي …,OLV1,OLV2محيط طراحي اصلي كه .داراي سه محيط است ETAPيا از يك ديدگاه ديگر

.باشند

براي ترسيم نقشه اي با تغييرات كوچكي نسبت به يك نقشه ديگر ) : CONFIG(محيط هاي تغيير آرايش

ها مي توان CONFIGبا تغيير درون يكي از . ، از اين قسمت استفاده مي شود ) مثالً تغيير وضعيت كليدها(

.به اين مطلوب دست يافت

.ايجاد كرد Revisionمت مي توان براي نقشه ، در اين قس: Revisionمحيط

.شوددر ادامه به رسم و توضيح چند المان پرداخته مي



شبكه قدرت) الف

قرار مي OLVوي المان هاي سمت راست انتخاب و در صفحه نرا از م Power Gridبراي شروع ، يك

. دهيم

. براي بررسي پارامتر هاي آن ، روي آن دابل كليك مي كنيم

است كه در آن مي توان اطالعاتي نظير نام كاربري آن Infoكنيم ، سربرگ اولين سربرگي كه مشاهده مي

(ID) در همان صفحه . و باس متصل شده به اين المان را وارد كردInfo در قسمت ،Equipment توان مي

توان در سرويس بودن در اين صفحه همچنين مي. مان ، نام و توضيحاتي را درباره آن وارد كردبرچسب آن ال



, Swing، مي توان چهار حالت Configurationدر قسمت . يا خارج از سرويس بودن المان را تعيين كرد

Voltage Control , Mvar Control , PF Control را انتخاب كرد .

. شودانتخاب مي Slack Busرا انتخاب كنيم ، ورودي باس متصل به آن بعنوان Swing Network Gridاگر

براي تحليل هاي گذرا و شتابگيري موتور ، اين نوع شبكه ، شبكه بينهايت ). اندازه و فاز ثابت خواهيم داشت(

ن المان به ولتاژ اي. داشته باشد Swing Network Gridهر سيستم حداقل بايد يك . آيد به حساب مي

.شودعنوان ولتاژ مرجع سيستم شناخته مي

را انتخاب كنيم ، با اين معناست كه سيستم با تنظيم توان راكتيو Voltage Control Network Gridاگر

در اين حالت بايد مقادير درصد ولتاژ و توان اكتيوو ماكزيمم و مينيمم . خروجي مي تواند ولتاژ را كنترل كند

.را نيز وارد كرد توان راكتيو

.مي توان شبكه اي با توان اكتيو و راكتيو ثابت داشت Mvar Controlبا انتخاب

توان راكتيو را ETAP. را انتخاب كنيم توان اكتيو و ضريب توان ثابت خواهيم داشت PF Controlاگر مد

. بر اساس اين دو محاسبه خواهد كرد

:بطور خالصه داريم

حداكثر

توان

راكتيو

حداقل

توان

راكتيو

ضريب

توان

توان

راكتيو

توان

اكتيو

زاويه

ولتاژ نوع شبكه مثال ولتاژ

ثابت ثابت متغيير متغيير متغيير متغيير متغييرشبكه

بينهايتSwing

Voltage ژنراتور ثابت متغيير ثابت متغيير متغيير ثابت ثابتControl

Mvar موتور متغيير متغيير ثابت ثابت متغيير ثابت ثابتControl

PF خازن ثابت ثابت ثابت ثابت ثابت متغيير متغييرControl



، )مثلث يا ستاره زمين شده(اي در صفحه مقادير نامي، ولتاژ نامي، نحوه تحويل آن توسط برق منطقه

متعادل يا نامتعادل بودن آن، مقادير عملياتي ولتاژ و درصد آن در شرايط مختلف، درصد ضريب توان، توان

انتخاب Swingاگر مد ديگري را غير از –درصورت نياز (اكتيو و راكتيو و ماكزيمم و مينيمم توان راكتيو

و پريونيت امپدانس اتصال ) X/Rتوان آن و درصد (دير اتصال كوتاه سپس مقا. توان وارد كردرا مي) كنيم

.شودپس انجام آناليز پر مي Operationقسمت . توان وارد كردرا نيز مي) 100MVAبا توان مبناي (كوتاه

ترانس) ب

اگر بخواهيم بار را بصورت تك فاز متصل كنيم ، مي . باشند ها بصورت پيش فرض همگي سه فاز ميترانس

همچنين قبل از شروع كار . نام دارد ETAP ،Phase Adapterاين مبدل در . توان از مبدل استفاده كرد

ها بايد توجه شود كه تپ منفي براي افزايش ولتاژ و در استفاده از تپ. ها را تغيير داد توان پيش فرضمي

.براي كاهش ولتاژ مورد استفاده قرار مي گيرد تپ مثبت

:ابل كليك روي آيكون ترانس داريمبا د



و كالس خنك ) خشك يا روغني بودن و انواع آن(در اولين سربرگ عالوه بر مشخصات قبلي ، نوع آن

.كنندگي آن ر نيزا مي توان تعيين كرد

در مورد سايزينگ ظرفيت ترانس ، از . شودميوارد ، نسبت دور ترانس و ظرفيت آن Ratingدر سربرگ

توان عمليات سايزينگ انجام داد ، همين هايي كه مياز معدود موقعيت. توان كمك گرفتمي ETAPخود

در قسمت بعد مقدار تغيير امپدانس به ازاي . شودپرداخته ميبه اين مورد Sizingدر منوي . مورد است

.كنديان ميتغيير تپ و تلورانس امپدانس را ب

، بيان گر تپ متغيير در حين كاهش يا افزايش ولتاژ است و درواقع كار تنظيم ولتاژ را انجام LTCزير بخش

زير . ، مي توان به تنظيمات تپ ترانس متصل به ژنراتور پرداخت Power Stationدر زير بخش . مي دهد

وليه و ثانويه است كه از گروه برداري ترانس براي تنظيم اختالف فاز بين سيم پيچ هاي ا Phase Shiftبخش

.مي گذاريم -30آن را هم . مشخص مي شود

اگر بارهاي متصله Sizingدر منوي . توان به سايزينگ ترانس پرداخت مي ETAPمانطور كه گفته شد در ه

توان مشاهده به آن مشخص باشد ، با دادن دماي محيط ، ارتفاع ، ضريب رشد و ضريب بار ، سه عدد را مي

. باشد اين سه مقدار ، ظرفيت محاسبه شده و ظرفيت هاي موجود باال و پايين آن ظرفيت مي. كرد



آناليزهاي قدرت -5

ها در پيوست آن افزار را انجام داده و گزارشبرخي از آناليزهاي نرمدر اين قسمت براي يك شبكه نمونه،

:دياگرام تك خطي شبكه مورد نظر بصورت زير است. استمتن حاضر آورده شده

:خروجي دياگرام پس از آناليز پخش بار



: SWBRDAو Cبارهاي نتايج آناليز اتصال كوتاه رو باس



و برطرف شدن آن در لحظه 5/0هاي آناليز حالت گذراي سيستم براي وقوع خطا در لحظه شكل موج

هاي فني توليدشده از هر آناليز توسط همچنين گزراش. استدر فايل پيوست اين متن آمده Cروي باس 6/0

.باشدافزار نيز در آنجا موجود مينرم

شبكه زمين -6

.شرح داده شده است Ground Grid Systemsبا عنوان ETAPاين بخش در

:زمين استفاده مي شود در اين نرم افزار براي محاسبه سيستم زمين از يكي از چهار روش

• FEM - Finite Element Method

• IEEE 80-1986

• IEEE 80-2000

• IEEE 665-1995

:در اين آناليزها موارد زير محاسبه مي گردد

مقدار ماكزيمم جريان مجاز هادي ها �

) IEEE 665و IEEE 80در استاندارد .(مقدار ولتاژ تماس وقدم هادي ها �

در .(مقدار ولتاژ تماس قدم قابل تحمل هادي ها و مقايسه آنها با مقادير محاسبه شده �

) IEEE 665و IEEE 80استاندارد

نمودارهاي گرافيكي مربوط به ولتاژ تماس و قدم و نمايش مقادير خطرناك روي �

)FEMبراي روش .(نمودارها

...تلف سيستم زمين و تعداد بهينه براي هادي ها و رادها براي آرايش هاي مخ �

:را انتخاب مي كنيم Ground Gridبراي شروع از منوي سمت راست فضاي اصلي نرم افزار گزينه

19

[email protected]

ETAPمطالب ارائه شده در كارگاه 19

شكل زير نمايان مي شود كه مي توان ابعاد نمايشي آن را

قبل از باز

Finite Element Method

پس از تأييد اين پنجره صفحه آناليز مشاهده مي

[email protected]

مطالب ارائه شده در كارگاه


قبل از باز . مربوط به محاسبات ارتينگ براي ما باز مي شود



[email protected]



مربوط به محاسبات ارتينگ براي ما باز مي شود

Finite Element Methodكه مخفف




:شدن اين صفحه نحوه انجام آناليز ارتينگ از ما پرسيده مي شود

كه مخفف FEMو در روش دوم ، روش عددي


كاشان



شدن اين صفحه نحوه انجام آناليز ارتينگ از ما پرسيده مي شود

و در روش دوم ، روش عددي

پس از تأييد اين پنجره صفحه آناليز مشاهده مي . مي كنيم

كاشان هدانشگا 91

OLVبا قرار دادن اين آيكون روي صفحه

مربوط به محاسبات ارتينگ براي ما باز مي شود با دابل كليك روي اين آيكون ، صفحه


و در روش دوم ، روش عددي

IEEE مي كنيم استفاده


91ريور هش/پانزدهمين كنفرانس دانشجويي

با قرار دادن اين آيكون روي صفحه

با دابل كليك روي اين آيكون ، صفحه


و در روش دوم ، روش عددي IEEEدر روش اول متد

.است بكار گرفته مي شود

IEEEدر اينجا ما از استاندارد

حسين خورزني: كننده

پانزدهمين كنفرانس دانشجويي


:تغيير داد



در روش اول متد

است بكار گرفته مي شود

در اينجا ما از استاندارد

كنندههيه ت



تغيير داد



در روش اول متد

است بكار گرفته مي شود

در اينجا ما از استاندارد

:شود



: توضيح قسمت هاي اين ماجول به اين شرح مي باشد

براي رسم . در اين نما از شبكه زمين مي توان به رسم خود شبكه و رادهاي آن پرداخت : نماي باال

