Pedoman dan Petunjuk Sistem Proteksi Transmisi dan Gardu Induk Jawa Bali Edisi Pertama : September 2013

KATA PENGANTAR

Dengan memanjatkan Puji Syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, maka buku Pedoman dan petunjuk sistem proteksi transmisi dan gardu induk Jawa Bali ini dapat disusun dan dan dibukukan, sebagai panduan perencanaan, pengembangan dan penentuan spesifikasi teknik sistem proteksi, serta menstandarkan persyaratan proteksi PLN P3B Jawa Bali. Penyusunan buku ini merupakan bagian dari tugas Project Assignment Program Spesialis Proteksi PLN P3B Jawa Bali. Buku ini dapat disusun berkat kebersamaan dan kebulatan tekad dari Tim Penyusun yang beranggotakan staf dari Kantor Induk dan APP. Buku Pedoman dan petunjuk sistem proteksi transmisi dan gardu induk Jawa Balimengacu pada SPLN, Aturan Jaringan Jawa Bali, Standar Internasional seperti IEEE dan IEV dan Regulasi PLN P3B Jawa Bali. Dalam menyempurnakan buku ini masih diperlukan penyempurnaan sesuai kebutuhan dan perkembangannya. Harapan kami, keberadaan Pedoman dan petunjuk sistem proteksi transmisi dan gardu induk Jawa Baliini membantu mengakomodir kebutuhan akan panduan berupa filosofi, pola, seting proteksi penghantar, proteksi GITET/GI, proteksi sistem, koordinasi seting pembangkit dan grid yang diterapkan oleh PLN P3B Jawa Bali

Jakarta, September 2013 i

ii

KATA SAMBUTAN

………………………………………………………………………GM

iii

PLNP3B

TIM PENYUSUN Susunan Tim Pengarah 1. Karyono 2. Ika Sudarmaja 3. Wirawan 4. Pribadi Kadarisman 5. Djoko Prasetyo 6. Jemjem Kurnaen 7. Syofvi Felienty Roekman 8. Yanuar Hakim 9. Didik Fauzi Dahlan 10. Harjiatno 11. Hasanudin 12. Zulkifli

: sebagai Ketua : sebagai Wakil Ketua : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota

Susunan Tim Pelaksana 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Eka Annise Ambarani Ary Gemayel Willus Andi Yunita Maradil Ira Mardya Sari Andi Asmuliana Tanzil Ramadhan Aljufri Dhyen Reskawati Suanna Putri Ramadhani Sahid

: sebagai Ketua : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota : sebagai Anggota

Narasumber 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Vendor Tenaga Nasional Berhad Electricity Generating Authority of Thailand Dhani Barus M. Toha Gulung Suwadi

iv

DAFTAR ISI KATA PENGANTAR ............................................................................................... i KATA SAMBUTAN ............................................................................................... iii TIM PENYUSUN .................................................................................................... iv DAFTAR ISI ............................................................................................................ v DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... xxiii DAFTAR TABEL ............................................................................................. xxxiii BAB 1 ... PENDAHULUAN ...................................................................................... 1

1.1

Latar Belakang................................................................................ 1

1.2

Tujuan ............................................................................................. 1

1.3

Batasan .......................................................................................... 2

1.4

Referensi ........................................................................................ 2

BAB 2 ... FILOSOFI DAN REGULASI ..................................................................... 3

2.1.1

Relai ......................................................................................... 3

2.1.2

Relai Proteksi ........................................................................... 3

2.1.3

Waktu Kerja Relai (Relay Operating Time) .............................. 3

2.1.4

Waktu Pembebasan Gangguan (Fault Clearing Time) ............. 3

2.1.5

Zona proteksi (Protection Section) ........................................... 3

2.1.6

Proteksi utama (Main Protection) ............................................. 4

2.1.7

Proteksi cadangan (Backup Protection) ................................... 4

2.1.8

Pemutus Tenaga (PMT) ........................................................... 4

2.1.9

Pemisah (PMS) ........................................................................ 4

2.1.10

Transformator Arus .................................................................. 4

2.1.11

Transformator Tegangan.......................................................... 5

2.1.12

Sistem Proteksi ........................................................................ 5

2.2

Filosofi ............................................................................................ 5 v

2.2.1

Tujuan Utama Sistem Proteksi ................................................. 5

2.2.2

Pertimbangan Pemilihan Proteksi ............................................ 5

2.2.3

Zona proteksi ........................................................................... 6

2.2.4

Elemen Sistem Proteksi ........................................................... 6

2.2.4.1

Transformator Arus/Transformator Tegangan : ................. 6

2.2.4.2

Relai Pengaman : .............................................................. 7

2.2.4.3

PMT : ................................................................................. 7

2.2.4.4

Power supply: .................................................................... 7

2.2.4.5

Pengawatan :..................................................................... 7

2.2.5

2.2.5.1

Sensitif ............................................................................... 8

2.2.5.2

Selektif ............................................................................... 9

2.2.5.3

Andal ................................................................................. 9

2.2.5.4

Cepat ............................................................................... 10

2.2.6

2.3

Persyaratan Sistem Proteksi ................................................... 8

Proteksi Utama dan Cadangan .............................................. 11

2.2.6.1

Proteksi Utama ................................................................ 11

2.2.6.2

Proteksi Cadangan .......................................................... 11

REGULASI ................................................................................... 12

2.3.1

Kondisi Sistem Operasi .......................................................... 12

2.3.1.1

Variasi Frekuensi ............................................................. 12

2.3.1.2

Variasi Tegangan ............................................................ 12

2.3.2

Waktu Pemutusan Gangguan ................................................ 13

2.3.3

Koordinasi Pembangkit .......................................................... 14

2.3.4

Syarat Teknik Pemasangan ................................................... 14 vi

2.3.5

Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi ............................... 15

BAB 3 ... KOMPONEN SIMETRIS ........................................................................ 17

3.1

Dasar Analisa Sistem Tenaga ...................................................... 17

3.2

Besaran Perunit ............................................................................ 18

3.3

Analisa hubung singkat ................................................................. 21

3.3.2

Pengertian Fasor Komponen Simetris ................................... 22

3.3.2.1

Komponen Urutan Positif ................................................. 23

3.3.2.2

Komponen Urutan Nol ..................................................... 24

3.3.3

Operator a dan j ..................................................................... 24

3.3.3.1

Operator a ....................................................................... 24

3.3.3.2

Operator j........................................................................ 26

3.3.4

Aplikasi komponen simetris .................................................... 26

3.3.4.1

Komponen simetris fasor tegangan ................................. 26

3.3.4.2

Komponen Simetris Fasor Tegangan .............................. 27

1.1.1.1

VA .................................................................................... 27

1.1.1.2

VB .................................................................................... 27

1.1.1.3

VC ................................................................................... 27

3.3.4.3

Komponen Simetris Fasor Arus ....................................... 29

1.1.1.4

IA ..................................................................................... 30

1.1.1.5

IB ..................................................................................... 30

1.1.1.6

IC ..................................................................................... 30

3.3.4.4

Rangkaian Pengganti ...................................................... 32

3.3.4.5

Transformator .................................................................. 33

3.3.4.6

Saluran Transmisi / Distribusi .......................................... 36

3.3.4.7

Pemodelan Rangkaian Pengganti ................................... 37 vii

3.4

Jenis arus gangguan pada analisa hubung singkat ...................... 46

BAB 4 ... PROTEKSI PENGHANTAR ................................................................... 48

4.1

Definisi dan Istilah......................................................................... 48

4.1.1

Saluran transmisi ................................................................... 48

4.1.2

Saluran sirkit tunggal (Single circuit line) ............................... 48

4.1.3

Saluran sirkit ganda (Double circuit line) ................................ 48

4.1.4

Sirkit Radial (Radial Circuit) ................................................... 48

4.1.5

Direct Transfer Trip (DTT) ...................................................... 48

4.1.6

Knee Point Voltage (Tegangan Lutut) .................................... 48

4.1.7

Burden ................................................................................... 49

4.1.8

Proteksi unit ........................................................................... 49

4.1.9

Intertripping ............................................................................ 49

4.1.10

Power Swing .......................................................................... 49

4.1.11

Source to Impedance Ratio (SIR) .......................................... 49

4.1.12

Dead time ............................................................................... 49

4.1.13

Reclaim time .......................................................................... 50

4.2

Gangguan Penghantar ................................................................. 50

