Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to...

29
Arc Flash Hazards in AC and DC Systems End of Semester Report, fall 2012 David Smith Prepared to Partially Fulfill the Requirements of ECE 401 Department of Electrical and Computer Engineering Colorado State University Fort Collins, Colorado 80523 Project Advisor: Dr. George Collins Industry Sponsor: Dohn Simms, Praxis Corporation Approved by: Dr George Collins

Transcript of Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to...

Page 1: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

Arc Flash Hazards in AC and DC Systems 

 

End of Semester Report, fall 2012 

 

  

 

David Smith 

Prepared to Partially Fulfill the Requirements of ECE 401 

 

Department of Electrical and Computer Engineering 

Colorado State University 

Fort Collins, Colorado 80523 

 

Project Advisor: Dr. George Collins 

Industry Sponsor: Dohn Simms, Praxis Corporation 

 

Approved by: Dr George Collins 

Page 2: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

Abstract 

For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical 

systems, specifically in utility‐scale wind farms and photovoltaic arrays. As an electrician, this 

subject combines my interests in electrical worker safety and the continued rapid pace of 

the development of alternative methods of generating electricity. This subject is of great 

practical interest to Facility and Project Managers who are responsible for the safety of their 

workers but must also balance this concern with the need to maintain a reliable system with 

minimal downtime. 

 

An arc flash is a sustained arcing current that propagates through the conductive plasma 

created by the breakdown of a gaseous dielectric medium, typically air. Given the right 

conditions, the current will continue to flow unabated until interrupted by an upstream 

over‐current protective device. Such arcs release enormous energy, resulting in high 

temperatures, sound levels, pressures and the ejection of high‐speed molten debris. Arc 

flashes and blasts in electrical transmission, distribution and utilization systems are a leading 

cause of injuries and fatalities to electrical workers and are estimated to cost hundreds of 

millions of dollars each year in downtime and damaged equipment. 

 

As a specific hazard to electrical workers that needed to be actively managed, arc flashes 

and blasts were largely ignored until the 1985 publication of Ralph Lee’s seminal paper “Arc 

Flash: The Other Electrical Hazard,” which presented the first theoretical model for 

predicting incident energies workers could be exposed to as a function of arcing time, 

available short circuit current and distance from the arc. 

 

This model and much of the ensuing research into predicting arc flash energies is specific to 

alternating current, however. The empirically derived equations in the Institute of Electrical 

and Electronics Engineer’s ‘Guide to Performing Arc‐Flash Hazard Calculations’ (IEEE 

Standard 1584) are specific to arcs in AC systems. Currently, no consensus standard exists for 

calculating arc energies in DC systems. However, the 2012 edition of the National Fire 

Protection Association’s ‘Standard for Electrical Safety in the Workplace’ (NFPA 70E) 

references two papers that offer theoretical and semi‐empirical methods for estimating DC 

arc energy. 

 

The primary goal of my project will be twofold: first, to perform a comparative evaluation of 

the consensus standards for predicting arc energy on AC systems as conducted on a wind 

farm, and two, to perform a comparative evaluation of the two methods given in the 2012 

NFPA 70E for predicting DC arc energy as conducted on a photovoltaic array. 

Page 3: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

 

ContentsAbstract ......................................................................................................................................................... 2 

List of Figures and Tables .............................................................................................................................. 4 

Introduction .................................................................................................................................................. 5 

Arcs in AC Systems ........................................................................................................................................ 6 

Short Circuit Current Analysis ................................................................................................................... 7 

Utility ................................................................................................................................................... 10 

Transformers ....................................................................................................................................... 11 

Turbines .............................................................................................................................................. 11 

Conductors .......................................................................................................................................... 11 

Arc Energy ................................................................................................................................................... 15 

Lee’s Method .......................................................................................................................................... 15 

IEEE 1584 Standard ................................................................................................................................. 16 

Conclusions ................................................................................................................................................. 23 

Plans for spring, 2013 Semester ................................................................................................................. 24 

Arcs in DC Systems .................................................................................................................................. 24 

References .................................................................................................................................................. 25 

Appendix A: Abbreviations ......................................................................................................................... 26 

Appendix B: Expected Project Costs ........................................................................................................... 26 

Appendix C: Project Outlines ...................................................................................................................... 27 

Acknowledgements ..................................................................................................................................... 29 

 

 

 

 

 

 

 

Page 4: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

ListofFiguresandTables 

Symmetrical Short Circuit Current…………………………………………………............7 

Asymmetrical Short Circuit Current…………………………………………………………..7 

Short Circuit Current DC Component………………………………………………………..8 

System Diagram………………………………………………………………………………………..9 

Short Circuit Current Diagram…………………………………………………………………..9 

Per‐Unit Impedance Network………………………………………………………………….13 

Vector Diagrams for Lee’s Method………………………………………………………….15 

Arcing Current vs. Bolted Fault Current < 1000V……………………………………..17 

Arcing Current vs. Bolted Fault Current >1000V………………………………………17 

Incident Energy vs. Bolted Fault Current < 1000V……………………………………18 

Incident Energy vs. Bolted Fault Current > 1000V……………………………………18 

Incident Energy Diagram…………………………………………………………………………20 

        Time‐Current Curves for XFMR fuse and Collector Circuit Relay……………..21 

Time‐Current Curves of XFMR Fuse and Turbine Circuit Breaker……………..22 

 