مي توان Ground Grid Systemيا GGSشبكه زمين از ابزار هاي آماده در سمت راست صفحه آناليز

.بايد قرار داشته باشيم ويرايش Tabالزم به ذكر است كه براي رسم شبكه زمين روي . استفاده كرد

با دابل كليك . در اين نما ، عمق اليه هاي خاك و مواد تشكيل دهنده آن قابل تغيير است : نماي خاك

.ذكر شده را تعيين كرد روي اين نما مي توان از پنجره مربوطه موارد

در اين نما يك نماي سه بعدي از شبكه زمين و موقعيت رادها را مي توان مشاهده : نماي سه بعدي

در اين نما با دابل كليك بر آن ، يك انيميشن از حركت سيستم زمين در راستاي افق را مي توان . كرد

با راست كليك بر روي نما مي توان به آن ها اين نما امكانات جالب ديگري هم دارد كه . مشاهده كرد

.دسترسي پيدا كرد

براي اين كار از . بعنوان مثال شبكه اي را در نظر مي گيريم كه داراي يك شبكه زمين به شكل مربع است

:ابزار سمت راست اين صفحه آناليز گزينه مستطيل شكل را انتخاب مي كنيم



ك المان ، روي المان قرار داده شده بر روي صفحه دابل كليك مي همانند قبل ، براي تغيير مشخصات ي

.كنيم

.صفحه مشخصات زير قابل رؤيت است

كه در ابتدا مشخص IEEE80از اين صفحه ، مشخصات هادي ها را بر اساس استاندارد Tabدر اولين

:كرديم ، را مي توان مشاهده كرد

Grid Size : متر انتخاب مي كنيم 100متر در 100ابعاد شبكه زمين را مشخص مي كند كه ما آن را.

# Of Conductors : عدد 5عدد در طول و 5ابعاد مش هاي مورد نياز را مشخص مي كند كه آن را

.مي شود 25*25در عرض انتخاب مي كنيم در نتيجه ابعاد مش هاي ما



: Conductorsمقطع ، نوع و قيمت هادي ها را تعيين مي كند عمق دفن ، سطح.

Constants : اين قسمت معرف يك سري ثوابت است كه مطابق با استانداردIEEE 80 تعريف شده اند

.كه با تغيير نوع هادي ، اين ثوابت تغيير مي كند

-copper,annealed softو از جنس 120سانتي متري زمين و سطح مقطع 75عمق دفن هادي را

drown انتخاب مي كنيم.

.راد ها ،تعداد ، قطر ، طول ، نحوه چيدمان ، جنس و قيمت واحد رادها قابل تغيير است Tabدر

سانتي متر و نحوه قرارگيري، در كل فضاي مش ها و از 2متر ، قطر 3راد با عمق 4براي اين مثال

.انتخاب مي كنيم Gridهمان جنس شبكه

:پنجره زير مشاهده مي شود . خاك ، روي نماي خاك دابل كليك مي كنيم براي تعيين جنس

فعالً مقادير پيش . در اين پنجره عمق و جنس اليه سطحي ، اليه مياني و اليه زيرين قابل تغيير است

.متر كاهش مي دهيم 2فقط عمق اليه دوم به . فرض را در نظر مي گيريم

:است نماي شبكه ما به اين شكل درآمده



:براي انجام آناليز شبكه زمين گزينه مربوطه را انتخاب مي كنيم

براي تغيير مشخصات آناليز روي گزينه چمدان كليك كرده ودر صفحه اي همانند صفحه زير به انجام

:اين كار مي پردازيم



.نام آناليز را تايپ مي كنيم Study Case IDدر قسمت

.خروجي هايي كه از اين آناليز مي خواهيم انتخاب مي كنيم Reports & Plotsدر قسمت

، وزن انساني كه روي شبكه زمين در حال كار است و دماي محيط ، قابل تغيير Options در بخش

وزن انسان ، براي محاسبه ولتاژ قابل تحمل . درجه انتخاب مي كنيم 40كيلوگرم و 70آنها را . است

.از است تماسي و قدم مورد ني

.انتخاب مي كنيم IEEE 80-2000ورژن استاندارد را هم

در ادامه ( Optimazation، تعداد راد ها و هادي هاي محاسبه شده توسط آناليز Update در بخش

در صورت تمايل مي توان اين گزينه . ، جايگزين راد ها و هادي هاي فعلي مي شود ) توضيح داده خواهد شد

.را انتخاب كرد

:شامل موارد زير مي باشد Fault Durationsبخش



1 - Tf : همان زمان جريان خطا براي تعيين ضريب كاهش(Decrement Factor) بر حسب ثانيه

2 - Tc :جريان خطا براي تعيين سايز هادي هاي مورد استفاده در شبكه زمين بر حسب ثانيه

3 - Ts :جريان شوك ، براي تعيين سطح قابل تحمل بدن انسان بر حسب ثانيه

.در حالت هاي معمولي اين سه زمان با هم برابرند

.فرض مي كنيم ثانيه 3/0براي اين مثال ما هر سه را

:مقادير اتصال كوتاه را از دو طريق مي توان به نرم افزار داد Ground Shot Cicuit Currentدر بخش

از طريق آناليز اتصال كوتاه انجام شده درقبل) الف

. X/Rمؤثر اتصال كوتاه و نسبت KAدادن مقدار ) ب

.جريان انتخاب كرد Decrement ، Projection ،Divisionاين مقدار جريان را بايد از ماكزيمم ضريب

.م را انتخاب مي كني X/R=10و نسبت KA10براي اين بخش مقدار اتصال كوتاه

:اين دو ضريب قابل تغييرهستند Ground Current Factorدر قسمت

ضريب ميرايي جريان نام دارد و مقدار ميرا شدن جريان خطا از نقطه خطا تا محيط اطراف : Sf) الف

.انتخاب مي كنيم % 100ما اين مقدار را . فضاي پست را بر حسب درصد نشان مي دهد

.انتخاب مي كنيم % 100اين را هم . الحي نام دارد ضرييب نمايشي اص: Cp) ب

در بخش محاسبات ETAPمنوي آناليز هاي . پس از تأييد اين صفحه به سراغ انجام آناليز مي رويم

:شبكه زمين بدينگونه است

26

[email protected]

ETAPمطالب ارائه شده در كارگاه 26

ادير مورد

[email protected]


ادير مورد اولين گزينه از آناليزها ، آناليز معمولي شبكه زمين است كه با اطالعات داده شده بره برنامه ، مق

آناليز بهينه سازي تعداد


مشاهده آالرم ها و خطا

FEM(

FEM(

تهيه گزارش از آناليز

[email protected]


اولين گزينه از آناليزها ، آناليز معمولي شبكه زمين است كه با اطالعات داده شده بره برنامه ، مق

آنايز شبكه زمين

آناليز بهينه سازي تعداد هادي ها

آناليز بهينه سازي تعداد هادي ها و راد ها

مشاهده آالرم ها و خطا ها

صفحه نمايش گر FEMمخصوص روش

انتخاب نمودار ها FEMمخصوص روش


توقف


:صفحه زير به نمايش در مي آيد

آنايز شبكه زمين

آناليز بهينه سازي تعداد هادي ها

آناليز بهينه سازي تعداد هادي ها و راد ها

مشاهده آالرم ها و خطا ها

صفحه نمايش گر مخصوص روش

انتخاب نمودار ها مخصوص روش


توقف

كاشان


صفحه زير به نمايش در مي آيد



مشاهده آالرم ها و خطا

صفحه نمايش گر مخصوص روش (

مخصوص روش (


كاشان هدانشگا 91


صفحه زير به نمايش در مي آيد


91ريور هش/پانزدهمين كنفرانس دانشجويي


.نظر را به ما گزارش مي كند

صفحه زير به نمايش در مي آيد . بر روي آن كليك مي كنيم

حسين خورزني: كننده



نظر را به ما گزارش مي كند

بر روي آن كليك مي كنيم

كنندههيه ت



نظر را به ما گزارش مي كند

بر روي آن كليك مي كنيم



. اين صفحه را مي توان با كليك كردن عالمت زنگ ، پس از انجام آناليز هم مشاهده كرد

ما را در قسمت اول مقادير محاسبه شده ولتاژ تماس و قدم و مقدار قابل تحمل سيستم طراحي شده

.نشان مي دهد

.در قسمت دوم ، هشدار ها و خطا ها به نمايش درآمده است

خطاي اول اين نكته را بيان مي كند كه ولتاژ تماسي محاسبه شده از ولتاژ تماسي قابل تحمل بيشتر

.است و اين خطرناك است

فواصل هادي هاي مش اين هشدار ، بيان مي كند كه. خطاي دوم يك اشكال طراحي از ما گرفته است

در حالي كه از همان ابتدا هم گفته شد كه اين . متر باشد 5/22متر و بيشتر از 5/2ها نبايد كمتر از

.دارد 25*25سيستم مش هاي



حالتي كلي تر نسبت به آناليز تعداد بهينه هادي "تعداد بهينه راد ها و هادي ها "در قسمت آناليز

.هاست

جه به مقادير مجاسبه شده براي ولتاژ تماس و قدم قابل تحمل ، پيشنهادي براي تعداد اين آناليز با تو

رادها و تعداد هادي هاي درون زمين مي دهد كه در صورت تمايل مي توان آنها را بالفاصله با مقادير فعلي

Updateسمت در ق of conductors and Rods(Optimazation) #اين كار با انتخاب گزينه . جايگزين كرد

.كه در بخش مشخصات آناليز بيان شد ،ميسر مي گردد) آيكون چمدان شكل(در پنجره مشخصات آناليز

حال ، اين آناليز را براي همين مثال اجرا مي كنيم ؛

:خروجي اين آناليز در اين پنجره مشاهده مي شود

ETAP 7( 6/16*6/16و ابعاد مش عدد راد 4براي يك شبكه زمين با مشخصات سيستم ما ، تعداد

. را پيشنهاد مي كند ) 100*100هادي براي شبكه 7هادي در



فقط تعداد هادي ها و تعداد رادها را پيشنهاد مي كند و ETAPذكر اين نكته را ضروري مي دانم كه

هيچ اظهار نظري .... درمورد مابقي جزئيات مانند ابعاد رادها ، سطح مقطع هادي ها و راد ها ، جنس آن ها و