4.2.1

Gangguan Pada Saluran Udara ............................................. 50

4.2.2

Penyebab Gangguan pada Saluran Udara Tegangan Tinggi 51

4.2.3

Penyebab Gangguan pada Saluran Kabel Tegangan Tinggi . 51

4.3

Persyaratan Pemakaian Relai ...................................................... 51

4.4

Aspek Teknis Peralatan ................................................................ 52

4.4.1

Pada SUTT/SUTET konfigurasi satu setengah PMT ............. 52

4.4.2

Pada SUTT konfigurasi Double dan Single Busbar............... 54 viii

4.5

Proteksi Utama pada Saluran Transmisi ...................................... 55

4.5.1

Relai Jarak ............................................................................. 55

4.5.1.1

Karakteristik Relai Jarak yang Digunakan di P3B Jawa Bali 57

4.5.1.2

Pola Pengaman Pada Relai Jarak ................................... 58

4.5.1.3

Filosofi pemilihan Zone Pengamanan Pada Relai Jarak . 67

4.5.1.4

Konfigurasi Jaringan dan pengaruh infeed ...................... 75

4.5.2

Relai Diferensial Penghantar.................................................. 81

4.5.2.1

Prinsip Kerja Relai Diferensial Penghantar ...................... 81

4.5.2.2

Desain Relai Diferensial Penghantar ............................... 85

4.5.2.3

Seting Proteksi Relai Diferensial Penghantar .................. 93

4.5.2.4

Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Diferensial

Penghantar ................................................................................... 102 4.6

Proteksi cadangan pada Saluran Transmisi ............................... 108

4.6.1

OCR (Over Current Relay/Relai Arus Lebih Gangguan Fasa-

Fasa) 109 4.6.1.1 4.6.2

Perhitungan ocr. ............................................................ 110

GFR (Ground Fault Relay/Relai Arus Lebih gangguan 1 Fasa

ke Tanah) ......................................................................................... 111 4.6.3

Synchrocheck....................................................................... 113

4.6.3.1

Seting relai syncrocheck ................................................ 114

4.6.3.2

Autorecloser .................................................................. 114

4.6.3.3

Kaidah penyetingan autorecloser. ................................. 116

ix

4.6.3.4

Faktor Teknis Dalam Pengoperasian Auto Reclose (A/R) 120

a.

A/R tidak boleh bekerja pada kondisi-kondisi berikut ........... 120

b.

Kondisi A/R tidak boleh diterapkan ...................................... 121

BAB 5 ... PROTEKSI TRANSFORMATOR, REAKTOR DAN KAPASITOR ...... 122

5.1

Definisi dan Istilah....................................................................... 122

5.1.1

Transformator....................................................................... 122

5.1.2

Interbus Transformator ......................................................... 122

5.1.3

Pengubah Sadapan Berbeban (On Load Tap Changer) ...... 122

5.1.4

Pentanahan netral sistem .................................................... 122

5.1.5

Reaktor ................................................................................ 123

5.1.6

Kapasitor .............................................................................. 123

5.2

Pertimbangan Pemilihan Proteksi Transformator Tenaga .......... 123

5.2.1

Potensi Gangguan pada transformator ................................ 124

5.2.2

Peranan dalam sistem ......................................................... 124

5.2.3

Aspek Ekonomi .................................................................... 124

5.3

Desain Sistem Proteksi Transformator ....................................... 124

5.3.1

Pentanahan sistem .............................................................. 124

5.3.1.1

Pentanahan langsung atau pentanahan dengan reaktansi 125

5.3.1.2

Pentanahan dengan resistansi rendah (12 Ω – 62 Ω) ... 125

5.3.1.3

Pentanahan dengan Petersen dan pentanahan dengan

tahanan tinggi (200 Ω - 500 Ω)...................................................... 125 5.3.2

Skema proteksi utama ......................................................... 126 x

5.3.2.1

Proteksi mekanik & deteksi panas (Thermal Detection) 126

5.3.2.2

Proteksi Elektrik ............................................................. 130

5.3.3

Skema proteksi cadangan pada transformator..................... 135

5.3.3.1

Relai arus lebih (Over current relay) .............................. 136

5.3.3.2

Relai gangguan ke tanah (GFR) .................................... 137

5.3.3.3

Relai Standby Earth Fault (SBEF) ................................. 138

5.3.3.4

Relai tegangan lebih (Over Voltage Relay).................... 138

5.3.3.5

Relai pengaman belitan tersier (Interbus Transformator) 139

5.3.4

5.3.4.1

Synchrocheck ................................................................ 141

5.3.4.2

Pengatur pengubah sadapan berbeban (AVR).............. 141

5.3.5

Persyaratan Pemilihan Transformator Arus (CT) ................. 145

5.3.5.1

Faktor remanensi dan arus magnetisasi ........................ 145

5.3.5.2

Lokasi penempatan CT.................................................. 145

5.3.6 5.4

Skema proteksi sistem ......................................................... 141

Skema Proteksi Elektrik Tranformator .................................. 149

Desain Sistem Proteksi Reaktor ................................................. 149

5.4.1

Proteksi Utama..................................................................... 150

5.4.1.1

Proteksi mekanik dan deteksi panas (Thermal detection) 150

5.4.1.2 5.4.2 5.5

Proteksi Elektrik ............................................................. 150

Proteksi Cadangan............................................................... 152

Desain Sistem Proteksi Kapasitor............................................... 153 xi

5.5.1

Konstruksi Kapasitor ............................................................ 154

5.5.1.1

Elemen Kapasitor .......................................................... 154

5.5.1.2

Unit Kapasitor ................................................................ 154

5.5.1.3

Capasitor Bank .............................................................. 155

5.5.2

Kapasitor Koneksi Wye ........................................................ 155

5.5.2.1

Terhubung ke tanah (Grounded Wye). .......................... 155

5.5.2.2

Koneksi Wye tidak terhubung ke tanah (Ungrounded Wye) 156

5.5.3

Switching .............................................................................. 157

5.5.3.1

Switching pada kapasitor bank yang ditanahkan (grounded

Wye).

158

5.5.3.2

Switching pada kapasitor bank yang tidak ditanahkan

(ungrounded Wye). ....................................................................... 158 5.5.4

Persyaratan

Pemilihan

Transformator

Arus

(CT)

dan

Transformator Tegangan (VT/CVT) .................................................. 159 5.5.4.1

Pemilihan CT dan VT untuk proteksi unbalance ............ 159

5.5.4.2

Pemilihan transformator arus untuk proteksi overload dan

hubungsingkat. .............................................................................. 161 5.5.5

5.6

Sistem Proteksi Kapasitor .................................................... 161

5.5.5.1

Proteksi Unbalance (Unbalance Relay) ......................... 161

5.5.5.2

Proteksi Arus Lebih (Over Current Relay) ..................... 170

5.5.5.3

Overvoltage dan undervoltage....................................... 171

5.5.5.4

Skema Proteksi Kapasitor Bank .................................... 172

SETING & KOORDINASI PROTEKSI TRANSFORMATOR ....... 173 xii

5.6.1

Tipikal Seting........................................................................ 173

5.6.1.1

Proteksi Utama .............................................................. 173

5.6.1.2

Proteksi Cadangan ........................................................ 179

5.6.1.3

Proteksi Sistem .............................................................. 184

5.6.1.4

Relai Automatic Voltage Regulator (AVR) ..................... 185

5.6.2

Koordinasi seting cadangan ................................................. 186

5.6.3

Pola non kaskade................................................................. 188

5.7

SETING PROTEKSI REAKTOR ................................................. 189

5.7.1

5.8

5.7.1.1

Relai Diferensial ............................................................ 189

5.7.1.2

Restricted Earth Fault (REF) ......................................... 189

5.7.1.3

Relai Arus Lebih (Over Current Relay) .......................... 189

SETING PROTEKSI KAPASITOR .............................................. 190

5.8.1

5.9

Tipikal Seting........................................................................ 189

Tipikal Seting........................................................................ 190

5.8.1.1

Unbalanced relay ........................................................... 190

5.8.1.2

Relai Arus Lebih (Over Current Relay) .......................... 191

5.8.1.3

Overvoltage dan Undervoltage ...................................... 193

SKEMA PROTEKSI TRANSFORMATOR .................................. 194

5.9.1

Skema

Masukan

CT

&

PT

Relai

Proteksi

Interbus

Transformator (IBT) .......................................................................... 194 5.9.2

Skema eksekusi Interbus Transformator (IBT) ..................... 195

5.9.3

Skema Masukan CT & PT Relai Proteksi Transformator

Distribusi ........................................................................................... 196 5.9.4