 

 

 

 

 

 

 

Page 5: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

IntroductionThe system of electrical transmission, distribution and utilization equipment that we 

informally refer to as the “grid” constitutes an enormous and enormously complex network 

that is subject to many types of failures and hence must have robust and well‐designed 

protection systems. These systems must fulfill the dual function of keeping the network up 

and running as consistently and reliably as possible as well as protecting the people that 

maintain and repair it. Finding the balance between reliability and safety can be difficult, and 

too often these goals are considered to be contradictory. 

 

Because the costs of downtime for consumers of electricity can be extremely high, there is 

enormous pressure on electrical workers to perform their duties on energized systems, work 

that is extremely hazardous even for well‐trained and qualified personnel. Clearly, a major 

hazard is the potential for injury due to electric shock, but there is also the potential for 

serious injury from electrical arc flashes and blasts that can occur when an unintentional 

low‐impedance path between phase conductors or between a phase conductor and ground 

is created. If a low‐impedance fault escalates into a sustained electric arc, tremendous 

energies can be released in the form of intense heat and concussive blasts. Many of these 

types of faults are triggered by electricians and linemen working on energized equipment, 

work that necessarily involves being in close proximity to the arc and which often results in 

devastating burns, impacts from explosive blasts, falls and a host of other equally serious 

injuries. 

 

Until relatively recently, injuries from electric shock were considered to be most common 

and serious hazard faced by electrical workers, but it is now recognized that many of the 

burns suffered by victims of electrical accidents  that were once ascribed to being part of the 

conduction path of electric current are actually caused by exposure to arc flashes and blasts. 

While the statistics on how many injuries and fatalities are caused by shock vs. arc flashes 

are a matter of some debate, it is generally accepted that arc flash events are not 

uncommon and constitute a significant portion of the 320 deaths and 4000 major injuries 

that are caused by electrical accidents on average each year in the US[1]. While the costs of 

individual accidents vary widely and are difficult to calculate, electrical accidents often have 

higher costs than other types of accidents, and one study by the Electric Power Research 

Institute in Palo Alto estimates the average total direct and indirect costs to be as high as 15 

million dollars per case[1]. 

 

Further, reducing the intensity of an arc flash protects equipment as well as workers. A high 

energy, long duration arcing fault inside the wiring compartment of an oil‐filled transformer, 

for example, will typically destroy the wiring lugs or paddles, the feeder conductors, and can 

Page 6: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

even rupture the tank, leading to the complete loss of a very expensive piece of equipment, 

as well as costs due to system downtime and labor for repairs. Less energetic arcs will 

generally cause less damage, and systems with low calculated incident energies are easier to 

properly maintain with less downtime, since the personal protective equipment that must 

be worn is proportionately less burdensome. 

 

While shock hazards must mostly be mitigated through work practices—training and 

permitting, personal protective equipment requirements, and the like—arc flash hazards can 

often be significantly reduced by making judicious changes to the electrical system itself. To 

correctly identify where and how improvements can be made, one must be able to estimate 

with some degree of accuracy the potential arc flash intensity at all points in the electrical 

system where electrical maintenance or repair is likely to occur.  

ArcsinACSystemsFree‐burning arcs in open air are chaotic, complex and unpredictable in nature, difficult to 

accurately model and are typically evaluated from a “black box” perspective. The most 

commonly used theoretical model for predicting arc energy is Lee’s method, which relies on 

basic circuit theory and the maximum power transfer theorem. Developed by Ralph Lee in 

his 1982 paper “The Other Electrical hazard: Electric Arc Blast Burns,” Lee’s method, along 

with various but relatively minor refinements, was the accepted methodology until the 

publication of the IEEE 1584 Standard in 2002, which presented empirically derived 

equations based on extensive laboratory test data. It should be noted that Lee’s method is 

still the consensus standard when the system to be evaluated falls outside of the scope of 

the 1584 standard. 

 

The difference between the two methods will be explored in detail later, but since both 

methods rely on accurately calculating the maximum short circuit current (SCC) available in 

the electrical system, a discussion of short circuit study process will be helpful here. It is 

generally accepted that the vast majority of line‐to‐line or single‐line‐to‐ground faults in a 

three phase AC system will quickly escalate into three phase faults due to the propagation of arcing current through the conductive plasma and vaporized conductive material created by 

the initial fault. The energy radiated by the arc is a function of the current through the arc, 

which in turn depends on the on the SCC available at the fault point. 