.نمي كند

ر نيز آناليز شبكه زمين را انجام داد تنها با اين تفاوت كه د FEMتوان براساس روش به طريق مشابه مي

در اين حالت، گزينه ترسيم . توان بدون هيچ محدوديتي به ترسيم هر آرايشي پرداختاين حالت مي

توان نمودار نقطه به نقطه ولتاژهاي قدم و تماسي را ترسيم نمودارها نيز فعال است و پس از انجام آناليز مي

.كرد

اي از شبكه نمونه .افزار تهيه كردرمتوان از آناليز، گزارشي فني توسط نهاي قبل ميهمچنين مانند بخش

.استزمين و نتايج آناليز و گزارش آن در پيوست اين نوشته آورده شده

One-Line Diagram - Study View (Edit Mode)

page 1 12:27:25 ٢٨, ٢٠١٢اوت Project File: EXAMPLE-IEC

Ind M1

2000 kW

Bus B11 kV

SWBRDA11 kV

Utility Bus33 kV

Bus C11 kV

LV Bus0.4 kV

Network feeder500 MVAsc33 kV

R

CB1

GenB

3.25 MW6.6 kV

R

CB23

TX5DY 4.5 MVA

CB22

PFCA450 kvar

CB A1

Ind M12000 kW

Y Ind M23x2000 kW

Y

CB31

Network2

Syn Motor2000 kW

R

TieCB

NO

CB21

Xfmr01DS 12.5 MVA

-2.5% TapP

Cable 11

1-3/C 120

0.5 km

CB2 CB3

Xfmr03

SSD10/5/3 MVA

CB32

Fuse C1

Xfmr04SS 2500 kVA

DC Network

LV Bus0.4 kV

Bus C11 kV

Bus B11 kV

Utility Bus33 kV

Network feeder500 MVAsc33 kV

R

Cable 11

1-3/C 120

0.5 km

Xfmr01DS 12.5 MVA

-2.5% TapP

Xfmr03

SSD10/5/3 MVA

Network2

TieCB

NO

CB31

DC Network

Xfmr04SS 2500 kVA

CB1

Syn Motor2000 kW

R

CB32SWBRDA11 kV

GenB

3.25 MW6.6 kV

R

CB22

TX5DY 4.5 MVA

PFCA450 kvar

CB A1

CB21

Ind M12000 kW

Y Ind M23x2000 kW

Y

Fuse C1

CB3CB2

CB23

One-Line Diagram - Study View (Edit Mode)


Ind M1

2000 kW

FLA = 123.4

DC NetworkDC Network

One-Line Diagram - Study View (Load Flow Analysis)


Ind M1

2000 kW

Bus B11 kV

98.99%

SWBRD95

SWBRDA11 kV

99.95%

Bus3

Utility Bus33 kV100

%

Bus C11 kV99.3

1%

LV Bus0.4 kV

98.42%

408j293

529j305

2893j1274

9259j4923

Network feeder500 MVAsc

6343j3336

1995-j165

2000-j102

GenB

3.25 MW

TX54.5 MVA

-0.01j450

PFCA450 kvar

99.95%L

2076j1102

Ind M12000 kW

99.93%L

6262j2518

Ind M23x2000 kW

99.95%L

2360j902

233j47

121j12

Network2

2126j855

Syn Motor2000 kW

98.96%L

NO

Xfmr01

12.5 MVA

Cable 11

Xfmr0310/5/3 MVA

Xfmr042500 kVA

DC Network

Network2

DC Network

LV Bus0.4 kV

98.42%

Bus C11 kV99.3

1%Bus B11 kV

98.99%

Bus3

Utility Bus33 kV100

%


6366j3649

Cable 11

Xfmr01

12.5 MVA

Xfmr0310/5/3 MVA

2360j902

529j305

NO233j47

121j12

Xfmr042500 kVA

9259j4923

Syn Motor2000 kW

98.96%L

2126j855

SWBRDA11 kV

99.95%

SWBRD95

GenB

3.25 MW

2000-j102

1995-j165

TX54.5 MVA

PFCA450 kvar

99.95%L

-0.01j450

Ind M12000 kW

99.93%L

Ind M23x2000 kW

99.95%L

6343j3336

2076j1102

6262j2518

6366j3649

408j293

2893j1274

407j287407j287

One-Line Diagram - Study View (Load Flow Analysis)


Ind M1

2000 kW

FLA = 123.4


One-Line Diagram - Study View (Short-Circuit Analysis)


Ind M1

2000 kW

Bus B

21 kA

SWBRD95

SWBRDA

0 kA

10.4 kA

Bus3

Utility Bus

37 kA

Bus C

21 kA

6.6 kA

LV Bus

6.61kA


CB1

6.44kA .793kA

GenB

3.25 MW

CB23

TX54.5 MVA

CB22

PFCA450 kvar

CB A1

.615kA

Ind M12000 kW

CONT1

2.53kA

Ind M23x2000 kW

CB31

Network2

Syn Motor2000 kW

TieCB

NO

CB21

Xfmr01

12.5 MVA

Cable 11

1-3/C 120CB2 CB3

Xfmr0310/5/3 MVA

CB32

Fuse C1

Xfmr042500 kVA

DC Network

Network2

DC Network

LV Bus

Bus C

21 kA

6.6 kABus B

21 kA

Bus3

Utility Bus

37 kA


Cable 11

1-3/C 120

Xfmr01

12.5 MVA

Xfmr0310/5/3 MVA

6.61kA

TieCB

NO

CB31

Xfmr042500 kVA

CB1

Syn Motor2000 kW

CB32SWBRDA

0 kA

10.4 kA

SWBRD95

GenB

3.25 MW

CB22.793kA

TX54.5 MVA

PFCA450 kvar

CB A1

CB21

Ind M12000 kW

Ind M23x2000 kW

6.44kA

.615kA 2.53kA

CONT1

Fuse C1

CB3CB2

CB23

One-Line Diagram - Study View (Short-Circuit Analysis)


Ind M1

2000 kW

FLA = 123.4


ETAP

Project: IEC Example 6.0.0 Date: 08-28-2012

Location: Irvine, Califonia SN: 12345678

Contract: 987654321 Revision: Base

Engineer: OTI Study Case: Duty909 Config.: Normal

This is the remarks first line and it appears in the header of every report.

Project File: F:\M.S\MY_WORKSHOPs\Example-IEC\EXAMPLE-IEC

Output Report: Untitled

Short-Circuit Analysis (IEC363)

0.02 0.04 0.06 0.08 0.10

-20

-10

0

10

20

30

Time (Sec.)

i (kA

)

Bus C SWBRDA

Total Fault Current

ETAP




Engineer: OTI Study Case: TS Config.: Normal



Output Report: TS

TRANSIENT STABILITY ANALYSIS

0 5 10 15 20 251.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

Time (Sec.)

per

Uni

t

GenB

Generator Exciter Voltage

ETAP







Output Report: TS


0 5 10 15 20 2516

17

18

19

20

21

Time (Sec.)

Deg

ree

GenB

Generator Absolute Power Angle

ETAP







Output Report: TS


0 5 10 15 20 2516

17

18

19

20

21

Time (Sec.)

Deg

ree

GenB

Generator Absolute Power Angle

270.0

0

25

50

75

100

Y (

m)

0

100

200

300

400

500

Volt

s

0 25 50 75 100

X (m)

404 to 504

304 to 404

204 to 304

104 to 204

4 to 104

Grid2_UntitledStep Potential Profile

270.0

0

25

50

75

100250

500

750

Volt

s

0 25 50 75 100

X (m)

567 to 817

317 to 567

67 to 317

Grid2_UntitledTouch Potential Profile

Location: Irvine, Califonia

Engineer: OTIStudy Case: LF

6.0.0

Page: 1

SN: 12345678

Filename: EXAMPLE-IEC

Project: IEC Example ETAP

Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Electrical Transient Analyzer Program

Load Flow Analysis

Number of Buses:

Swing V-Control Load Total

Number of Branches:

XFMR2 Reactor Line/Cable Impedance Tie PDXFMR3 Total

1 1 8 10

5 1 0 1 0 1 8

Loading Category (1): Design

Generation Category (1): Design

Load Diversity Factor: None

Maximum No. of Iteration: 5

System Frequency: 50 Hz

Unit System: Metric

Project Filename: EXAMPLE-IEC

Output Filename: F:\M.S\MY_WORKSHOPs\Example-IEC\LF.lfr

Precision of Solution: 0.0010000

Method of Solution: Newton-Raphson Method



6.0.0

Page: 2

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Adjustments

Transformer Impedance:

Reactor Impedance:

Adjustments

Apply

/Global

Individual

PercentTolerance

Overload Heater Resistance:

Transmission Line Length:

Cable Length:

Temperature Correction

Transmission Line Resistance:

Cable Resistance:

Apply

Adjustments

Individual

/Global Degree C

Individual

Individual

Individual

Individual

Yes

Yes

No

No

No

Yes

Yes



6.0.0

Page: 3

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Bus Input Data

Sub-sys

GenericConstant IConstant ZConstant kVAInitial VoltageBus

MvarMWMvar MWMvar MWMvarMWAng. % Mag.kVID

Load

33.000Bus3 1 100.0 0.0

2.126 0.855 11.000Bus B 1 100.0 0.0

11.000Bus C 1 100.0 0.0

0.154 0.258 0.166 0.125 0.400EmergencySwBrd 1 100.0 0.0

0.400LV Bus 1 100.0 0.0

0.139 0.098 0.045 0.000 0.400MCC1 1 97.9 -3.1

0.105 0.017 0.010 0.002 0.400Swbrd2 1 97.9 -3.1

6.600SWBRD95 1 100.0 0.0

0.000 8.338 3.620 -0.450 11.000SWBRDA 1 100.4 -2.1

33.000Utility Bus 1 100.0 0.0

-0.324 4.696 0.398 Total Number of Buses: 10 10.837 0.000 0.000 0.000 0.000

ID kV

Generation Bus

Sub-sysType

Voltage

% Mag. Angle MW Mvar Max Min

Generation Mvar Limits

% PF

SWBRD95 1 6.600 Voltage Control -1.492 2.000 2.960 100.0 0.0

Utility Bus 1 33.000 Swing 100.0 0.0

2.000 0.000



6.0.0

Page: 4

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Line/Cable Input Data

ID Library Size T (°C)

Line/Cable

Ohms or Siemens/1000 m per Conductor (Cable) or per Phase (Line)

Adj. (m) #/Phase% Tol.