Skema eksekusi transformator distribusi .............................. 197 xiii

BAB 6 ... PROTEKSI BUSBAR DAN DIAMETER .............................................. 198

6.1

Proteksi Busbar, Diameter, dan CBF/SZP .................................. 198

6.1.1

Definisi dan Istilah ................................................................ 198

6.1.1.1

Busbar ........................................................................... 198

6.1.1.2

Diameter ........................................................................ 198

6.1.1.3

Kopel ............................................................................. 198

6.1.1.4

Proteksi busbar/diameter ............................................... 198

suatu

sistem

proteksi

yang

berperanan

penting

dalam

mengamankan gangguan yang terjadi pada busbar/diameter (SK DIR 114/2009 ................................................................................ 198

6.2

6.1.1.5

Proteksi Kegagalan PMT (CBF) .................................... 199

6.1.1.6

ShortZoneProtection (SZP) ........................................... 199

Proteksi Busbar .......................................................................... 199

6.2.1

Prinsip kerja proteksi busbar ................................................ 199

6.2.2

Desain Sistem Proteksi Busbar ............................................ 199

6.2.2.1

Konfigurasi Proteksi Busbar pada Sistem P3B Jawa Bali 199

6.2.2.2 6.2.3

Komponen Penyusun Sistem Proteksi Busbar .............. 201

Tipe Sistem Proteksi Busbar ................................................ 204

6.2.3.1

Sistem proteksi busbar tipe high impedance ................. 204

6.2.3.2

Sistem proteksi busbar tipe low impedance................... 206

6.2.4

Bay Kopel, PMS section, dan PMT section dalam Sistem

Proteksi Busbar ................................................................................ 209 6.2.4.1

Bay Kopel ...................................................................... 209 xiv

6.2.4.2

PMS Section .................................................................. 212

6.2.4.3

PMT Section .................................................................. 214

6.2.5

Persyaratan CT .................................................................... 215

6.2.6

Seting Tipikal Relai Proteksi Busbar .................................... 216

6.2.6.1

Seting tipikal relai proteksi busbar tipe high impedance 216

6.2.6.2

Seting tipikal relai proteksi busbar tipelow impedance .. 218

6.2.7

6.3

Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Busbar ............. 219

6.2.7.1

Relai rangkaian penjatuh (tripping circuit relay) ............. 219

6.2.7.2

Layout proteksi busbar......................................... 220

Proteksi Diameter ....................................................................... 223

6.3.1

Prinsip kerja proteksi diameter ............................................. 223

6.3.2

Desain Sistem Proteksi Diameter ......................................... 224

6.3.2.1

Konfigurasi proteksi diameter pada sistem tegangan 500

kV

224

6.3.2.2

Komponen Penyusun Sistem Proteksi Diameter ........... 224

6.3.3

Tipe Sistem Proteksi Diameter ............................................. 225

6.3.3.1

Sistem proteksi diameter tipe high impedance .............. 225

6.3.3.2

Sistem proteksi diameter tipe low impedance ................ 226

6.3.4

Persyaratan CT .................................................................... 226

6.3.5

Seting Tipikal Relai Proteksi Diameter ................................. 228

6.3.5.1

Seting tipikal relai proteksi diameter tipe high impedance 228

6.3.5.2

Seting tipikal relai proteksi diameter tipelow impedance 230 xv

6.3.6

6.4

Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Diameter .......... 231

6.3.6.1

Relai rangkaian penjatuh (tripping circuit relay) ............. 231

6.3.6.2

Layout proteksi diameter...................................... 231

Proteksi Kegagalan PMT (Circuit PMT Failure Protection) dan

Proteksi Short Zone Protection. ........................................................... 232 6.4.1

Prinsip kerja proteksi Kegagalan PMT(CBF) ........................ 232

6.4.2

Prinsip kerja proteksi Short Zone Protection. ....................... 233

6.4.3

Desain Sistem Proteksi CBF/SZP ........................................ 234

6.4.3.1

Konfigurasi proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500

kVsatu setengah PMT : ................................................................. 234 6.4.3.2

Komponen Penyusun Sistem Proteksi CBF dan SZP ... 234

6.4.4

Persyaratan CT .................................................................... 238

6.4.5

Seting Tipikal Relai Proteksi CBF/SZP ................................ 238

6.4.5.1

Seting tipikal relai proteksi CBF ..................................... 238

6.4.5.2

Seting tipikal relai proteksi SZP ..................................... 239

6.4.6

Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi CBF ................. 240

6.4.6.1

Proteksi CBF terhadap Proteksi Busbar ........................ 240

6.4.6.2

Relai rangkaian penjatuh (tripping circuit relay) ............. 241

6.4.6.3

Layout proteksi CBF ............................................ 241

BAB 7 ... PROTEKSI PENYELAMATAN OPERASI SISTEM ............................. 243

7.1

Definisi dan Istilah....................................................................... 243

7.1.1

Frekuensi ............................................................................. 243

7.1.2

Island ................................................................................... 243

7.1.3

OLS (Over Load Shedding) .................................................. 243 xvi

7.1.4

Proteksi Penyelamatan Operasi Sistem ............................... 244

7.1.5

Transient Stability................................................................. 244

7.1.6

Voltage Collapse .................................................................. 244

7.1.7

Voltage Stability ................................................................... 244

7.2

Latar Belakang Proteksi Penyelamatan Operasi Sistem ............ 245

7.2.2

UFR (Under Frequency Relay)............................................. 248

7.2.2.1

Prinsip Kerja .................................................................. 253

7.2.2.2

Aspek Teknis ................................................................. 254

7.2.2.3

Desain Pengawatan (Wiring) ......................................... 256

7.2.2.4

Teori Perhitungan .......................................................... 259

7.2.2.5

Seting ............................................................................ 262

7.2.3

OLS (Over Load Shedding) .................................................. 263

7.2.3.1

Aspek teknis dan Non teknis ......................................... 263

7.2.3.2

Prinsip Kerja .................................................................. 265

7.2.3.3

Desain Pengawatan OLS (Wiring) ................................. 265

7.2.3.4

Seting ............................................................................ 267

7.2.3.5

Koordinasi Proteksi ........................................................ 267

7.2.4

Over Generator Shedding (OGS) ......................................... 269

7.2.4.1

Aspek Teknis dan Non teknis ........................................ 269

7.2.4.2

Seting OGS ................................................................... 270

7.2.5

UVLS (Under Voltage Load Shedding) ................................ 270

7.2.5.1

Aspek Teknis dan Non teknis ........................................ 271

7.2.5.2

Seting UVLS .................................................................. 273

xvii

BAB 8 ... KOORDINASI

SETING

PROTEKSI

TRANSMISI

DENGAN

PEMBANGKIT .................................................................................................... 274

8.1

Definisi dan istilah ....................................................................... 274

8.1.1

Generator ............................................................................. 274

8.1.2

Transformator Generator ..................................................... 274

8.1.3

Kurva Kapabilitas Generator ................................................ 274

8.1.4

Slip ....................................................................................... 275

8.2

Tujuan ......................................................................................... 276

8.3

Pola Proteksi Generator Dan Transformator Generator ............. 276

8.3.1

Proteksi Utama Generator dan Transformator Generator .... 278

8.3.1.1

Differential Relay (87) .................................................... 279

8.3.1.2

Voltage Balance Relay (60) ........................................... 279

8.3.1.3

Directional Power Relay (32) ......................................... 279

8.3.2

Proteksi Cadangan Generator dan Transformator Generator 280

8.3.2.1

Relai Pembangkit Kelompok I (21G, 51G/51V , 51GT ,

51NGT dan 46) ............................................................................. 281 8.3.2.2

Relai Pembangkit Kelompok II (81, 24 atau 59/81) ....... 285

8.3.2.3

Relai Pembangkit Kelompok III (78 dan 40) .................. 287

8.3.2.4

Relai

Pembangkit

Kelompok

IV

(proteksi

untuk

transformator Start up/ Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi atau relai 51N/ST) ......................................................................... 293 8.4

Seting dan Koordinasi Relai Proteksi Generator dan Transmisi 294

xviii

8.4.1

Kebutuhan Data Evaluasi Kordinasi Proteksi Generator dengan

Proteksi Transmisi ............................................................................ 294 8.4.1.1