 

Page 7: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

ShortCircuitCurrentAnalysisThe available SCC is defined as the maximum current that will flow from all sources in the 

system to a bolted (zero impedance) fault, which occurs during the first half cycle after fault 

inception. It is important to understand that the available SCC at a particular node in the 

system is independent of the steady‐state current drawn by the downstream load, and is a 

function of the sources of SCC—the electric utility, generators and motors—and the 

impedance of those sources as well as the impedance of the conductors and transformers in 

the system. 

 

Because of this load independence, we find that the equivalent impedance looking back into 

a typical system from the fault point is predominantly inductive, so the fault current 

waveform will lag the voltage by close to 90 degrees. This means that the symmetry of the 

current waveform about the zero axis will depend on the point in the voltage cycle at which 

the fault occurs. If the voltage is at its peak value when the fault occurs, the current will start 

at zero magnitude and follow the voltage down through the zero‐crossing and be 

symmetrical about the zero axis. If, however, the voltage is at zero when the fault occurs, 

the current will again start at zero, but since it must follow the voltage by 90 degrees, the 

current will rise above the zero axis and vary as a sinusoid about a DC offset value: 

 

 

             Figure 1: Symmetrical SCC[2]                                          Figure 2:  Asymmetrical SCC[2] 

                         

       

It is common to analyze the asymmetrical fault current as the sum of a symmetrical sinusoid 

and a DC component that decays as a function of the circuit’s X/R ratio:  

 

 

Page 8: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

 

 

Figure 3: SCC as Sinusoid and DC Component[2] 

 

The maximum asymmetrical SCC can be found theoretically by analyzing the transient 

response of an equivalent series RL circuit just after the time of fault inception. This, 

however, is a relatively complicated calculation in a real system and simplified methods have 

been developed where the steady‐state symmetrical SCC is adjusted by a table of multiplying 

factors based on the relative X/R ratio at the fault point and the test X/R ratio of the 

interrupting device. These methods are described in several IEC and ANSI standards for 

different interrupting devices, most notably ANSI C37.04 and ANSI C37.010 for high voltage 

circuit breakers rated on a symmetrical basis. 

 

However, these standards are intended to guide the proper selection of an interrupting 

device capable of opening under worst‐case fault conditions, for which the maximum 

asymmetrical SCC must be known. For the purposes of estimating arc energy, the 

symmetrical RMS SCC is the value we want, since the power in an arc is found as the product 

of the effective (RMS) voltage across the arc and the effective current through the arc. The 

current through the arc will be lower than the available symmetrical SCC due to arc 

impedance, but we begin by finding the symmetrical SCC and adjusting it accordingly. 

 

This is accomplished by reducing the system to a per‐unit impedance network at a common 

base MVA and a common driving voltage, after which the available symmetrical SCC at each 

node can be calculated simply as I=V/Z, where V is the system driving voltage and Z is the 

equivalent impedance of the network as seen by the fault point. As an illustrative example, 

we will use a small system consisting of two 2MW wind turbines feeding a 115KV substation, 

all protected by a variety of over‐current devices. The following diagrams depict the system 

Page 9: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

schematic (Figure 4) and the system with the available symmetrical RMS short circuit current 

shown as calculated by ESA’s EasyPower software, based on actual device data (Figure 5): 

 

 Figure 4: System Diagram 

 Figure 5: Short Circuit Current Diagram 

Page 10: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

To verify the above values—and see how they are obtained—we will choose a base of 

10MVA and a per‐unit driving voltage of 115KV/115KV=1.  

 

Next we need to find the base impedance at each voltage level in the system. From the 

relationships V=IZ and S=IV, we can obtain and use Z=V2/S to find the base impedances: 

 

Z115kv = (115,000)2/10MVA=1322.5 

Z34.5KV = (34,500)2/10MVA=119.03 

Z0.6kv = (600)2/10MVA=0.036 

 

Next, each element in the system must be converted to per‐unit impedance using the 

relationship Zpu=Zactual/Zbase: 

 

UtilitySCC contributions from the electric utility that feeds a system must be obtained in order 

accurately calculate SCC values in the system. A common mistake in short circuit analysis is 

to assume that the utility is an infinite bus—an ideal voltage source with zero internal 

resistance capable of supplying unlimited SCC—under the rationale that this is a worst‐case 

approach. The problem is that overestimating the short circuit current at a particular node in 

a system can lead to believing that a given over current protective device may detect and 

clear a fault faster than it would in reality. Many over current protective devices have 

inverse time‐current characteristics, meaning that the higher the current detected is, the 

faster the device will open. Overestimating the available short circuit current can lead to 

significantly underestimating the device opening time and hence, the incident energy. 

 

The SCC a utility can provide at a particular point is easily obtained from the utility itself, and 

is typically given as amperes at particular voltage and X/R ratio. In our example, the utility 

contribution is 3003 amperes at 115KV with an X/R=6.08. To use the relationship above, we 

need to find the actual impedance looking back into the utility: 

 

∗√

  = 22.1   .