Length

YR X

Cable 11 33MCUN3 120 500.0 1 0.186940 0.122000 0.0000594 75 0.0

Line / Cable resistances are listed at the specified temperatures.



6.0.0

Page: 5

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


2-Winding Transformer Input Data

ID MVA Prim. kV Sec. kV % Z X/R Prim. Sec.

Transformer % Tap Setting

% Tol.

Rating Z Variation

+ 5% - 5%

Phase Shift

Type Angle% Z

Adjusted

T1 2.000 11.000 0.400 6.25 7.10 0 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 6.2500

T2 2.000 11.000 0.400 6.25 7.10 0 0 0 0 0 Special 0.0 6.2500

TX5 4.500 6.600 11.000 7.15 12.14 0 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 7.1500

Xfmr01 12.500 33.000 11.000 8.35 18.60 -2.500 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 8.3500

Xfmr04 2.500 11.000 0.400 6.25 10.67 0 0 7.5 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 6.7188

2-Winding Transformer Load Tap Changer (LTC) Settings

ID Secondary Bus IDPrimary Bus ID Tap % Step Regulated Bus ID

Transformer Connected Buses ("*" LTC Side)

Tap % V kV

Transformer Load Tap Changer Setting

% Min. % Max.


ID MVA kV % Z X/R% MVAbWinding

Transformer Rating Tap Impedance

% Tol. - 5%

Z Variation

+ 5%

Phase Shift

Type Angle

Xfmr03

7.00

3.000

11.000

11.000

Zpt =

Zst =

12.00 0

0

Primary:

Secondary:

Tertiary:

10.000

10.000

0

0

5.000

10.000 33.000 0 0 10.000 15.00 8.00Zps =

12.00 7.00

0 0

Std Pos. Seq.

Std Pos. Seq.

0.0

0.0



6.0.0

Page: 6

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Branch Connections

ID From Bus To Bus R X ZType

CKT/Branch % Impedance, Pos. Seq., 100 MVA BaseConnected Bus ID

Y

T1 Bus B 43.58 309.45 312.50MCC12W XFMR

T2 Bus C 43.58 309.45 312.50Swbrd22W XFMR

TX5 SWBRD95 13.04 158.35 158.89SWBRDA2W XFMR

Xfmr01 Bus3 3.50 65.04 65.13SWBRDA2W XFMR

Xfmr04 Bus C 25.08 267.58 268.75LV Bus2W XFMR

Xfmr03 Utility Bus 6.81 133.11 133.29Bus B3W Xfmr

Utility Bus 8.97 99.61 100.01Bus C3W Xfmr

Bus B 8.97 99.61 100.01Bus C3W Xfmr

Cable 11 Utility Bus 0.86 0.56 1.02 0.0323433Bus3Cable

LVCB11 LV Bus EmergencySwBrdTie Breakr



6.0.0

Page: 7

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID % PF

XFMR

% Tap

Bus3 33.000 0.0 99.925 Utility Bus -6.361 -3.679 128.7 86.60 0 0 0

-2.500SWBRDA 6.361 3.679 128.7 86.6

Bus B 11.000 -1.2 98.990 0.855 2.126 MCC1 0.233 0.047 12.6 98.00 0

Bus C -2.360 -0.902 133.9 93.4

& Utility Bus

Bus C 11.000 -0.7 99.312 Swbrd2 0.121 0.012 6.4 99.50 0 0 0

LV Bus 0.408 0.293 26.6 81.2

Utility Bus -0.529 -0.305 32.3 86.6

& Bus B

EmergencySwBrd 0.400 -1.3 98.424 0.287 0.407 LV Bus -0.407 -0.287 730.5 81.80 0

LV Bus 0.400 -1.3 98.424 Bus C -0.407 -0.287 730.5 81.80 0 0 0

EmergencySwBrd 0.407 0.287 730.5 81.8

MCC1 0.400 -1.6 98.743 0.045 0.233 Bus B -0.233 -0.045 346.9 98.20 0

Swbrd2 0.400 -0.9 99.223 0.011 0.121 Bus C -0.121 -0.011 176.8 99.60 0

SWBRD95* 6.600 -0.5 100.000 -0.102 2.000 SWBRDA 2.000 -0.102 175.2 -99.90 0

SWBRDA 11.000 -2.3 99.951 3.171 8.338 SWBRD95 -1.995 0.165 105.1 -99.70 0

Bus3 -6.343 -3.336 376.3 88.5

Utility Bus* 33.000 0.0 100.000 4.923 9.259 Bus3 6.366 3.649 128.4 86.80 0

Bus B 2.893 1.274 55.3 91.5

& Bus C

* Indicates a voltage regulated bus ( voltage controlled or swing type machine connected to it)

# Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA



6.0.0

Page: 8

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Bus Loading Summary Report

ID

Bus

kV

Directly Connected Load

MW Mvar MVA % PF AmpRated Amp LoadingMW Mvar MW Mvar

Constant kVA Constant Z Constant IPercent

Generic

MW Mvar

Total Bus Load

Bus3 33.000 7.349 128.7 86.6 0 0 0 0 0 0 0 0

Bus B 11.000 2.526 225.0 59.5 133.9 93.4 2.126 0.855 0 0 0 0 0 0

Bus C 11.000 0.611 225.0 14.3 32.3 86.6 0 0 0 0 0 0 0 0

EmergencySwBrd 0.400 0.498 1200.0 60.9 730.5 81.8 0.258 0.166 0.149 0.121 0 0 0 0

LV Bus 0.400 0.498 730.5 81.8 0 0 0 0 0 0 0 0

MCC1 0.400 0.237 346.9 98.2 0.098 0.045 0.135 0 0 0 0 0

Swbrd2 0.400 0.122 176.8 99.6 0.017 0.010 0.104 0.002 0 0 0 0

SWBRD95 6.600 2.003 175.2 99.9 0 0 0 0 0 0 0 0

SWBRDA 11.000 9.157 1250.0 38.5 480.8 91.1 8.338 3.620 0 -0.450 0 0 0 0

Utility Bus 33.000 10.487 800.0 22.9 183.5 88.3 0 0 0 0 0 0 0 0

* Indicates operating load of a bus exceeds the bus critical limit ( 100.0% of the Continuous Ampere rating).



6.0.0

Page: 9

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Branch Loading Summary Report

ID Type

Loading

Amp %

Capability

(MVA) MVA %

Loading (output)

CKT / Branch Cable & ReactorTransformer

Loading (input)

%MVA

Ampacity

(Amp)

Cable 11 Cable 110.00 128.66 116.97*

T1 Transformer 2.000 0.238 11.9 0.237 11.9

T2 Transformer 2.000 0.122 6.1 0.122 6.1

TX5 Transformer 4.500 2.003 44.5 2.002 44.5

Xfmr01 Transformer 12.500 7.349 58.8 7.167 57.3

Xfmr04 Transformer 2.500 0.503 20.1 0.498 19.9

Xfmr03 3W XFMR p 11.000 3.161 28.7

3W XFMR s 5.600 2.526 45.1

3W XFMR t 3.400 0.611 18.0

* Indicates a branch with operating load exceeding the branch capability.



6.0.0

Page: 10

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Branch Losses Summary Report

ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To

CKT / Branch From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage% Drop

Vd

in Vmag

-6.361 -3.679 6.366 3.649 4.6 -29.3 99.9 100.0 0.08Cable 11

6.361 3.679 -6.343 -3.336 18.4 342.9 99.9 100.0 0.03Xfmr01

0.233 0.047 -0.233 -0.045 0.3 1.8 99.0 98.7 0.25T1

0.121 0.012 -0.121 -0.011 0.1 0.5 99.3 99.2 0.09T2

0.408 0.293 -0.407 -0.287 0.6 6.9 99.3 98.4 0.89Xfmr04

2.000 -0.102 -1.995 0.165 5.2 63.5 100.0 100.0 0.05TX5

2.893 1.274 -2.360 -0.902 4.5 67.0 100.0 99.0 1.01Xfmr03

-0.529 -0.305 100.0 99.3 0.69Xfmr03

33.8 453.2



6.0.0

Page: 11

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Alert Summary Report

Cable 95.0 100.0

Bus

MarginalCritical

0.0 100.0

Loading

% Alert Settings

95.0 100.0

95.0 100.0

95.0 100.0

Line

Transformer

Reactor

Panel

0.0 0.0

95.0 98.0

102.0 105.0

101.0 105.0

95.0 100.0

95.0 100.0

100.0

Generator Excitation

Bus Voltage

UnderExcited (Q Min.)

OverExcited (Q Max.)

UnderVoltage

OverVoltage

Protective Device

Generator

Critical Report

Device ID Type Rating/LimitCondition Unit Operating % Operating Phase Type

110.000 Amp 128.662 117.0 3-PhaseOverloadCable 11 Cable

Marginal Report

Device ID Type Rating/LimitCondition Unit Operating % Operating Phase Type

400.938 Amp 384.300 95.9 3-PhaseOverloadUPS1 UPS



6.0.0

Page: 12

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


0.000 0.000 0.000

0.000 0.000 0.000

Leading 76.46 0.508

Total Generic Load:

Total Constant I Load:

0.000 0.000

0.453 0.034

Number of Iterations: 1

System Mismatch:

Apparent Losses:

SUMMARY OF TOTAL GENERATION , LOADING & DEMAND

Lagging 91.76 11.811

Lagging

Leading

Lagging

-0.327 0.388

4.696 10.837

91.93 12.248 4.822 11.259

99.87 2.003-0.102 2.000

88.29 10.487 4.923 9.259

% PFMVAMvarMW

Total Static Load:

Total Motor Load:

Total Demand:

Source (Non-Swing Buses):

Source (Swing Buses):


Engineer: OTIStudy Case: Duty909

6.0.0

Page: 1

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



IEC 60909 Standard

3-Phase Fault Currents

Short-Circuit Analysis

Maximum Short-Circuit Current

Total

Number of Buses:

Swing V-Control Load Total

Number of Branches:


Number of Machines:

Generator Motor Machines

Synchronous Synchronous Induction

Load

Lumped

1 1 8

5 1 1 0 0 1

1 1 3 0 1

10

8

6

Power

Grid

System Frequency: 50 Hz

Unit System: Metric

Project Filename: EXAMPLE-IEC

Output Filename: F:\M.S\MY_WORKSHOPs\Example-IEC\Duty909.SI1



6.0.0

Page: 2

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Adjustments


Reactor Impedance:

Adjustments

Apply

/Global

Individual

PercentTolerance



Cable Length:



Cable Resistance:

Apply

Adjustments

Individual

/Global Degree C

Individual

Individual

Individual

Individual

Yes

Yes

No

No

No

Yes

Yes



6.0.0

Page: 3

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Bus Input Data

ID Type

Bus Initial Voltage

%Mag. Ang.Sub-sysBase kVNom. kV

33.000 33.000LoadBus3 1 100.00 0.00

11.000 11.000LoadBus B 1 100.00 0.00

11.000 11.000LoadBus C 1 100.00 0.00

0.400 0.400LoadEmergencySwBrd 1 100.00 0.00

0.400 0.400LoadLV Bus 1 100.00 0.00

0.400 0.400LoadMCC1 1 97.94 -3.10

0.400 0.400LoadSwbrd2 1 97.94 -3.10

6.769 6.600Gen.SWBRD95 1 100.00 0.00

11.282 11.000LoadSWBRDA 1 100.44 -2.10

33.000 33.000SWNGUtility Bus 1 100.00 0.00

10 Buses Total

All voltages reported by ETAP are in % of bus Nominal kV.