Data Sistem Penyaluran ................................................ 294

8.4.1.2

Data Peralatan Pembangkit ........................................... 294

8.4.1.3

Data Rele Pembangkit dan Penyaluran ......................... 295

8.4.1.4

Data Peralatan Pembantu ............................................. 296

8.4.1.5

Form Isian Kebutuhan Data ........................................... 296

8.4.2

Relai Pembangkit Kelompok 1 (21G, 51G/51V, 51GT dan

51NGT) ............................................................................................. 297 8.4.2.1

Relai Jarak (Distance Relay atau 21G)......................... 297

8.4.2.2

Relai

arus

lebih

dengan

penahan/control

tegangan

(51V/51C). ..................................................................................... 301 8.4.2.3

Relai Arus Lebih Generator

(Generator Over Current

Relay atau 51G) ........................................................................... 301 8.4.2.4

Relai Arus Lebih Transformator Generator

(Generator

Transformer Over Current Relay atau 51GT) ................................ 302 8.4.2.5

Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi

Transformator Generator

(Generator Transformer Netral Ground

Relay atau 51NGT) ....................................................................... 303 8.4.2.6 8.4.3

Negative Sequence Relay (46) ...................................... 304

Relai Pembangkit Kelompok 2 (81, 24 atau 59/81) .............. 304

8.4.3.1

Relai Frekuensi Kurang/Lebih

(Under/Over Frequence

Relay atau 81) ............................................................................... 304 8.4.3.2

Relai Eksitasi Lebih (Over Excitation Relay atau 24 atau

59/81)

305

8.4.4

Relai Pembangkit Kelompok 3 (78 dan 40) .......................... 306 xix

8.4.4.1

Relai Lepas - Sinkron (Out Of Step Relay atau Pole

Slipping atau relai 78) .................................................................. 306 8.4.4.2 8.4.5

Relai arus medan hilang (Loss of Field , relai 40) ......... 310

Relai Pembangkit Kelompok 4 (proteksi untuk transformator

Start-up)............................................................................................ 314 8.4.5.1

Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi

(Ground

Fault Relay 51N/ST)...................................................................... 314 8.5

Rekomendasi seting relai proteksi generator .............................. 315

BAB 9 ... POWER SUPPLY ................................................................................. 320

9.1

Definisi dan Istilah....................................................................... 320

9.1.1

Gardu Induk ......................................................................... 320

9.1.2

Tegangan AC ....................................................................... 320

9.1.3

Tegangan DC ....................................................................... 320

9.1.4

Genset ................................................................................. 320

9.1.5

Rectifier ................................................................................ 321

9.1.6

Batere .................................................................................. 321

9.1.7

Load Break Switch (LBS) ..................................................... 321

9.1.8

Mini Circuit Breaker (MCB)................................................... 321

9.2

Instalasi Sistem AC (Alternating Current) ................................... 321

9.2.1

Grup Essensial ..................................................................... 322

9.2.2

Grup Common...................................................................... 322

9.3

Instalasi Sistem DC .................................................................... 323

9.3.1

Instalasi Sistem DC 110 V.................................................... 323 xx

9.3.2

Instalasi sistem DC 48 Volt untuk Komunikasi dan Teleproteksi 324

9.3.3

Pola Instalasi Sistem DC ...................................................... 325

9.3.3.1

Pola 1 ............................................................................ 325

9.3.3.2

Pola 2 ............................................................................ 326

9.3.3.3

Ruangan Batere ............................................................ 327

9.3.3.4

Pemilihan Batere ........................................................... 329

9.3.3.5

Instalasi Sel Batere ....................................................... 331

9.3.3.6

Pemilihan Rectifier ......................................................... 333

9.3.3.7

Distribusi Sistem DC di Gardu Induk. ............................ 335

BAB 10 . ALAT BANTU ANALISA GANGGUAN ............................................... 340

10.1

Definisi dan Istilah ................................................................... 340

10.1.1

Disturbance .......................................................................... 340

10.1.2

Fault ..................................................................................... 340

10.1.3

Transient .............................................................................. 341

10.1.4

Sequence of Event ............................................................... 341

10.1.5

Oscilograph .......................................................................... 341

10.1.6

COMTRADE (COMmon format of TRAnsient Data Exchange) 341

10.2

Peralatan Bantu Analisa Gangguan di PLN............................. 343 10.2.1.1 Disturbance Fault Recorder (DFR) ............................... 343 10.2.1.2 Fault Locator ................................................................. 344 10.2.1.3 Sequential Event Recorder (SER) ................................ 345

10.3

Sumber Data Investigasi Gangguan. ....................................... 346

10.4

Membaca Rekaman/Analisa Gangguan .................................. 347 xxi

10.5

Analisa Rekaman/Record DFR ............................................... 349

10.5.1

Menentukan Area/Lokasi Gangguan .................................... 351

10.5.2

Gangguan Akibat Petir ......................................................... 356

10.5.3

Gangguan pada Saluran Transmisi Akibat Pohon ............... 359

10.5.4

Gangguan pada Saluran Transmisi Akibat Layangan .......... 361

10.5.5

Gangguan pada Transformator ............................................ 361

10.5.6

Swing atau Ayunan Daya ..................................................... 367

DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................... 370 LAMPIRAN A ..................................................................................................... 371 LAMPIRAN B ..................................................................................................... 391 LAMPIRAN C ..................................................................................................... 401 LAMPIRAN D ..................................................................................................... 440 LAMPIRAN E ...................................................................................................... 444 LAMPIRAN F ...................................................................................................... 466

xxii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Zona proteksi ........................................................................... 6 Gambar 2.2 Elemen sistem proteksi ............................................................ 8 Gambar 2.3 Alur Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi ....................... 16 Gambar 3.1 Skema prinsip penyediaan tenaga listrik ................................ 18 Gambar 3.2 Kondisi Fasor Komponen Simetris ......................................... 22 Gambar 3.3 Urutan Fasor Komponen Urutan Positif ................................. 23 Gambar 3.4 Urutan Fasor Komponen Urutan Negatif ................................ 24 Gambar 3.5 Urutan Nol .............................................................................. 24 Gambar 3.6 Diagram Phasor Tegangan .................................................... 26 Gambar 3.7 Diagram Phasor Tegangan .................................................... 27 Gambar 3.8 Diagram Phasor Arus ............................................................. 29 Gambar 3.9 Diagram Phasor Arus ............................................................. 30 Gambar 4.1 Karakteristik Mho ................................................................... 57 Gambar 4.2 Karakteristik Quadrilateral ...................................................... 58 Gambar 4.3 Pola basic .............................................................................. 59 Gambar 4.4 Pola pengaman teleproteksi................................................... 60 Gambar 4.5 Pola PUTT ............................................................................. 61 Gambar 4.6 Kelebihan pola PUTT ............................................................. 61 Gambar 4.7 Kekurangan pola PUTT ......................................................... 62 Gambar 4.8 Pola PUTT pada kondisi Weak Infeed ................................... 63 Gambar 4.9 Pola POTT ............................................................................. 64 Gambar 4.10 Kekurangan pola POTT ....................................................... 65 Gambar 4.11 Diagram logika pola blocking ............................................... 66 Gambar 4.12 Saluran seksi dengan banyak cabang ................................. 68 Gambar 4.13 Saluran seksi dengan kondisi Z2max>Z2min ............................ 68 xxiii

Gambar 4.14 Saluran seksi dengan kondisi Z2max < Z2min .......................... 69 Gambar 4.15 SOTF pola zone (voltage and current level detector)........... 72 Gambar 4.16 SOTF pola current fault detector .......................................... 73 Gambar 4.17 DEF dengan pola zero sequence......................................... 74 Gambar 4.18 Konfigurasi one and half PMT 500 kV .................................. 76 Gambar 4.19 Pengaruh infeed akibat pembangkit pada ujung saluran ..... 77 Gambar 4.20 Pengaruh infeed pada saluran transmisi ganda ke tunggal . 78 Gambar 4.21 Pengaruh infeed pada saluran transmisi ganda ke ganda ... 79 Gambar 4.22 Pengaruh infeed pada saluran tunggal ke ganda................. 80 Gambar 4.23 Prinsip Kerja Skema Perbandingan Arus ............................. 82 Gambar 4.24 Relai Diferensial pada Saluran Transmisi ............................ 83 Gambar 4.25 Skema Circulating Current ................................................... 84 Gambar 4.26 Skema Balanced Voltage ..................................................... 84 Gambar

4.27

Konfigurasi

proteksi

diferensial

penghantar

500kV

menggunakan CT Line............................................................................... 86 Gambar

4.28

Konfigurasi

proteksi

diferensial

penghantar

500kV

menggunakan CT Diameter ....................................................................... 87 Gambar 4.29 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar 150 kV dan 70 kV ................................................................................................................... 88 Gambar 4.30 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar pada SKTT sistem tegangan