.0.0167 

 

Then we need to separate the impedance into its real and imaginary parts: 

 

→ tan 6.08 80.66°  

cos 80.66° 0.00271 

sin 80.66° 0.0165 

Page 11: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

 

Hence the per‐unit utility impedance is:   Zpu=0.00271 + j0.0165 

 

TransformersPractical power transformers are designed such that the reactance is much larger than the 

resistance of wire that makes up the transformer coils. Transformer impedances are given by 

the manufacturer in per‐unit values (%Z), often without an accompanying X/R ratio or power 

factor, so this impedance can be assumed to be purely reactive for the purposes calculating 

SCC. The %Z is valid for the rated (nameplate) VA and must be scaled to the arbitrarily 

chosen base MVA: 

 

TX‐1 

%100

9.04100

1048

.  

 

XFMR‐1 and XFMR‐2 

 

%100

5.66100

102

.  

 

TurbinesThe impedance of the wind turbine—like any generator—will be given as three values: X”d 

(subtransient reactance), X’d (transient reactance) and Xd (synchronous reactance). Since we 

are interested in maximum symmetrical SCC, we want to use X”d, the value that will give the 

SCC in the first half‐cycle. In practice, the generator will be much like a transformer and have 

an X >> R, even though the nameplate may provide an X/R or power factor. In our example, 

the turbine nameplate gives an X/R=24.97, so we will neglect the real part of the impedance. 

The per‐unit impedance must again be scaled by the base impedance: 

 

%100

16.7100

102

.  

 

 

ConductorsThe impedance of the conductors in the system can significantly reduce SCC at the fault 

point and must be considered. This is particularly true in an example like ours, a wind farm, 

where the collector cables between turbines can be thousands of feet long. To find the per‐

Page 12: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

unit conductor impedances, we need to first find the actual impedance, which we can obtain 

from the manufacturer or from a reference table. We’ll use table 9 from the National 

Electrical Code: 

 

1000kcmil: 0.019+j0.037 (ohms/1000’) 

500kcmil:  0.029+j0.039 (ohms/1000’) 

4/0 awg: 0.091+j0.041 (ohms/1000’) 

 

For the 4/0 and 1000kcmil lines, we only have 1 conductor per run, with each run 1000’ long, 

so we can simply divide the above impedances by the base impedance at 34.5KV: 

 

1000kcmil:   . .

.. .  

 

4/0:    . .

.. .  

 

For the 500kcmil lines, we have four parallel conductors per run at a total of 350’ long, so 

the impedances of each conductor will add inversely: 

 

1 40.35

10.029 0.039

→1

0.00254 0.00341 

 

 

Then we divide the actual impedance by the base impedance at 600 volts to find the per‐unit 

impedance: 

 

0.00254 0.003410.036

. .  

 

Finally, we can draw the per‐unit impedance network: 

 

 

 

 

 

  

Page 13: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

 

Figure 6: per unit impedance network 

 

 

Page 14: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

 

To find the SCC at node ‘A,’ we find the equivalent impedance at that point as the parallel 

combination of the three branches: 

 

/ 0.0708 1.213 

0.0700 1.213 

/ 0.00363 0.03598 

 

1 1 1 1→ . .  

 

 

Then, we can find the per‐unit SCC: 

 

10.00335 0.03397

2.875 29.15 29.30 .  

 

To find the actual SCC at 34.5KV, we need to calculate the base current: 

 

√3 ∗

10

√3 ∗ 34.5167.35 

 

And finally, the actual SCC at node A is the product of the base current and the per‐unit 

current: 

 

∗ . .  

 

We see from the SCC diagram above that the value calculated by the EasyPower software at 

that node is 4917A with an angle of ‐83.2, differences that are probably due to rounding 

errors in the hand calculations. The SCC at any other node in the system can be found 

similarly, though it is clearly easier to use the software! However, it is critical to be able to 

assess the SCC values given by the software to verify the accuracy of the equipment data. If, 

for example, the impedance of TX‐1 were inadvertently entered as 3.04% rather than 9.04%, 

the SCC at node A would be 7,353A.  

 

 

 

Page 15: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

ArcEnergyThe primary difficulty in predicting the energy radiated by an electric arc is accurately 

determining arc impedance. Since the arc power or energy per time is the product of the 

driving voltage and the arcing current, the arc impedance would need to be known to 

calculate the difference between the bolted fault current and the arcing current. In 

applications where arcs are deliberately formed, such as welders and high‐intensity 

discharge lighting, the arc gap, pressure and chemical composition of the dielectric is 

precisely known to achieve the desired effect. In the inadvertent arcs that we are interested 

in, struck by a carelessly dropped tool or by operating a malfunctioning switch, these 

parameters may vary greatly, and accurately predicting the arc impedance is nearly 

impossible. 