Base kV values of buses are calculated and used internally by ETAP.



6.0.0

Page: 4

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



ID Library Size #/Phase R

Line/Cable

Ohms or Siemens/1000 m per Conductor (Cable) or per Phase (Line)

Adj. (m) % Tol.

Length

YXT (°C)

Cable 11 33MCUN3 120 500.0 1 0.18694 75 0 0.0000594 0.12200




6.0.0

Page: 5

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal





% Tol.

Rating Z Variation

+ 5% - 5% Type Angle% Z

Adjusted Phase Shift

T1 2.000 11.000 0.400 6.25 7.10 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 0 6.2500

T2 2.000 11.000 0.400 6.25 7.10 0 0 0 0 Special 0.0 0 6.2500

TX5 4.500 6.600 11.000 7.15 12.14 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 0 7.1500

Xfmr01 12.500 33.000 11.000 8.35 18.60 -2.500 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 0 8.3500

Xfmr04 2.500 11.000 0.400 6.25 10.67 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0-7.5 5.7813




% Tol. - 5%

Z Variation

+ 5%

Phase Shift

Type Angle

Xfmr03

7.00

3.000

11.000

11.000

Zpt =

Zst =

12.00 0

0

Primary:

Secondary:

Tertiary:

10.000

10.000

5.000

10.000 33.000 0 10.000 15.00 8.00Zps =

12.00 7.00

0 0

Std Pos. Seq.

Std Pos. Seq.

0.0

0.0

0

0

0



6.0.0

Page: 6

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Branch Connections


CKT/Branch % Impedance, Pos. Seq., 100 MVAbConnected Bus ID

Y

T1 Bus B 41.92 297.62 300.56MCC12W XFMR







Bus B 9.28 103.25 103.67Bus C3W Xfmr

Cable 11 Utility Bus 0.86 0.56 1.02Bus3Cable

LVCB11 LV Bus EmergencySwBrdTie Breaker



6.0.0

Page: 7

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Power Grid Input Data

kV R

Rating 100 MVA Base

% Impedance

MVASCID ID

Power Grid Connected Bus

X" R/X

Network feeder 33.000Utility Bus 500.000 1.99007 19.90070 0.10

Total Connected Power Grids ( = 1 ): 500.000 MVA

Synchronous Generator Input Data

IDID Type MVA kV RPM R Adj.

Synchronous Generator Rating

% Impedance in Machine Base

Connected Bus

% PF R/X Xd, sat Type

Excitation

Tol.

Xd"

1.000 1500 6.600 4.060GenB Turbo 24.00 0.04 115.00 Salient-pole 160%SWBRD95 80.00 0.0

Total Connected Synchronous Generators ( = 1 ) : 4.060 MVA



6.0.0

Page: 8

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Synchronous Motor Input Data

IDID Type kVA kV Amp

Synchronous Motor Rating

Qty

Connected Bus

HP/kW PF

Syn Motor Motor 1 Bus B 2000.00 2291.0 11.000 120.20 92.78

Total Connected Synchronous Motors ( = 1 ): 2291.0 kVA

ID Type

Synchronous Motor

Qty R/X"

Xd"

R Adj. Tol.

% Impedance in Motor Base

Exciter Type

Syn Motor Motor 1 0.466 0.03 0.0 Turbine 130% 15.38

Induction Machine Input Data

IDID Type kVA kV Amp R X"

Induction Machine Rating (Motor Base)

Qty

Connected Bus

R/X" MW/PP

mFact.% Impedance

PFHP/kW

123.40SWBRDA 11.000 88.32 3.27 21.81 0.15 1.00Ind M1 Motor 1 2000.00 2350.00

118.10SWBRDA 11.000 92.78 1.82 15.28 0.12 2.00Ind M2 Motor 3 2000.00 2249.67

77.56MCC1 0.400 90.82 5.90 15.59 0.38 0.02Mtr6 Motor 2 60.00 53.74

Total Connected Induction Machines ( = 6 ): 9206.5 kVA



6.0.0

Page: 9

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


SHORT-CIRCUIT REPORT

3-Phase fault at bus: Bus C

kA rms

Nominal kV

Voltage c Factor

Peak Value

Steady State

=

=

=

=

11.000

1.10

16.629

6.502

(Maximum If)

kA Method C

ID MagnitudeRatioRealFrom BusID Imaginary

From Bus To Bus % V kA kA X/R kA

Contribution Voltage & Initial Symmetrical Current (rms)

Bus C Total 0.00 0.565 -6.587 11.7 6.612

Swbrd2 Bus C 0.00 0.000 0.000 999.9 0.000

LV Bus Bus C 0.00 0.000 0.000 999.9 0.000

Utility Bus Bus C 79.06 0.407 -4.384 10.8 4.403

Bus B Bus C 39.67 0.157 -2.204 14.0 2.209

Bus3 Utility Bus 79.12 0.017 -0.198 11.7 0.198

Bus B Utility Bus 39.67 -0.043 0.562 13.1 0.563

Network feeder Utility Bus 100.00 0.162 -1.825 11.3 1.832

MCC1 Bus B 40.78 0.008 -0.021 2.6 0.022

Syn Motor Bus B 100.00 0.021 -0.498 23.6 0.499

SWBRDA Bus3 87.83 0.017 -0.198 11.7 0.198

Mtr6 MCC1 100.00 0.219 -0.565 2.6 0.606



6.0.0

Page: 10

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


3-Phase fault at bus: SWBRDA

kA rms

Nominal kV

Voltage c Factor

Peak Value

Steady State

=

=

=

=

11.000

1.10

26.042

7.235

(Maximum If)

kA Method C

ID MagnitudeRatioRealFrom BusID Imaginary

From Bus To Bus % V kA kA X/R kA

Contribution Voltage & Initial Symmetrical Current (rms)

SWBRDA Total 0.00 0.912 -10.341 11.3 10.381

SWBRD95 SWBRDA 21.87 0.040 -0.792 19.8 0.793

Bus3 SWBRDA 72.34 0.480 -6.426 13.4 6.444

Ind M1 SWBRDA 100.00 0.091 -0.609 6.7 0.615

Ind M2 SWBRDA 100.00 0.300 -2.515 8.4 2.533

GenB SWBRD95 100.00 0.067 -1.320 19.8 1.322

Utility Bus Bus3 73.04 0.164 -2.197 13.4 2.203

Bus B Utility Bus 75.69 0.000 -0.038 128.2 0.038

Bus C Utility Bus 74.37 0.001 -0.025 21.8 0.025

Network feeder Utility Bus 97.50 0.163 -2.134 13.1 2.140



6.0.0

Page: 11

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Short-Circuit Summary Report

3-Phase Fault Currents

ID Ib sym Ib asymipI"kIb asymPeakTypeIDkV

Device Capacity (kA)

Idc

DeviceBus Short-Circuit Current (kA)

Ib sym Idc Ik

Making

Bus C Bus C SwtchRack 21.000 6.612 16.629 6.502 11.000

6.561CB32 CB 40.000 7.125 6.612 16.629 2.396 11.000 17.515 16.000 6.985

6.560CB C1 CB 67.000 10.956 6.612 16.629 2.215 11.000 28.491 26.300 6.924

6.592Fuse C1 Fuse 6.612 16.629 7.156 11.000 83.839 63.000 9.715

SWBRDA SWBRDA SwtchBoard 10.381 26.042 7.235 11.000

8.523CB22 CB 67.000 10.956 9.589 24.054 3.308 11.000 28.491 26.300 9.143

9.240CB A1 CB 67.000 3.333 10.381 26.042 3.582 * 11.000 8.666 8.000 * 9.910 *

6.444CB21 CB 62.500 18.152 6.444 16.164 4.114 11.000 30.895 25.000 7.645

ip is calculated using method C

Ib does not include decay of non-terminal faulted indunction motors

Ik is the maximum steady state fault current

Idc is based on X/R from Method C and Ib as specified above

LV CB duty determined based on service rating.

Maximum through current is used for device duty.

* Indicates a device with calculated duty exceeding the device capability.

# Indicates a device with calculated duty exceeding the device marginal limit. ( 90 % times device capability)

Short-Circuit Summary Report

Bus ID Ith (kA)Ithr (kA)Device ID

Device Capacity

Tkr (sec.)

Current

Short-Circuit

3-Phase

Bus C CB32 26.300 3.00 6.655

Bus C CB C1 26.300 3.00 6.655

SWBRDA CB22 26.300 3.00 8.580

SWBRDA CB A1 26.300 3.00 8.580

# Indicates a device with calculated duty exceeding the device marginal limit. ( 90 % times device capability)

* Indicates a device with calculated duty exceeding the device capability.