150kV dan 70 kV (kondisi ideal) ................................. 90

Gambar 4.31 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar pada SKTT sistem tegangan 150kV dan 70 kV (kondisi minimum) ............................. 91 Gambar 4.32 konfigurasi proteksi diferensial penghantar saluran hybrid 2 CT .............................................................................................................. 92 Gambar 4.33 konfigurasi proteksi diferensial penghantar saluran hybrid 3 CT .............................................................................................................. 92 Gambar 4.34 Karakteristik relai diferensial ................................................ 96 xxiv

Gambar 4.35 Konfigurasi minimum jalur komunikasi proteksi SUTET saluran pendek ........................................................................................ 103 Gambar 4.36 Konfigurasi alternatif jalur komunikasi proteksi SUTET saluran pendek ........................................................................................ 104 Gambar 4.37 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan 70kV ........................................................................................................ 104 Gambar 4.38 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan 70kV Gambar

dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT........... 105 4.39

Konfigurasi

jalur

komunikasi

proteksi

penghantar

150kV dan 70kV pada GIS ...................................................................... 105 Gambar 4.40 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV pada GIS

dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT...................... 105

Gambar 4.41 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 500kV pada GIS

dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT...................... 106

Gambar 4.42 Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial pilot .............. 106 Gambar 4.43 proteksi penghantar pada sistem tegangan 500 kV 107 Gambar 4.44 proteksi penghantar pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV........................................................................................................ 108 Gambar 4.45 Wiring OCR ........................................................................ 110 Gambar 4.46 Wiring HV Apparatus sampai Relai .......................... 115 Gambar 5.1 Skema relai sudden pressure ............................................. 129 Gambar 5.2 Skema relai suhu ................................................................. 129 Gambar 5.3 Kondisi tanpa gangguan ...................................................... 131 Gambar 5.4 Kondisi gangguan luar ......................................................... 131 Gambar 5.5 Kondisi gangguan dalam ..................................................... 132 Gambar 5.6 Skema Relai REF ................................................................ 134 Gambar 5.7 Skema Koordinasi OCR/GFR ............................................. 136 Gambar 5.8 Skema Wiring SBEF ........................................................... 138 xxv

Gambar 5.9 Skema proteksi Tersier ditanahkan (grounding) ................. 139 Gambar 5.10 Skema proteksi Tersier mengambang (floating) ............... 140 Gambar 5.11 Konfigurasi AVR................................................................. 143 Gambar 5.12 Pemilihan CT Diameter ..................................................... 146 Gambar 5.13 Pemilihan CT Line (bushing) ............................................. 147 Gambar 5.14 Dipasang antara NGR dan titik netral transformator .......... 147 Gambar 5.15 Dipasang antara grounding & NGR ................................... 148 Gambar 5.16 Skema proteksi elektrik transformator ............................... 149 Gambar 5.17 Filosofi diferensial reaktor .................................................. 150 Gambar 5.18 Desain pemasangan diferensial reaktor ............................. 151 Gambar 5.19 Desain pemasangan REF reaktor ...................................... 152 Gambar 5.20 Desain pemasangan arus lebih pada reactor.................... 153 Gambar 5.21 Konstruksi Kapasitor .......................................................... 154 Gambar 5.22 Koneksi Kapasitor Bank Grounded Wye ........................... 156 Gambar 5.23 Koneksi Kapasitor Bank Ungrounded Wye ....................... 157 Gambar 5.24 Switching PMT Capacitor .................................................. 159 Gambar 5.25 Kurva perubahan kapasitansi terhadap suhu .................... 165 Gambar 5.26 Skema proteksi untuk ungrounded Single wye .................. 166 Gambar 5.27 Skema proteksi unbalance pada ungrounded double wye 168 Gambar 5.28 Skema proteksi unbalance dengan grounded Single wye 169 Gambar 5.29 Skema Proteksi Unbalance Double wye grounded ........... 170 Gambar 5.30 Skema proteksi arus lebih ................................................. 171 Gambar 5.31 Skema proteksi kapasitor bank .......................................... 172 Gambar 5.32 Contoh slope 87T .............................................................. 175 Gambar 5.33 Kurva koordinasi OCR ...................................................... 187 Gambar 5.34 Kurva koordinasi GFR ....................................................... 187 Gambar 5.35 Pengawatan untuk Pola Non Kaskade .............................. 188 xxvi

Gambar 5.36 Skema Masukan CT & VT relai proteksi interbus transformator ........................................................................................... 194 Gambar 5.37

Skema Masukan CT & VT relai proteksi transformator

distribusi................................................................................................... 196 Gambar 6.1 Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV . 200 Gambar 6.2 Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV........................................................................................................ 201 Gambar 6.3 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar-satu setengah PMT ......................................................................................................... 202 Gambar 6.4 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar ..................... 202 Gambar 6.5 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar dan satu PMS section ..................................................................................................... 203 Gambar 6.6 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar dan dua PMS section ..................................................................................................... 203 Gambar 6.7 Daerah cakupan checkzone................................................. 204 Gambar 6.8 Sistem proteksi busbar tipe high impedance ....................... 206 Gambar 6.9 Sistem proteksi busbar tipe centralized low impedance ....... 208 Gambar 6.10 Sistem proteksi busbar tipe distributedcentralized low impedance ............................................................................................... 209 Gambar 6.11 PMT kopel pada sistem proteksi busbar ............................ 210 Gambar 6.12 Ilustrasi gangguan busbar tanpa sistem proteksi busbar ... 212 Gambar 6.13 PMS section pada sistem proteksi busbar ......................... 213 Gambar 6.14 PMT section pada sistem proteksi busbar ......................... 214 Gambar 6.15 Lockout relay...................................................................... 219 Gambar 6.16 Rangkaiantripping antara proteksi busbar dan proteksi bay kopel ........................................................................................................ 220 Gambar 6.17 Layout proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV ................................................................................................................. 221 xxvii

Gambar 6.18 Layout proteksi busbar tipe centralized low impedance danhigh impedance ................................................................................. 222 Gambar 6.19 Layout proteksi busbar tipe distributed low impedance ................................................................................................................. 223 Gambar 6.20 Konfigurasi proteksi diameter pada sistem tegangan 500 kV ................................................................................................................. 224 Gambar 6.21 Fungsi intertrip C ........................................................... 225 Gambar 6.22 Lockout relay...................................................................... 231 Gambar 6.23 Layout proteksi C pada sistem tegangan 500 kV 232 Gambar 6.24 Konfigurasi proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500 kV ................................................................................................................. 234 Gambar 6.25 Rangkaian Logika Proteksi CBF ........................................ 235 Gambar 6.26 Rangkaian Logika Proteksi SZP ....................................... 235 Gambar 6.27 fungsi intertrip CBF ........................................................... 236 Gambar 6.28 Fungsi intertrip SZP ........................................................... 237 Gambar 6.29 Lockout relay...................................................................... 241 Gambar 6.30 Layout proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500 kV ............................................................................................................ 242 Gambar 7.1 System dan non system fault ............................................... 246 Gambar 7.2 Tahapan UFR ...................................................................... 250 Gambar 7.3 Karakteristik kerja df/dt ........................................................ 250 Gambar 7.4 df/dt Fixed Mode .................................................................. 252 Gambar 7.5 df/dt Progressive Mode ........................................................ 253 Gambar 7.6 Batang frekuensi 2006 ......................................................... 256 Gambar 7.7 Wiring UFR .......................................................................... 257 Gambar 7.8 Wiring UFR dengan 1 PT ..................................................... 258 Gambar 7.9 Wiring UFR dengan konfigurasi 2 trafo dan 2 bus 20 kV ..... 259 Gambar 7.10 Load flow 2 area ................................................................ 260 xxviii