 

Lee’sMethodIn order to work around this difficulty, Ralph Lee began with the assertion that the sources 

of SCC in a practical electrical system are primarily inductive and that the impedance of an 

arc is primarily resistive, such that the source voltage and arcing current would be shifted by 

90 degrees, with the voltage across the arc necessarily being phase with the arcing current. 

From this, the voltage drops across the source inductance and the arc resistance can be 

drawn in quadrature: 

 

 Figure 7: Vector Diagrams for Lee’s Method [3] 

 

Page 16: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

From this, we can see that the maximum power will be transferred to the arc under 

condition 2, when Es2=Ea1 or Xsource=Rarc, according to the maximum power transfer theorem. 

From the vectors for condition 2, we can solve for maximum power: 

cos 45° √ →√

0.707 , and by the same logic I2=0.707Isc 

 

Hence Pmax=V2*I2=0.5*V0*Ib f= 0.5*VAbf 

 

Then, treating the arc as a spherical radiant heat source, the fraction of energy absorbed by 

a spherical surface per‐unit area will be inversely proportional to the square of the distance 

between the arc and that surface: 

 

 

  2.142 ∗  

 

Where: 

  E is incident energy in J/cm2 

  MVA is the bolted fault SCC 

  t is arcing time in seconds 

  D is distance from the arc in mm 

 

This method has several limitations, the most significant of which is that at the maximum 

power point, we will always have that the voltage across the arc and the current through it are 

equal to 70.7% of the system voltage and the bolted fault current, with the result that predicted 

arc energy will increase linearly with the system voltage and the available bolted fault current. 

This is problematic given the non‐linear nature of arc VI characteristics, where past a certain 

point, the voltage across the arc is primarily a function of arc length, and current through the 

arc may increase almost independently of arc voltage. A further issue is that the maximum 

power method does not provide us with a way to accurately predict the arcing current, which 

may be significantly different than the 70.7% of bolted fault current present at maximum power 

point. 

IEEE1584StandardIn 2002, the IEEE 1584 working group published empirical equations for arc energy derived 

from extensive laboratory test data using curve‐fitting techniques [4]. The group created arcs at 

several common system voltages (208, 400, 450, 480, 600, 2300, 4160 and 13800 volts) over a 

range of bolted fault currents up to 106,000 amperes while varying electrode gap and 

composition, enclosure size and distance from the arc. Importantly, the group measured 

Page 17: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

current delivered by the system under a variety of configuration and provided equations for 

predicting arcing current as a function of system voltage, arc gap and bolted fault current 

(equations for arcing current and incident energy are reproduced in the appendix). The test 

results demonstrated that arcing current as a percentage of bolted fault current increased 

quickly as the system voltage was increased. Below is a plot of arcing current vs. bolted fault 

current using the 1584 equation at the five voltages under 1000V that the group tested at, with 

all other variables held constant: 

 

 Figure 8: Arc Current vs. Bolted Fault Current for <1000V 

 

At 208V, we see that the arcing current is roughly 20% of bolted fault current, while at 600V, 

arcing current is closer to 50% bolted fault current. 

 

The group also tested at 2.3KV, 4.16KV and 13.8KV, finding that at these voltages, arcing 

current was almost entirely a function of bolted fault SCC. The equation provided for arcing 

current is the same for all three system voltages and we see that the arcing current is almost 

equal to the bolted fault current: 

 

 Figure 9: Arc Current vs. Bolted Fault Current >1000V 

Page 18: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

What this means is that when we compare Incident Energy computed by the two methods over 

a range of bolted fault current values, we see that Lee’s method will be consistently—but not 

excessively—conservative at the lower system voltages: 

 

 

Figure 10: Incident Energy vs. Bolted Fault Current < 1000V For 1584 Curves: Arc Gap = 32mm, Arc Time = 0.1 sec, Calc Factor=1.5, Dist. Exp.=1.473, Working Dist. = 18” 

For Lee’s Curves: Arc Time = 0.1 sec, Working Dist. = 18” 

 

However, above 1000 volts, Lee’s method provides very conservative results. In the plot 

below, we see that the 1584 equations return the same results for all three of the test 

voltages, while the values predicted by Lee’s method will continue to increase as a direct 

function of increasing system voltage: 

 

 Figure 11: Incident Energy vs. Bolted Fault Current > 1000V 

For 1584 Curves: Arc Gap = 153mm, Arc Time = 0.1 sec, Calc Factor=1, Dist. Exp. = 0.973, Working Dist. = 38” 

For Lee’s Curves: Arc Time = 0.1 sec, Working Dist. = 38” 

Page 19: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

This is problematic because the 1584 group only tested up to 13.8KV, and hence any system 

with voltages above this level must be evaluated using Lee’s method. What this means is 

that electrical workers performing energized work on systems above 13.8KV are likely 

donning Personnel Protective Equipment (PPE) rated far higher than what might actually be 

necessary to prevent an incurable burn. PPE rated for 40 cal/cm2 is heavy, uncomfortable, 

restricts motion and visibility and hence lowers worker productivity, and could conceivably 

increase the likelihood of an accident occurring. 