Ithr = Rated short-circuit withstand current

Tkr = Rated short-time

Ith = Thermal equivalent short-time current


Engineer: OTIStudy Case: TS

6.0.0

Page: 1

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Load Diversity Factor: None

Initial Generation Category (1): Design

Initial Loading Category (1): Design

Transient Stability Analysis


Number of Buses:

TotalSwing V-Control Load

1 1 8 10

Total

Number of Branches:


Number of Machines:

Generator Motor MachinesGrid

Synchronous Synchronous Induction

Load

Lumped

5 1 1 0 0 2

1 1 1 0 1

9

4

SPDT

0

Power

F:\M.S\MY_WORKSHOPs\Example-IEC\TS.TS1

EXAMPLE-IECData Filename:

MetricUnit System:

50 Hz

Output Filename:

System Frequency:

20 times ΔtTime Increment for Plots:

1.45

0.0010

Acceleration Factor for the Initial LF:

Time Increment for Integration Steps (Δt):

0.0000010000Solution Precision for the Initial LF:

2000Maximum Number of Iterations:

Accelerated Gauss-SeidelMethod of the Initial LF Solution:



6.0.0

Page: 2

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Adjustments


Reactor Impedance:

Adjustments

Apply

/Global

Individual

PercentTolerance



Cable Length:



Cable Resistance:

Apply

Adjustments

Individual

/Global Degree C

Individual

Individual

Individual

Individual

Yes

Yes

No

No

No

Yes

Yes



6.0.0

Page: 3

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Bus Input Data

Sub-sys

GenericConstant IConstant ZConstant kVAInitial VoltageBus

MvarMWMvar MWMvar MWMvarMWAng. % Mag.kVID

Load

33.000Bus3 1 100.0 0.0

11.000Bus B 1 100.0 0.0

11.000Bus C 1 100.0 0.0

0.154 0.258 0.166 0.125 0.400EmergencySwBrd 1 100.0 0.0

0.400LV Bus 1 100.0 0.0

0.139 0.098 0.045 0.000 0.400MCC1 1 97.9 -3.1

0.105 0.017 0.010 0.002 0.400Swbrd2 1 97.9 -3.1

6.600SWBRD95 1 100.0 0.0

0.000 6.262 2.518 -0.450 11.000SWBRDA 1 100.4 -2.1

33.000Utility Bus 1 100.0 0.0

-0.324 2.738 0.398 Total Number of Buses: 10 6.635 0.000 0.000 0.000 0.000

Note: Dynamically modeled motor loads are not included in the bus motor load. See machine and motor pages for detail.

ID kV

Generation Bus

Sub-sysType

Voltage

% Mag. Angle MW Mvar Max Min

Generation Mvar Limits

% PF

SWBRD95 1 6.600 Voltage Control -1.492 2.000 2.960 100.0 0.0

Utility Bus 1 33.000 Swing 100.0 0.0

2.000 0.000



6.0.0

Page: 4

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



ID Library Size #/Phase T (°C) R1 X1 Y1

Line/Cable

R0 X0 Y0

Ohms or Siemens per 1000 m per Conductor (Cable) or per Phase (Line)

Adj. (m) % Tol.

Length

Cable 11 33MCUN3 120 500.0 1 0.186940 0.122000 0.0000594 0.591341 0.300000 75 0.0




6.0.0

Page: 5

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal





% Tol.

Rating Z Variation

+ 5% - 5%

Phase Shift

Type Angle% Z

Adjusted

T1 2.000 11.000 0.400 6.25 7.10 0 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 6.2500

T2 2.000 11.000 0.400 6.25 7.10 0 0 0 0 0 Special 0.0 6.2500

TX5 4.500 6.600 11.000 7.15 12.14 0 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 7.1500

Xfmr01 12.500 33.000 11.000 8.35 18.60 -2.500 0 0 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 8.3500

Xfmr04 2.500 11.000 0.400 6.25 10.67 0 0 7.5 0 0 Std Pos. Seq. 0.0 6.7188

2-Winding Transformer Grounding Input Data

ID MVA Prim. kV Sec. kV

Transformer

Type

Rating Primary

Grounding

Conn.

Type

Secondary

Amp OhmkVkV OhmAmpType

T1 D/Y 0.400 11.000 2.000 Solid

D/Y 0.400 11.000 2.000T2 Solid

D/Y 11.000 6.600 4.500TX5 Open

D/Y 11.000 33.000 12.500Xfmr01 Solid

Y/Y 0.400 11.000 2.500Xfmr04 Solid Solid




% Tol. - 5%

Z Variation

+ 5%

Phase Shift

Type Angle

Xfmr03

7.00

3.000

11.000

11.000

Zpt =

Zst =

12.00 0

0

Primary:

Secondary:

Tertiary:

10.000

10.000

0

0

5.000

10.000 33.000 0 0 10.000 15.00 8.00Zps =

12.00 7.00

0 0

Std Pos. Seq.

Std Pos. Seq.

0.0

0.0

3-Winding Transformer Grounding Input Data

ID MVA kVWinding

Transformer Rating

Type Type kV

GroundingConn.

OhmAmp

Xfmr03 WyePrimary: 10.000 33.000 Solid

WyeSecondary: 5.000 11.000 Solid

Tertiary: 3.000 11.000 Delta



6.0.0

Page: 6

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Multi-Function Relay Input Data

ID

Inst. Setting

(Amp) (Sec.)

Time Delay

ID Action (Sec.)

Time Delay

(Sec.)

Time Delay

TotalInterlock Switching Device 0.00

Prim.

Relay

Directional

OpenR1 10170.00 0.060 CB1 0.070 0.130None

Open 2.00 0.070 0.110 0.040R2 9000.00 CB2None

Open 3.00 0.030 0.050 0.020R21 5440.00 CB21None

Open 4.00 0.052 0.072 0.020R32 1360.00 CB32None

Open 5.00 0.055 0.075 0.020R GenB 7448.00 CB23None

Open 6.00 0.000 0.025 0.025RM1 675.00 CONT1None



6.0.0

Page: 7

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Branch Connections


CKT/Branch % Impedance, Pos. Seq., 100 MVA BaseConnected Bus ID

Y

T1 Bus B 43.58 309.45 312.50MCC12W XFMR







Bus B 8.97 99.61 100.01Bus C3W Xfmr

Cable 11 Utility Bus 0.86 0.56 1.02 0.0323433Bus3Cable


TieCB SWBRDA Bus BTie Breakr



6.0.0

Page: 8

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Branch Connections

Zero Sequence Impedance

ID From Bus To Bus R0 X0 Z0Type

CKT/Branch % Impedance, Zero Seq., 100 MVAbConnected Bus ID

Y0

T1 Bus B MCC12W XFMR

T2 Bus C Swbrd22W XFMR

TX5 SWBRD95 SWBRDA2W XFMR

Xfmr01 Bus3 SWBRDA2W XFMR

Xfmr04 Bus C LV Bus2W XFMR

Xfmr03 Utility Bus Bus B3W Xfmr

Utility Bus Bus C3W Xfmr

Bus B Bus C3W Xfmr

Cable 11 Utility Bus Bus3Cable


TieCB SWBRDA Bus BTie Breakr



6.0.0

Page: 9

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Machine

Synchronous Machine Parameters

MVA kV Ra Xd'Xd"

Rating Positive Sequence Impedance (%)

TypeID Xd Xq" Xq' Xq XlModel X/R R0 X0

Zero Seq. Z (%)

Network feeder Power Grid 500.000 33.000N/A 9.95 99.50 22.74 227.44

GenB Generator 4.060 6.600 1.00 24.00 37.00Subtransient, Salient-Pole 115.00 34.00 75.00 75.00 15.00 24.00 1.00 24.00

Motor Equivalent 2.291 11.00 108.00 110.00 23.00 0.47 11.000Syn Motor

Machine

Tdo" Tdo' Tqo" HTqo'

Time Constants (Sec.) or Loading

ID %D S100 S120 Sbreak MW Mvar

H(Sec.), D(MWpu/Hz) & Saturation

Generator

ID

Connected Bus

Conn. Type Amp

Grounding

GenB 0.030 5.000 0.050 0.000 2.000 10.00 1.070 1.180 0.800 2.000 1.200SWBRD95 Wye Resistor 35.50

0.855 2.126 1.180 1.070 2.00 0.930 5.600Syn Motor Bus B ResistorWye 100.00

Machine

ID Type RPM

Equivalent Total

WR² HRPM

Prime Mover/Load

RPM WR² H

Coupling

RPM WR² H

Generator/Motor

WR² H

GenB Gen. 1500 657.88 2.000 1500 1500 345.4 1.050 1500 65.78 0.200 246.7 0.750

Syn Motor Syn. Mtr 1500 172.63 0.930 1500 1500 18.56 0.100 1500 5.57 0.030 148.5 0.800

H: MW-Sec/MVAWR²: kg-m²

Machine

Model ID A0 A2A1ID A3

Load Torque ( = A0 + A1 ω + A2 ω² + A3 ω³)Nameplate

HP/kW RPM FLA %PF %EffQuantity

-147.0 321.0-91.0 10.0Syn Motor 2000.00 1500 92.78 120.20 COMP CENT 1 94.09



6.0.0

Page: 10

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Exciter Input Data

Type: 2

KA KE KF TA TE TF1 TF2TR VRmax VRmin SEmax SE.75 EfdmaxMachine ID Control Bus ID

SWBRD95GenB 250 1 0.06 0.005 0.03 1.25 1 0.1 17.5 -15.5 1.65 1.13 6.6

Governor Input Data

Type: DT

Pmax Pmin T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8Generator ID Mode Droop

GenB Isoch 5 3.336 0 0.1 0.015 0.005 5 0.7 0.3 0.1 0.15



6.0.0

Page: 11

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Induction Machine

Induction Machine Parameters

FLAkVID

Nameplate

RPM % PFHP/kW % Eff

Operating Loading

% Slip kW kvar % LoadQuantity

Ind M1 123.40 88.32 1500 11.000 2000.00 96.36 1.58 1102.16 100.00 2075.55 1

Induction Machine

ID Model

Single-Cage 2 or Double-Cage (%)

X/R Xoc RsTd0'

Single-Cage 1 (% & Sec.)