Gambar 7.11 Wiring pemasangan OCR dan OLS (serial) ....................... 266 Gambar 7.12 Contoh Pengawatan OLS .................................................. 267 Gambar 7.13 Koordinasi seting OLS dan OCR ....................................... 268 Gambar 7.14 Contoh Skema OGS Suralaya ........................................... 270 Gambar 7.15 Skema UVLS pada sub sistem Bali ................................... 272 Gambar 8.1 Kurva Kapabilitas Generator ................................................ 275 Gambar 8.2 Pola Proteksi Generator dan Transformator Generator ....... 277 Gambar 8.3 Reverse power relay logic for anti motoring ......................... 279 Gambar 8.4 Karakteristik relai arus lebih dengan kontrol tegangan ........ 282 Gambar 8.5 Karakteristik relai arus lebih dengan penahan tegangan ..... 282 Gambar 8.6 Kurva ketahanan generator terhadap pembebanan tidak seimbang ................................................................................................. 284 Gambar 8.7 Karakteristik V/Hz ................................................................ 287 Gambar 8.8Single blinder scheme ........................................................... 289 Gambar 8.9 Double Lens Scheme ........................................................... 289 Gambar 8.10 Double Blinder Scheme ..................................................... 290 Gambar 8.11 Karakter impedansi pada kondisi hilang eksitasi (loss of field) ................................................................................................................. 292 Gambar 8.12 Skema 1 relai loss of field .................................................. 292 Gambar 8.13 Skema 2 relai loss of field .................................................. 293 Gambar 8.14 Zona proteksi relai jarak dengan CT diantara generator dan transformator generator ........................................................................... 297 Gambar 8.15 Relai jarak dengan 2 zona depan ...................................... 299 Gambar 8.16 Relai jarak dengan 1 zona depan ...................................... 299 Gambar 8.17 Zona proteksi relai jarak dengan CT di netral generator .... 300 Gambar 8.18 Contoh kurva seting relai eksitasi lebih .............................. 306 Gambar 8.19 Contoh kurva out of step .................................................... 308 Gambar 8.20 Contoh kurva out of step dengan diameter relai mho ........ 309 xxix

Gambar 8.21 Contoh kurva seting out of step ......................................... 310 Gambar 8.22 Karakteristik tipikal seting 2 zone relai loss of field ............ 312 Gambar 8.23 Contoh kurva evaluasi seting loss of field .......................... 313 Gambar 9.1 Pengawatan Satu Garis untuk Kelompok Esensial dan Common .................................................................................................. 323 Gambar 9.2 DC Distribution Board .......................................................... 324 Gambar 9.3 Pola 1 sumber ac penamaan swich batere 2 ....................... 326 Gambar 9.4 Pola 2 .................................................................................. 327 Gambar 9.5 Ruang Batere ....................................................................... 328 Gambar 9.6 Wastafel di ruang batere ...................................................... 328 Gambar 9.7 Susunan sel pada Batere ..................................................... 331 Gambar 9.8 Contoh kabel penghubung batere ........................................ 332 Gambar 9.9 Contoh wiring DC ................................................................. 339 Gambar 10.1 File .cfg .............................................................................. 342 Gambar 10.2 File.dat ............................................................................... 342 Gambar 10.3. File.dat .............................................................................. 343 Gambar 10.4 Evaluasi gangguan dari data SOE ..................................... 346 Gambar 10.5 Contoh hasil DFR dalam format softcopy........................... 348 Gambar 10.6 Profil komponen Arus Gangguan. ...................................... 349 Gambar 10.7 Karateristik Arus Gangguan. .............................................. 350 Gambar 10.8 Karateristik Arus Gangguan. .............................................. 350 Gambar 10.9 Profil Arus dan Tegangan pada Sistem Normal. ................ 352 Gambar 10.10 Profil Arus dan Tegangan pada Gangguan. ..................... 353 Gambar 10.11 Profil Arus pada Saat Terjadinya Hubung Singkat ........... 354 Gambar 10.12 Profil Arus dan Tegangan pada Penghantar Ganda ........ 355 Gambar 10.13 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 (LA bay IBT 500/150 kV 500MVA) ............................................................................... 356 xxx

Gambar 10.14 Rekaman di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record Cawang-Muaratawar) .............................................................................. 357 Gambar 10.15 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 ........................ 357 Gambar 10.16 Rekaman di GITET Cawang 26 Maret 2012 .................... 358 Gambar 10.17 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 ........................ 358 Gambar 10.18 Gangguan di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record Cawang-Muaratawar) .............................................................................. 359 Gambar 10.19 Contoh Gangguan Petir dari Data TWS ........................... 359 Gambar 10.20 Rekaman Kembangan-Gandul 1 , Tanggal 29 Juni 2013 (Pohon) .................................................................................................... 360 Gambar 10.21 Rekaman

Suralaya - Balaraja 1, Tanggal 25 Juni 2013

(Pohon) .................................................................................................... 360 Gambar 10.22 Rekaman Bandung Selatan – Cigereleng 2, Tanggal 23 Juni 2013 (Akibat Pohon)......................................................................... 361 Gambar 10.23 Gangguan di Bushing ...................................................... 362 Gambar 10.24 Gangguan di Internal Belitan Trafo .................................. 362 Gambar 10.25 Rekaman IBT 150/70 kV Wayang Windu, Tanggal 01 April 2012 ......................................................................................................... 363 Gambar 10.26 Rekaman IBT 150/70 kV Wayangwindu, Tanggal 01 April 2012 ......................................................................................................... 363 Gambar 10.27 Rekaman IBT 500/150 kV 500 MVA GITET Cibinong, Tanggal 10 April 2012 (Gangguan bushing 150 kV) ............................... 364 Gambar 10.28 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal 25 Februari 2012 (Bersamaan gangguan SUTET Krian-Grati). .............. 365 Gambar 10.29 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal 25 Februari 2012 (REF sisi 500 kV trip bersamaan gangguan

SUTET

Krian-Grati). ............................................................................................. 365 xxxi

Gambar 10.30 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal 25 Februari 2012 (REF sisi 150 kV tidak trip bersamaan gangguan SUTET Krian-Grati). ............................................................................................. 366 Gambar 10.31 Fenomena Inrush Curent saat energize trafo................... 366 Gambar 10.32 Rekaman CT Jenuh sisi 20 kV Trafo-2 (150/20 kV 30 MVA) Tambak Lorok (05-08-2013) .................................................................... 367 Gambar 10.33 Fenomena CT Jenuh ....................................................... 367 Gambar 10.34 Rekaman Mandirancan – Bandung Selatan, Tanggal 04 April 2005................................................................................................. 368 Gambar 10.35 Rekaman Muara Bungo - Kiliranjao, Tanggal 24 Juni 2013 ................................................................................................................. 368

xxxii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Batasan Tegangan Sistem berdasarkan Aturan Jaringan.......... 13 Tabel 2.2 Standar Waktu Pemutusan Gangguan ...................................... 13 Tabel 4.1 Pengelompokan SIR .................................................................. 55 Tabel 4.2 Standar Penggunaan Relai Diferensial di sistem Jawa Bali ....... 93 Tabel 4.3 Waktu deionisasi udara ............................................................ 118 Tabel 5.1 Spesifikasi teknik transformator ............................................... 126 Tabel 5.2 Contoh plat pengenal (name plate) OLTC ............................... 143 Tabel 5.3 Acuan untuk menentukan efek inherent unbalance. ................ 163 Tabel 5.4 Tipikal Seting GFR & SBEF ..................................................... 181 Tabel 5.5 Contoh kemampuan termis transformator ................................ 181 Tabel 5.6 Pertimbangan seting AVR ........................................................ 186 Tabel 5.7 contoh referensi nilai seting berdasarkan nameplate kapasitor 191 Tabel 5.8 Skema Eksekusi relai di Interbus Transformator (IBT) ............ 195 Tabel 5.9 Skema eksekusi Transformator Distribusi ................................ 197 Tabel 7.1 Seting OCR dan OLS IBT ........................................................ 268 Tabel 7.2 Contoh setting UVLS pada GI Pesanggaran ........................... 272 Tabel 8.1 Kemampuan generator terhadap arus tidak seimbang ............ 284 Tabel

8.2

Kemampuan

generator

terhadap

arus

tidak

seimbang

berdasarkan faktor K ............................................................................... 285 Tabel 8.3 Range frekuensi berdasarkan standart IEC 34.3 ..................... 286 Tabel 8.4 Overexcitation Capability (IEEE Std C37.102-2006). ............... 287 Tabel 8.5 Rekomendasi seting relai proteksi generator dan transformator generator ................................................................................................. 316 Tabel 9.1 Contoh instalasi AC ................................................................. 322 Tabel 10.1 Waktu kerja peralatan ............................................................ 351 xxxiii

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1

Latar Belakang

Buku Pedoman dan Petunjuk Sistem Proteksi Transmisi dan Gardu Induk Jawa Bali Edisi Pertama 2013 diharapkan menjawab kebutuhan akan buku panduan resmi yang dapat dijadikan dasar/ acuan dalam mendesain dan mengoperasikan sistem proteksi pada instalasi baru maupun untuk menyesuaikan sistem proteksi eksisting dalam rangka penyempurnaan. 1.2