 

It is also sometimes the case that facility or project managers choose to evaluate incident 

energy using the maximum power method, reasoning that this will always give a worst‐case 

value. In a system where the over‐current interrupting devices are instantaneous circuit 

breakers or definite‐time relays—where the current at which the device will trip is 

independent of time—this is probably a good notion; the above plots provide a pretty good 

indication of the differences one would expect to see between methods. Given the relatively 

minor margin by which Lee’s method overestimates incident energy on low voltage systems, 

one could certainly use this method with a high degree of confidence that electrical workers 

wearing PPE rated to withstand the estimated energy would be adequately protected 

without that PPE being unnecessarily burdensome. 

 

However, as previously mentioned, Lee’s method does not provide a way to predict arcing 

current. In systems where over‐current devices have inverse time‐current characteristics—

where the time it takes for the device to open decreases as the current through the device 

increases—an accurate estimate of the device clearing time is essential to properly predict 

incident energy. Since Lee’s method calculates the maximum power in an arc using the 

bolted fault SCC/square root of 2, this is the amount of current we must logically assume is 

present in the arc, and hence is the amount of current sensed by the clearing device. As the 

1584 test results show, the arcing current is a strong function of system voltage under 

1000V, and on these systems, Lee’s method may vastly overestimate the arcing current that 

is present. This would lead to underestimating the arc clearing time and hence the arc 

energy. 

 

Returning to our previous example of the small wind farm and calculating the incident 

energy using both Lee’s method and the 1584 equations, we get values shown in the 

following diagram: 

 

 

Page 20: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

 Figure 12: Incident Energy; all values for open air 

 

Since the portions of the system from the utility up to the primary side of XFMR‐1 and 

XFMR‐2 are at 115KV and 34.5KV, and hence are outside the range of the 1584 model, the 

only values shown are those given by Lee’s Method (the fault clearing time is given by the 

pick‐up time of the differential relay—not shown—plus the opening time of the 115KV main 

breaker. Given what we have seen at the tested medium voltages (2.3KV, 4.16KV, 13.8KV), it 

is likely that these values are quite conservative. It is, however, difficult to quantify just how 

conservative, and a prudent adherence to best work practices dictates that electrical 

workers don PPE rated for the levels shown. 

 

Between the 600V side of the XFMRs and the MCCB breakers, we see that Lee’s Method 

predicts incident energy will be approximately 25% lower than what is given by the 1584 

equations. Incident energy at these nodes is determined by the trip characteristics of the FS‐

Page 21: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

1 and FS‐2 fuses. As seen in figure 13 below, the 1584 equations predict that the arcing 

current for faults at these nodes will be approximately 18KA, while 70.7% of the bolted fault 

SCC available on the XFMR secondary is approximately 21.4KA. Due to the inverse time‐

current characteristics of the fuse, this relatively small difference results in Lee’s Method 

predicting that the fuse will clear 8 cycles faster than the 1584 prediction, resulting in the 

lower incident energy values: 

 

 Figure 13: Time‐Current Curves for XFMR fuse and Collector Circuit Relay 

 

At the terminals of the turbine, the situation is potentially much worse. Here, the 

Instantaneous pickup of the MCCB1 breaker—the lower right portion of the purple curve‐‐is 

set to 14KA, meaning that the device should open immediately if any current is sensed 

above that level. However, as is always the case, there is some uncertainty here: the 

manufacturer gives a range of currents at which the device has been observed to operate 

Page 22: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

during testing. This range is given graphically by the width of the trip curve in each region of 

operation. Further, this range is only valid for devices in the condition they were in the day 

they left the factory. Old and poorly maintained devices are considerably more 

unpredictable. 

 

As seen in Figure 14 below, the calculated arcing current is approximately 14.5KA, while 

70.7% of the bolted fault SCC seen by MCCB‐1 is 16.9KA. Given the uncertainty described 

above, EasyPower correctly assumes that the arcing current may not be sufficient to trip the 

breaker, so the total arc clearing time is based on the Short Term setting of 0.3 seconds plus 

the breaker opening time of 0.04 seconds. Using Lee’s Method—estimating the arcing 

current to be 70.7% of the bolted fault SCC—we would think that there is sufficient arcing 

current to operate the breaker instantaneously in the event of a fault, resulting in an 

incident energy value fully 10 times lower than that predicted when using the 1584 

methodology.  