Xs Xm Rr1, fl Rr2, lr Xr1, fl Xr2, lrX' R0 X0

Zero Seq. Z(%)

Ind M1 Single-Cage 2 11.01 12.12 1.58 1.58 346.60 11.13 1.78 0.000 15.38

ID

Induction Machine Motor Equivalent Total

RPM WR² HRPM

Load

RPM WR² H

Coupling

RPM WR² HWR² H

Ind M1 1500 0.400 76.2 1500 0.020 3.81 1500 0.100 19.05 1500 0.520 99.05

H: MW-Sec/MVAWR²: kg-m²

Induction Machine

A0 A2A1ID A3Model ID

H

(MW-Sec/MVA)ID

Connected Bus Load Torque ( = A0 + A1 ω + A2 ω² + A3 ω³) Grounding

Conn. Type Amp

Ind M1 Centr. CompSWBRDA 0.520 Wye Open-147.0 10.0 -91.0 328.0

Motor Operated Valves (MOV)

MOV

ID Qty HP/kW kV RPM FLA % PF % Eff Sec.

TimeNameplate

% I % PF % I % PF % I

Locked-Rotor Torque Travel

% PF

Stroke At Rated Normal

Action

Motor Op. Valve 1 20.0 0.42 1500 34.8 88.9 88.8 0.00 600 43.74 81.75 141 300 88.90Closing&HB-

MS



6.0.0

Page: 12

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


LOAD FLOW REPORT @ T = 0.000-

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MvarMW

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

% Tap

33.000Bus3 -1.0 99.925 Utility Bus -6.361 -3.679 128.7 86.60 0 0 0

-2.500SWBRDA 6.361 3.679 128.7 86.6

11.000Bus B -2.2 98.990 MCC1 0.233 0.047 12.6 98.00 0 0 0

Xfmr03 S -2.359 -0.901 133.9 93.4

Syn Motor 2.126 0.855 121.5 92.8

11.000Bus C -1.7 99.312 Swbrd2 0.121 0.012 6.4 99.50 0 0 0

LV Bus 0.408 0.293 26.6 81.2

Xfmr03 T -0.529 -0.305 32.3 86.6

0.400EmergencySwBrd -2.3 98.424 0.287 0.407 LV Bus -0.407 -0.287 730.5 81.80 0

0.400LV Bus -2.3 98.424 Bus C -0.407 -0.287 730.5 81.80 0 0 0

EmergencySwBrd 0.407 0.287 730.5 81.8

0.400MCC1 -2.6 98.743 0.045 0.233 Bus B -0.233 -0.045 346.9 98.20 0

0.400Swbrd2 -1.9 99.223 0.011 0.121 Bus C -0.121 -0.011 176.8 99.60 0

* 6.600SWBRD95 -1.5 100.000 SWBRDA 2.000 -0.102 175.2 -99.90 0 0 0

GenB -2.000 0.102 175.2 -99.9

11.000SWBRDA -3.3 99.950 2.068 6.262 SWBRD95 -1.995 0.165 105.1 -99.70 0

Bus3 -6.343 -3.336 376.3 88.5

Ind M1 2.076 1.102 123.4 88.3

* 33.000Utility Bus -1.0 100.000 Bus3 6.366 3.650 128.4 86.80 0 0 0

Xfmr03 P 2.893 1.274 55.3 91.5

Network feeder -9.258 -4.923 183.5 88.3

6.600GenB 19.1 105.317 0.639 2.010 SWBRD95 2.010 0.639 175.2 95.30 0

33.000Network feeder 0.0 101.179 5.142 9.280 Utility Bus 9.280 5.142 183.5 87.50 0

11.000Ind M1 -15.7 89.754 0.566 2.033 SWBRDA -2.033 -0.566 123.4 96.30 0

11.000Syn Motor -62.4 116.416 -1.670 2.114 Bus B -2.114 1.670 121.5 -78.50 0

* Indicates a voltage regulated bus (voltage controlled or swing type machine connected to it)




6.0.0

Page: 13

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MvarMW

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

% Tap

33.000Bus3 -1.0 99.925 Utility Bus -6.361 -3.679 128.7 86.60 0 0 0

-2.500SWBRDA 6.361 3.679 128.7 86.6

11.000Bus B -2.2 98.990 MCC1 0.233 0.047 12.6 98.00 0 0 0

Xfmr03 S -2.359 -0.901 133.9 93.4

Syn Motor 2.126 0.855 121.5 92.8

11.000Bus C -1.7 99.312 Swbrd2 0.121 0.012 6.4 99.50 0 0 0

LV Bus 0.408 0.293 26.6 81.2

Xfmr03 T -0.529 -0.305 32.3 86.6

0.400EmergencySwBrd -2.3 98.424 0.287 0.407 LV Bus -0.407 -0.287 730.5 81.80 0

0.400LV Bus -2.3 98.424 Bus C -0.407 -0.287 730.5 81.80 0 0 0

EmergencySwBrd 0.407 0.287 730.5 81.8

0.400MCC1 -2.6 98.743 0.045 0.233 Bus B -0.233 -0.045 346.9 98.20 0

0.400Swbrd2 -1.9 99.223 0.011 0.121 Bus C -0.121 -0.011 176.8 99.60 0

6.600SWBRD95 -1.5 100.000 SWBRDA 2.000 -0.102 175.2 -99.90 0 0 0

GenB -2.000 0.102 175.2 -99.9

11.000SWBRDA -3.3 99.950 2.068 6.262 SWBRD95 -1.995 0.165 105.1 -99.70 0

Bus3 -6.343 -3.336 376.3 88.5

Ind M1 2.076 1.102 123.4 88.3

33.000Utility Bus -1.0 100.000 Bus3 6.366 3.650 128.4 86.80 0 0 0

Xfmr03 P 2.893 1.274 55.3 91.5

Network feeder -9.258 -4.923 183.5 88.3

6.600GenB 19.1 105.317 0.639 2.010 SWBRD95 2.010 0.639 175.2 95.30 0


11.000Ind M1 -15.7 89.754 0.566 2.033 SWBRDA -2.033 -0.566 123.4 96.30 0

11.000Syn Motor -62.4 116.416 -1.670 2.114 Bus B -2.114 1.670 121.5 -78.50 0





6.0.0

Page: 14

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MvarMW

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

% Tap

33.000Bus3 -0.9 78.130 Utility Bus -6.267 -1.902 146.7 95.70 0 0 0

-2.500SWBRDA 6.267 1.902 146.7 95.7

11.000Bus B -6.4 33.995 MCC1 0.027 0.005 4.3 98.10 0 0 0

Xfmr03 S -1.440 0.435 232.2 -95.7

Syn Motor 1.412 -0.440 228.4 -95.5

0.400EmergencySwBrd 90.0 0.000 LV Bus 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

0.400LV Bus 90.0 0.000 Bus C 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

EmergencySwBrd 0.000 0.000 0.0 0.0

0.400MCC1 -6.8 33.912 0.005 0.027 Bus B -0.027 -0.005 117.8 98.20 0

0.400Swbrd2 90.0 0.000 Bus C 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

6.600SWBRD95 -2.0 81.533 SWBRDA 1.966 1.474 263.7 80.00 0 0 0

GenB -1.966 -1.474 263.7 80.0

11.000SWBRDA -4.7 78.438 2.241 6.262 SWBRD95 -1.954 -1.330 158.2 82.70 0

Bus3 -6.243 -1.457 429.0 97.4

Ind M1 1.940 0.547 134.9 96.2

33.000Utility Bus -0.9 78.213 Bus3 6.273 1.886 146.5 95.80 0 0 0

Xfmr03 P 8.718 86.828 1952.0 10.0

Network feeder -14.991 -88.715 2012.6 16.7

6.600GenB 18.9 123.655 3.152 1.989 SWBRD95 1.989 3.152 263.7 53.40 0


11.000Ind M1 -23.2 73.616 -0.094 1.890 SWBRDA -1.890 0.094 134.9 -99.90 0

11.000Syn Motor -70.7 217.532 -9.366 1.372 Bus B -1.372 9.366 228.4 -14.50 0





6.0.0

Page: 15

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MvarMW

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

% Tap

33.000Bus3 -1.1 99.614 Utility Bus -6.987 -5.061 151.5 81.00 0 0 0

-2.500SWBRDA 6.987 5.061 151.5 81.0

11.000Bus B -2.7 98.580 MCC1 0.232 0.047 12.6 98.00 0 0 0

Xfmr03 S -3.480 -1.108 194.5 95.3

Syn Motor 3.248 1.061 181.9 95.1

11.000Bus C 0.0 0.000 Swbrd2 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

LV Bus 0.000 0.000 0.0 0.0


0.400LV Bus 0.0 0.000 Bus C 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0


0.400MCC1 -3.1 98.333 0.045 0.232 Bus B -0.232 -0.045 346.7 98.20 0

0.400Swbrd2 0.0 0.000 Bus C 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

6.600SWBRD95 -1.9 98.547 SWBRDA 1.905 -0.232 170.4 -99.30 0 0 0

GenB -1.905 0.232 170.4 -99.3

11.000SWBRDA -3.7 98.716 2.079 6.262 SWBRD95 -1.900 0.292 102.2 -98.80 0

Bus3 -6.962 -4.586 443.2 83.5

Ind M1 2.595 2.212 181.3 76.1

33.000Utility Bus -1.1 99.703 Bus3 6.994 5.033 151.2 81.20 0 0 0

Xfmr03 P 3.488 1.217 64.8 94.4

Network feeder -10.481 -6.251 214.1 85.9

6.600GenB 18.8 101.206 0.469 1.914 SWBRD95 1.914 0.469 170.4 97.10 0


11.000Ind M1 -21.3 78.636 1.054 2.504 SWBRDA -2.504 -1.054 181.3 92.20 0

11.000Syn Motor -75.8 162.094 -4.603 3.222 Bus B -3.222 4.603 181.9 -57.40 0





6.0.0

Page: 16

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal



Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MvarMW

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

% Tap

33.000Bus3 -0.9 99.995 Utility Bus -6.364 -3.710 128.9 86.40 0 0 0

-2.500SWBRDA 6.364 3.710 128.9 86.4

11.000Bus B -2.0 99.201 MCC1 0.234 0.047 12.6 98.10 0 0 0

Xfmr03 S -2.359 -0.902 133.7 93.4

Syn Motor 2.126 0.855 121.2 92.8

11.000Bus C 0.0 0.000 Swbrd2 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

LV Bus 0.000 0.000 0.0 0.0


0.400LV Bus 0.0 0.000 Bus C 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0


0.400MCC1 -2.4 98.954 0.045 0.234 Bus B -0.234 -0.045 347.0 98.20 0

0.400Swbrd2 0.0 0.000 Bus C 0.000 0.000 0.0 0.00 0 0 0

6.600SWBRD95 -1.4 100.004 SWBRDA 1.997 -0.132 175.1 -99.80 0 0 0

GenB -1.997 0.132 175.1 -99.8

11.000SWBRDA -3.2 100.004 2.068 6.262 SWBRD95 -1.992 0.196 105.1 -99.50 0

Bus3 -6.345 -3.366 377.0 88.3

Ind M1 2.076 1.103 123.4 88.3

33.000Utility Bus -0.9 100.070 Bus3 6.368 3.681 128.6 86.60 0 0 0

Xfmr03 P 2.363 0.954 44.6 92.7

Network feeder -8.731 -4.635 172.8 88.3

6.600GenB 19.2 104.777 0.608 2.007 SWBRD95 2.007 0.608 175.1 95.70 0


11.000Ind M1 -15.6 89.809 0.566 2.033 SWBRDA -2.033 -0.566 123.4 96.30 0

11.000Syn Motor -62.0 116.358 -1.659 2.114 Bus B -2.114 1.659 121.2 -78.70 0





6.0.0

Page: 17

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Dynamic Stability

The tabulated plot data is not printed since the option of "Skip Tabulated Plots" is checked.