Tujuan

Buku ini disusun sebagai panduan filosofi, perencanaan dan aplikasi proteksi sistem tenaga listrik P3B Jawa Bali. Buku ini juga sebagai petunjuk, khususnya untuk enjinir PLN P3B Jawa Bali, dalam menentukan spesifikasi teknik sistem proteksi, serta menstandarkan persyaratan proteksi PLN P3B Jawa Bali. Buku ini disusun berdasarkan SPLN, Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali tahun 2007, Standar Internasional seperti IEEE, IEC, dan IEV, paper internasional, referensi pabrikan, regulasi PLN P3B Jawa Bali serta pengalaman dari enjinir PLN P3B Jawa Bali. Isi buku ini dapat diaplikasikan pada instalasi baru maupun instalasi eksisting agar dapat memenuhi persyaratan proteksi P3B Jawa Bali. Buku Pedoman ini tidak membebaskan masing-masing pengguna grid untuk mengevaluasi dan menjaga keamanan peralatan di instalasi masing1

masing agar operasi sistem yang aman (secure), andal, dan efisien dapat tercapai. 1.3

Batasan

Filosofi dan desain dalam buku ini berfokus pada sistem proteksi PLN P3B Jawa Bali meliputi power supply, proteksi sistem, koordinasi proteksi pembangkit,

busbar,

diameter,

transmisi,

reaktor,

kapasitor

dan

transformator pada level tegangan 500 kV, 150 kV, 70 kV dan incoming 20 kV. 1.4

Referensi

Standar yang digunakan dalam buku ini dapat dilihat pada Daftar Pustaka.

2

BAB 2 FILOSOFI DAN REGULASI

2.1.1 Relai Suatu peralatan yang dirancang untuk menghasilkan perubahan pada rangkaian output apabila nilai parameter input telah mencapai nilai yang ditetapkan sebelumnya (SPLN T5.002-1: 2010) 2.1.2 Relai Proteksi Perlengkapan untuk mendeteksi gangguan atau kondisi ketidaknormalan pada sistem tenaga listrik, dalam rangka untuk membebaskan/ mengisolasi gangguan, menghilangkan kondisi tidak normal, dan untuk menghasilkan sinyal atau indikasi (SPLN T5.002-1: 2010) 2.1.3 Waktu Kerja Relai (Relay Operating Time) Rentang waktu sejak gangguan muncul sampai dengan saat kontak keluaran relai terhubung (mengeluarkan perintah trip) (SPLN T5.002-1: 2010) 2.1.4 Waktu Pembebasan Gangguan (Fault Clearing Time) Rentang waktu sejak gangguan muncul sampai gangguan dibebaskan dari sistem (SPLN T5.002-1: 2010) 2.1.5 Zona proteksi (Protection Section) Bagian dari jaringan sistem tenaga, dimana telah diaplikasikan proteksi tertentu. (IEV 448-11-05) Setiap zona proteksi dibatasi oleh PMT. 3

2.1.6 Proteksi utama (Main Protection) Proteksi yang menjadi prioritas pertama untuk membebaskan/ mengisolasi gangguan atau menghilangkan kondisi tidak normal di sistem tenaga listrik. Catatan : untuk suatu instalasi tenaga listrik, dapat digunakan dua atau lebih proteksi utama (SPLN T5.002-1: 2010). 2.1.7 Proteksi cadangan (Backup Protection) Proteksi yang akan bekerja ketika gangguan pada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh proteksi utama. (SPLN T5.002-1: 2010) 2.1.8

Pemutus Tenaga (PMT)

Sebuah alat penghubung mekanis yang dapat menghubung, menghantar dan memutus arus pada keadaan sirkit normal dan juga menghubung selama waktu tertentu menghantar arus serta memutus arus pada keadaan sirkit abnormal tertentu, seperti misalnya hubung-singkat. (SPLN T5.003-1: 2010) 2.1.9

Pemisah (PMS)

Sebuah alat penghubung mekanis yang pada kedudukan terbuka membuat suatu jarak penyekat yang memenuhi persyaratan tertentu (SPLN T5.0031: 2010) 2.1.10

Transformator Arus

Transformator arus berfungsi untuk merubah besaran arus primer menjadi besaran arus sekunder dengan perbandingan tertentu dan mempunyai beda sudut fasa mendekati nol pada polaritas hubungan yang sesuai. Transformator arus dapat disebutkan sebagai CT (Current Transformer). (SPLN T3.003-1: 2011) 4

2.1.11

Transformator Tegangan

Transformator tegangan berfungsi untuk merubah besaran tegangan primer menjadi besaran tegangan sekunder dengan perbandingan tertentu dan mempunyai beda sudut fasa mendekati nilai nol pada polaritas hubungan yang sesuai. Transformator tegangan mengisolasi bagian tegangan primer terhadap peralatan pengukuran. (SPLN T3.003-2: 2011) 2.1.12

Sistem Proteksi

Pengaturan dari satu atau lebih peralatan proteksi, dan peralatan lain yang dimaksudkan untuk melakukan satu atau lebih fungsi proteksi tertentu. Catatan : Suatu sistem proteksi yang terdiri dari satu atau lebih peralatan proteksi, transformator pengukuran, pengawatan, rangkaian tripping, catu daya dan sistem komunikasi bila tersedia. (IEV 448-11-04)

2.2

Filosofi

2.2.1 Tujuan Utama Sistem Proteksi Tujuan utama sistem proteksi adalah sebagai berikut : • Mendeteksi kondisi abnormal pada sistem tenaga listrik • Memerintahkan trip pada PMT dan memisahkan peralatan yang terganggu dari sistem yang sehat, sehingga sistem dapat terus berfungsi. 2.2.2 Pertimbangan Pemilihan Proteksi Dasar pemilihan proteksi sistem tenaga listrik dan sistem proteksi adalah sebagai berikut : •

Mengurangi kerusakan pada peralatan yang terganggu dan peralatan yang berdekatan dengan titik gangguan 5

•

Mengurangi gangguan meluas

•

Meminimalisasi durasi gangguan

•

Meminimalisasi bahaya pada manusia

•

Memaksimalkan ketersediaan listrik untuk konsumen

2.2.3 Zona proteksi Untuk membatasi luasnya sistem tenaga listrik yang terputus saat terjadi gangguan, maka sistem proteksi dibagi dalam zona-zona proteksi. Pada zona perbatasan, zona proteksi harus tumpang tindih (overlap) sehingga tidak ada bagian dari sistem yang tidak terproteksi. Tipikal proteksi dan zona proteksinya ditunjukkan seperti gambar 2.1.

PEMBANGKIT

Prime Mover

TRANSMISI

GARDU INDUK

DISTRIBUSI

G

Gambar 2.1 Zona proteksi

2.2.4 Elemen Sistem Proteksi Elemen – elemen yang membentuk suatu sistem proteksi yaitu : 2.2.4.1 Transformator Arus/Transformator Tegangan : Memberikan informasi mengenai keadaan tenaga listrik (normal atau terganggu) juga berfungsi untuk mengisolasi bagian yang bertegangan 6

tinggi (jaringan yang diamankan) terhadap bagian tegangan rendah (relai pengaman). 2.2.4.2 Relai Pengaman : Berfungsi mendeteksi gangguan atau kondisi abnormal lainnya yang selanjutnya memberi perintah trip pada PMT. 2.2.4.3 PMT : Berfungsi untuk menghubungkan dan memisahkan satu bagian dari jaringan yang beroperasi normal maupun jaringan yang sedang terganggu. 2.2.4.4 Power supply: Berfungsi untuk menyuplai daya ke relai proteksi dan PMT agar relai tersebut dapat mengolah informasi yang diterima dan memberikan perintah ke PMT yang diperlukan. Dengan power supply tersebut PMT dapat melaksanakan perintah yang diterima dari relai pengaman. 2.2.4.5 Pengawatan : Berfungsi menghubungkan semua elemen tersebut di atas membentuk suatu sistem proteksi. Tipikal sistem proteksi ditunjukkan seperti gambar 2.2 sebagai berikut :

7

Perintah buka/ reclose PMT

Masukan I & V

TRANSMISI

Sinyal kirim -terima

RELAI PROTEKSI

RELAI PROTEKSI

Disturbance Recorder Data SCADA Indikasi Relai Catu Daya

Gambar 2.2 Elemen sistem proteksi

2.2.5 Persyaratan Sistem Proteksi Persyaratan desain proteksi harus dipertimbangkan untuk memastikan sistem tenaga listrik Jawa Bali dilengkapi dengan sistem proteksi yang andal.