 Figure 14: Time‐Current Curves of XFMR Fuse and Turbine Circuit Breaker 

Page 23: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

Ideally, facility managers and engineers would set the Instantaneous pickups on their devices 

to the lowest possible setting that still permits normal, reliable operation of their system, 

and the small the small difference in estimated arcing current shown in this example would 

not be right on the transition zone between trip regions, but be well above the 

Instantaneous setting. We would see a much smaller effect if we assume that both current 

values are sufficient to operate the device in the Instantaneous region. With a total clearing 

time of 0.06 seconds, the estimated incident energy using the 1584 equations is 2.6 cal/cm2 

compared to the 3.1 cal/cm2 using Lee. 

 

In practice, however, it is often the case that the inrush currents necessary to start 

transformers and motors are quite large and difficult to calculate precisely, and the margins 

can indeed be as narrow as shown in this example. The key takeaway here is that we cannot 

assume that Lee’s method will always provide conservative results, and further, that as 

much room as possible needs to be given between relay settings and arcing current 

regardless of what method is used, since there is considerable uncertainty in both the 

clearing device threshold and the estimation of the arcing current. 

 

ConclusionsMuch of the foregoing analysis is well known in the industry and does not present new 

methods for conducting an Arc Flash Hazard Analysis outside those given in the two 

consensus standards I have evaluated. It does, however, amply demonstrate the care that 

must be taken in deciding what method to apply after careful consideration of site‐specific 

conditions. Since Lee’s model provides a theoretical maximum arc energy but no method for 

finding arcing current, the empirical equations for both arc energy and arcing current are 

likely to give values that most closely approximate reality, but it is critical to realize that the 

values obtained are indeed approximations.  

 

Further, there is considerable value in taking a close look at the disparity between the 

maximum power method and empirical data in AC case as an entry point to investigating 

how we might predict arc energies in DC systems. Existing research has shown that the V‐I 

characteristics of arcs in AC and DC systems are non‐linear, behavior that Lee’s maximum 

power method does not account for, so it is reasonable to predict that the situation may be 

much the same in DC systems, and that more accurate results will be returned by an 

empirical model. 

 

 

 

Page 24: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

Plansforspring,2013Semester 

ArcsinDCSystemsAs of this writing, there is no consensus standard for calculating arc flash hazards on a Direct 

Current system. However, the 2012 edition of the National Fire Protection Association’s 

Standard for Electrical Safety in the Workplace’ (NFPA 70E) [5] references two papers that 

offer theoretical and semi‐empirical methods for estimating DC arc energy. The theoretical 

method is based on a paper by Dan Doan [6] that presents a maximum power approach to 

determining arc energy very similar to that given by Lee. The semi‐empirical method, 

presented in a paper by Dr. Ravel Ammerman [7] and several colleagues, is based on a survey 

of extant historical data going back over 100 years. 

 

My plan for the coming semester is to perform a comparative evaluation of these two 

methods in much the same fashion as for Lee’s method and the IEEE 1584 model, and apply 

both methods in attempting to predict the arc energies that may exist on the DC bus of a 

photovoltaic (PV) array. There are, however, two complicating factors specific to applying 

either model to the DC bus of a PV system. First, the resistance of a PV cell is non‐linear in 

nature, hence the current the cells can provide to a given fault point may change 

significantly and rapidly as the load resistance goes from that of the inverter to the 

resistance at the fault point. In other words, the source resistance—that of the PV cells—is 

not fixed to the same extent as the resistance of a string of batteries is. 

 

 Second, over‐current protection on PV array is fundamentally different than in a typical AC 

system. The short circuit current a PV cell can supply is only slightly higher than the current it 

will produce at standard test conditions with a load matched to the characteristic resistance 

of the array. This means that the fuses protecting individual strings in the array are intended 

primarily for overload protection as distinct from fault protection, and may not serve to 

interrupt faults at all. Identifying the fault clearing devices and their associated clearing 

times and accurately predicting the arcing fault current will be the primary challenges in 

completing the study.  

 

 

 

 

 

Page 25: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

References 

[1] Chicago Electrical Trauma Research Institute website [Online]. Available at: 

http://www.cetri.org/statistics.html  

 

[2] General Electric Application Information, Short Circuit Current Calculations [online]. Available at: 

http://www.geindustrial.com/publibrary/checkout/GET‐3550F?TNR=White%20Papers|GET‐

3550F|generic  

 

[3] The other Electrical Hazard: Electric Arc Blast Burns, Ralph H. Lee, 1982 

 

[4] Guide for Performing Arc‐Flash Hazard Calculations, IEEE 1584‐2002, 2002. 