To print tabulated plot data go to the Transient Stability Study Case Editor and in the Info Page uncheck the "Skip Tabulated Plots" option.



6.0.0

Page: 18

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Element IDTime (Sec.)

System Islanding Index

Type Zone No.

0.000 Bus B Bus 1

0.000 Bus C Bus 1

0.000 Bus3 Bus 1

0.000 EmergencySwBrd Bus 1

0.000 GenB Synchronous Generator 1

0.000 Ind M1 Dynamical Induction Motor 1

0.000 LV Bus Bus 1

0.000 MCC1 Bus 1

0.000 Network feeder Power Grid (Ref.) 1

0.000 Swbrd2 Bus 1

0.000 SWBRD95 Bus 1

0.000 SWBRDA Bus 1

0.000 Syn Motor Dynamical Syn. Motor 1

0.000 Utility Bus Bus 1

0.000 Xfmr03 P Bus 1

0.000 Xfmr03 S Bus 1

0.000 Xfmr03 T Bus 1

0.573 Bus B Bus 1

0.573 Bus3 Bus 1

0.573 GenB Synchronous Generator 1

0.573 Ind M1 Dynamical Induction Motor 1

0.573 MCC1 Bus 1

0.573 Network feeder Power Grid (Ref.) 1

0.573 SWBRD95 Bus 1

0.573 SWBRDA Bus 1

0.573 Syn Motor Dynamical Syn. Motor 1

0.573 Utility Bus Bus 1

0.573 Xfmr03 P Bus 1

0.573 Xfmr03 S Bus 1

0.573 Xfmr03 T Bus 1



6.0.0

Page: 19

SN: 12345678



Contract: 987654321

Date: 28-08-2012

Revision: Base

Config.: Normal


Action Summary

Event ID ActionTime (Sec.) Device Type Device ID

0.500 BusEvent1 Bus C 3 Phase Fault

0.573 Protective DeviceDir. I Relay CB32 Open

0.600 BusEven2 Bus C Clear Fault

Location:

Engineer: Study Case: GRD1

6.0.0

Page: 1

SN: 12345678

Filename: ComparisionIEEE80&FEM

Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012

IEEE Std 80-2000

Number of Ground Conductors: 20

Number of Ground Rods: 4

Total Length of Ground Conductors: 2000.00 m

Total Length of Ground Rods: 24.00 m

Frequency: 50.0

Unit System: Metric

Project Filename: ComparisionIEEE80&FEM

Output Filename: F:\ETAP 600\ComparisionIEEE80&FEM\Grid1_Untitled.GR1

Ground Grid Systems


Location:


6.0.0

Page: 2

SN: 12345678


Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012

Ground Grid Input Data

System Data:

kg

for

Factor

Fault

Factor

CpSf TsTc

kA

Total

Body CurrentConductorsDuration °C Available

for

Tf

Ground

for Sizing

Total Fault

Fault Duration (Seconds)

%

Projection

%

Division

X/R

Short-Circuit Current

Current

Ambient

Temp.WeightFreq.

Hz

50.0 70 40.00 10.00 10.000 0.50 0.50 0.50 100.0 100.0

Soil Data:

mm W.m W.mW.m

Resistivity

Lower Layer Soil

Resistivity Depth

MaterialTypeMaterial Type

Upper Layer Soil

DepthResistivity

Surface Material

Material Type

Clean limestone 2500.0 0.500 Moist soil 100.0 2.00 Moist soil 100.0

Type %

Conductivity

1/°C

@ 20 °C

ar Factor

K0 @

0 °C

Temperature

Fusing

°C

Resistivity of

Ground Conductor

@ 20°C

mW.cm

Capacity

Per Unit Volume

J/(cm³.°C)

Thermal

Conductor/Rod

Material Constants:

Copper, annealed soft-drawn 100.0 0.00393 234.0 1083.0 1.72 3.42Conductor & Rod

Rod Data:

m Rods $/Rod

Cost

Arrangement

No. ofLength

cm

Diameter

2.000 6.00 4 Rods Throughout Grid Area 100.00

Grid Configuration:

mm² Lx Ly Direction

Grid Length m

Depth

m

Size

Conductor

in X

Direction

in Y

Number of Conductors

Direction

in X

Direction

in Y

Separation m

$/m

Cost

120 0.50 100.00 100.00 10 10 Shape: Rectangular 11.1 11.1 10.00

CostCost

Cost:

Total Cost

$$m

Total LengthTotal

No.

RodConductor

$m

Total LengthTotal

No.

20 2000.00 20000.00 4 24.00 400.00 20400.00

Location:


6.0.0

Page: 3

SN: 12345678


Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012

Ground Grid Summary Report

%

Calculated

%

CalculatedPotential Rise

RgStep PotentialTouch Potential

VoltsVoltsVoltsVolts

Tolerable CalculatedTolerable Calculated

Volts

Ground

GPR

OhmResistance

Ground

0.492 5071.4 954.9 988.7 539.2 3288.5 96.6 16.4

Total Fault Current: 10.000 kA Reflection Factor (K): -0.923

Maximum Grid Current: 10.313 kA Surface Layer Derating Factor (Cs): 0.921

Decrement Factor (Df): 1.031

Report of Intermediate Constants for IEEE 80 Methods

- Correction factor for grid geometry regarding touch voltage (Kim): 2.124

- Correction factor for grid geometry regarding step voltage (Kis): 2.124

- Spacing factor for touch voltage (Km): 0.889

- Spacing factor for step voltage (Ks): 0.374

- Corrective weighting factor that adjusts for the effects of inner conductors on the corner mesh (Kii): 1.000

- Constants 1 related to the geometry of system (K1): 1.368

- Constants 2 related to the geometry of system (K2): 5.625

Location:


6.0.0

Page: 1

SN: 12345678


Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012


Number of Ground Conductors: 20

Number of Ground Rods: 4

Total Length of Ground Conductors: 2000.00 m

Total Length of Ground Rods: 24.00 m

Frequency: 50.0

Unit System: Metric

Project Filename: ComparisionIEEE80&FEM

Output Filename: F:\ETAP 600\ComparisionIEEE80&FEM\Grid2_Untitled.GR1

Ground Grid Systems


Location:


6.0.0

Page: 2

SN: 12345678


Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012

Ground Grid Input Data

System Data:

kg

for

Factor

Fault

Factor

CpSf TsTc

kA mm

Total

Body CurrentConductorsDuration °C

Extended

Boundary

LengthStep

Plot

Available

for

Tf

Ground

for Sizing

Total Fault

Fault Duration (Seconds)

%

Projection

%

Division

X/R

Short-Circuit Current

Current

Ambient

Temp.WeightFreq.

Hz

50.0 70 40.00 10.00 10.000 0.50 0.50 0.50 1.0 0.00 100.0 100.0

Soil Data:

mm W.m W.mW.m

Resistivity

Lower Layer Soil

Resistivity Depth

MaterialTypeMaterial Type

Upper Layer Soil

DepthResistivity

Surface Material

Material Type

Clean limestone 2500.0 0.500 Moist soil 100.0 2.00 Moist soil 100.0

Type %

Conductivity

1/°C

@ 20 °C

ar Factor

K0 @

0 °C

Temperature

Fusing

°C

Resistivity of

Ground Conductor

@ 20°C

mW.cm

Capacity

Per Unit Volume

J/(cm³.°C)

Thermal

Conductor/Rod

Material Constants:

Copper, annealed soft-drawn 100.0 0.00393 234.0 1083.0 1.72 3.42Conductor

Copper, annealed soft-drawn 100.0 0.00393 234.0 1083.0 1.72 3.42Rod

Conductor Data:

Type X Y Z

From Length Insulated

Yes/Nom

Size

X Y Z

To

mm² $/m

Cost

Label

Copper, annealed soft-drawn 0.00 11.10 0.50 100.00 11.10 0.50 100.00 NO 10.00--- 120




















Location:


6.0.0

Page: 3

SN: 12345678


Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012

Rod Data:

Type X Y Z

From Length Insulated

Yes/Nom

Diameter

X Y Z

To

cm $/Rod

Cost

Label

Copper, annealed soft-drawn 0.00 0.00 0.50 0.00 0.00 6.50 6.00 NO 100.00R0 2.000




CostCost

Cost:

Total Cost

$$m

Total LengthTotal

No.

RodConductor

$m

Total LengthTotal

No.

20 2000.00 20000.00 4 24.00 400.00 20400.00

Location:


6.0.0

Page: 4

SN: 12345678


Project: ETAP

Contract:

Date: 08-28-2012

Ground Grid Summary Report

Coordinates (m) Coordinates (m)

Y X

Calculated

%

Calculated

Volts

Tolerable

Volts

Maximum Step Potential

Y X

Calculated

%

Calculated

Volts

Tolerable

Volts

Potential Rise

Rg

Volts

Ground

GPR

Ohm

Resistance

Ground

Maximum Touch Potential

0.47 4826.0 937.1 988.7 523.8 3288.5 4.4 95.6 0.00 0.00 94.8 15.9

Total Fault Current 10.000 kA Reflection Factor (K): -0.923

Maximum Grid Current: 10.313 kA Surface Layer Derating Factor (Cs): 0.921

Decrement Factor (Df): 1.031

ETAP 6.0.0

Documents