 

[5] Standard for Electrical Safety in the Workplace, NFPA 70E, 2012 

 

[6] Arc Flash Calculations for Exposures to DC Systems, Daniel R. Doan, 2007 

 

[7] DC Arc Models and Incident Energy Calculations, Ammerman, Gammon, Sen, Nelson, 2009 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Page 26: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

AppendixA:Abbreviations 

IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers 

NFPA: National Fire Protections Association 

SCC: Short Circuit Current 

IE: Incident Energy 

RMS: Root Mean Square 

TCC: Time‐Current Curve 

XFMR: Power Transformer 

 

AppendixB:ExpectedProjectCosts 

Travel: 

– 2 trips to Alamosa for data collection. 255 miles each way 

• At $0.555/mi (gsa.gov) 

• 255*4*$0.555=$566.10 

Research paper costs: 

– $10 each from IEEE explore 

• Estimate 6 total for $60 

E‐days poster: 

– $20 

Total estimated expenses: $646.10 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Page 27: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

AppendixC:ProjectOutlines 

Project Outline, Revision #1, September 9, 2012 

 1) Research standard methods for calculating arc energies in AC systems. Identify and summarize significant differences using a small 

wind farm as a real‐world example. Evaluate why the standard methodologies don’t apply to DC systems: 

a. Lee’s method  

b. IEEE 1584  

c. NFPA 70E table method  

Deliverables: 

1) Short circuit current and potential arc energy values for small wind farm using above methods   

Estimate 60 hoursOctober 15, 2012 

2) Report evaluating differences between methods, strengths and shortcomings of each and an explanation of why they 

cannot be applied to DC systems 

Estimate 20 hoursOctober 29, 2012 

 

2) Seek out and evaluate existing research into methods for calculating arc energies on DC systems: 

a. IEEE working group 

b. ESA 

c. Dan Doan paper 

Deliverables 

1) Report summarizing and evaluating assumptions and scope of existing research   

Estimate 40 hoursNovember 30, 2012 

 

3) Develop the above into an algorithm that can be applied specifically to worker accessible system nodes on a utility‐scale photovoltaic 

array 

Deliverables 

1) Equations for calculating arc energy as function of system voltage, available short circuit  current, arc impedance and arc 

gap 

Estimate 60 hours February 28, 2012 

2) Report explaining the process of developing the equations and justifying the assumptions made 

Estimate 20 hoursMarch 15, 2012 

 

4) Visit Iberdrola Renewables San Luis solar farm (30MW): 

a. Collect Data (OCPD, conductors, PV panels, inverters, power transformers,etc.) 

Deliverables 

1) One‐line diagram of farm 

Estimate 20 hoursMarch 29, 2012 

 

5)  Implement equations using a combination of Excel or Matlab and ESA’s EasyPower software and evaluate the San Luis Solar Farm: 

Deliverables 

1) Available short circuit current values at all significant nodes in the system 

Estimate 10 hoursApril 8, 2012 

2) Equipment Duty Study 

Estimate 10 hoursApril 15, 2012 

3) Time‐Current Curves of OCPD found on farm 

Estimate 10 hoursApril 22, 2012 

4) Potential incident energy values over a range of likely working distances  

Estimate 10 hoursApril 29, 2012 

 

6)    If time allows, evaluate above results and offer the following: 

 

1) Recommendations for system changes or work practices to lower potential incident energy 

2) Recommendations for system changes or work practices to reduce shock exposures 

Page 28: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

Project Outline, Revision #2, December 7, 2012 

  

1) Complete algorithm for finding iterative solution to equation for arc V‐I characteristic based on the Stokes and 

Oppenlander data given in Dr. Ammerman’s paper 

 

Deliverables 

a. Matlab code and report explaining methodology and fit comparison to empirical curves 

January 30, 2012 

 

2) Understand resistance of the PV cell and how it changes as a function of load resistance. This is critical for applying the 

equations from part 1 above. Ideally, I would like to use the Max Power Point Tracking in the inverter to rapidly vary 

the load resistance seen by the PV array and record the results, but it is unlikely I would be allowed to do so. I will 

probably have to use the characteristic resistance as defined by Vmax power/Imax power. This should give worst case value 

 

Deliverables 

a. Report justifying the value used for the equivalent resistance of the PV array looking in from the fault point 

  February 28, 2012 

 

3) Visit Iberdrola Renewables San Luis solar farm (30MW): 

b. Collect Data (OCPD, conductors, PV panels, inverters, power transformers,etc.) 

 

Deliverables 

2) One‐line diagram of farm 

  March 29, 2012 

 

4)  Implement equations using a combination of Excel or Matlab and ESA’s EasyPower software and evaluate the San Luis 

Solar Farm: 

 

Deliverables 

5) Available short circuit current values at all significant nodes in the system 

 April 8, 2012 

6) Equipment Duty Study 

 April 15, 2012 

7) Time‐Current Curves of OCPD found on farm 

 April 22, 2012 

8) Potential incident energy values over a range of likely working distances  

 April 29, 2012 

 

 

 

 

Page 29: Arc Flash Hazards in AC and DC Systems - engr.colostate.edu · For my senior project, I chose to focus on the subject of arc flash hazards in electrical systems ... IEEE 1584 Standard

Acknowledgements 

I would like to thank Mr. Simms and Dr. Collins for their guidance throughout the semester 

and for their patience as I slowly learned the background material necessary for 

understanding this subject. I would also like to thank John Kolak for his constant optimism 

and tireless encouragement when it was most needed.