Persyaratan desain ini digunakan sebagai dasar yang harus

dipenuhi pada aplikasi dan pemilihan sistem proteksi dalam sistem transmisi P3B Jawa Bali, khususnya pada instalasi baru.

Desain juga

harus mempertimbangkan tipe peralatan atau komponen sistem tenaga listrik yang akan diproteksi. Sistem proteksi harus memenuhi persyaratan sebagai berikut : 2.2.5.1 Sensitif Sistem proteksi harus mampu mendeteksi sekecil apapun ketidaknormalan sistem dan beroperasi dibawah nilai minimum gangguan. Studi koordinasi sistem proteksi harus dilakukan untuk menentukan sensitivitas seting dan memastikan relai bekerja dengan benar. 8

2.2.5.2 Selektif Sistem proteksi harus mampu menentukan daerah kerjanya dan atau fasa yang terganggu secara tepat. Peralatan dan sistem proteksi hanya memisahkan bagian dari jaringan yang sedang terganggu. Zona proteksi harus tepat dan memadai untuk memastikan bahwa hanya bagian yang terganggu yang dipisahkan dari sistem pada saat terjadi gangguan atau kondisi abnormal. 2.2.5.3 Andal Kemungkinan suatu sistem proteksi dapat bekerja benar sesuai fungsi yang diinginkan dalam kondisi dan jangka waktu tertentu (IEV 448-12-05) Proteksi diharapkan bekerja pada saat kondisi yang diharapkan terpenuhi dan tidak boleh bekerja pada kondisi yang tidak diharapkan. (SPLN T5.0021: 2010) Keandalan sistem proteksi terbagi dua yaitu : •

Keterpercayaan (Dependability) : Derajat kepastian suatu sistem proteksi tidak mengalami gagal kerja pada kondisi yang diperlukan dalam jangka waktu tertentu. (SPLN T5 002-1 2010) Pemilihan keterpercayaan (dependability) dan keterjaminan (security) harus

diperhatikan

keterpercayaan

dalam

desain

mempertimbangkan

sistem level

proteksi.

tegangan

Pemilihan

sistem

dan

pentingnya peralatan yang diproteksi. Keterpercayaan dapat diperoleh dan ditingkatkan dengan : • Duplikasi

proteksi

utama

dan/atau

proteksi

cadangan

untuk

mengantisipasi kegagalan proteksi utama. • Duplikasi proteksi utama dengan prinsip operasi yang sama dengan skema proteksi yang berbeda. (Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007) 9

• Pemisahan relai proteksi utama dan proteksi cadangan secara fisik. • Proteksi cadangan lokal • Proteksi cadangan jauh • Pemisahan transformator

rangkaian tegangan

sekunder untuk

transformator

proteksi

utama

arus dan

dan

proteksi

cadangan. • Pemisahan sistem power supply DC untuk proteksi utama di level tegangan 500kV. • Menjaga keandalan teleproteksi. •

Keterjaminan (Security) : Derajat kepastian suatu sistem proteksi tidak mengalami kesalahan kerja pada kondisi yang ditentukan dalam jangka waktu tertentu (IEV 448-12-06) (SPLN T5.002-1: 2010). Elemen sistem proteksi diharapkan tidak salah kerja/ stabil pada kondisi sistem yang disyaratkan (di luar zona proteksinya). Pemilihan keterjaminan mempertimbangkan level tegangan sistem dan pentingnya peralatan yang diproteksi. Umumnya diaplikasikan pada proteksi

busbar

yang

mensyaratkan

keterjaminan

tinggi

untuk

mengurangi salah kerja. 2.2.5.4 Cepat Elemen sistem proteksi harus mampu memberikan respon sesuai dengan kebutuhan peralatan yang dilindungi untuk meminimalisasi terjadinya gangguan meluas, lama gangguan dan gangguan pada stabilitas sistem. Desain sistem proteksi harus mempertimbangkan kecepatan pemutusan gangguan untuk memisahkan sumber gangguan. Waktu pemutusan gangguan harus memenuhi nilai yang disyaratkan oleh PLN P3B Jawa Bali, 10

yang mempertimbangkan waktu kerja relai dan sinyal pembawa (FO/ PLC), waktu kerja PMT dan faktor keamanan.

2.2.6 Proteksi Utama dan Cadangan Sistem proteksi suatu peralatan karena berbagai macam faktor dapat mengalami kegagalan operasi. Berdasarkan hal tersebut maka proteksi dapat dibagi dalam dua kelompok, yaitu : 2.2.6.1

Proteksi Utama

Proteksi utama adalah proteksi yang menjadi prioritas pertama untuk membebaskan/ mengisolasi gangguan atau menghilangkan kondisi tidak normal di sistem tenaga listrik (IEV 448-11-13) (SPLN T5.002-1: 2010). 2.2.6.2

Proteksi Cadangan

Proteksi cadangan adalah proteksi yang akan bekerja ketika gangguan pada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh proteksi utama (SPLN T5.002-1: 2010). Proteksi cadangan terdiri dari proteksi cadangan lokal dan proteksi cadangan jauh. Proteksi cadangan lokal adalah proteksi yang akan bekerja ketika gangguan pada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh proteksi utama di tempat yang sama. Contoh : relai arus lebih (OCR) Proteksi cadangan jauh adalah proteksi yang akan bekerja ketika gangguan pada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh proteksi utama di tempat yang lain. Contoh : Z2 relai jarak (distance relay).

11

Koordinasi waktu dibuat sedemikian hingga proteksi cadangan jauh bekerja lebih dahulu dari proteksi cadangan lokal. Walau dimungkinkan bahwa proteksi cadangan jauh akan bekerja lebih efektif dari proteksi cadangan lokal, tetapi hal ini tetap harus diusahakan agar tidak terjadi pemadaman lebih luas. Waktu tunda proteksi cadangan lokal cukup lama sehingga mungkin sekali mengorbankan kestabilan sistem demi keselamatan peralatan. Dengan demikian berarti pula bahwa proteksi cadangan lokal adalah cadangan terakhir pada seksi yang berdekatan demi keselamatan peralatan. Saat ini di sistem 500kV belum mengimplementasikan OCR sebagai proteksi cadangan. OCR hanya dipasang sebagai pengaman sistem dengan mekanisme Load Shedding. 2.3

REGULASI

Regulasi yang digunakan sesuai Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali tahun 2007. 2.3.1 Kondisi Sistem Operasi 2.3.1.1

Variasi Frekuensi

Frekuensi nominal 50 Hz, diusahakan untuk tidak lebih rendah dari 49,5 Hz atau lebih tinggi dari 50,5 Hz, dan selama waktu keadaan darurat (emergency) dan gangguan, frekuensi sistem diizinkan turun hingga 47.5Hz atau naik hingga 52.0 Hz sebelum unit pembangkit diizinkan keluar dari operasi (Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007). 2.3.1.2 Variasi Tegangan Tegangan sistem harus dipertahankan dalam batasan sebagai berikut: 12

Tabel 2.1 Batasan Tegangan Sistem berdasarkan Aturan Jaringan

Tegangan Nominal

Kondisi Normal

500 kV

+5%, -5%

150 kV

+5%, -10%

70 kV

+5%, -10%

20 kV

+5%, -10%

2.3.2 Waktu Pemutusan Gangguan Kecepatan pemutusan gangguan (fault clearing time) ditentukan oleh : -

kecepatan kerja (operating time) relai

-

kecepatan buka pemutus tenaga (circuit PMT)

-

waktu kirim sinyal teleproteksi

Sesuai Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007, waktu pemutusan gangguan proteksi utama : Tabel 2.2 Standar Waktu Pemutusan Gangguan Level Tegangan

Waktu Pemutusan Gangguan

500 kV

90 milidetik

150 kV

120 milidetik

70 kV

150 milidetik

Sedangkan waktu pemutusan gangguan proteksi cadangan jauh adalah 400 - 800 ms. Dengan mempertimbangkan waktu kerja PMT dan waktu yang diperlukan teleproteksi maka kecepatan kerja relai proteksi utama : - Sistem 500 kV maksimal 20 ms pada SIR 10 dan jangkauan seting 80% zone 1. 13

- Sistem 150 kV maksimal 30 ms, pada SIR 10 dan jangkauan seting 80% zone 1 sebesar ≤ 40 ms. - Sistem 70 kV maksimal 35 ms, pada SIR 10 dan jangkauan seting 80% zone 1 sebesar ≤ 50 ms. 2.3.3 Koordinasi Pembangkit -

Setiap unit pembangkit yang tersambung ke sistem/ grid PLN P3B Jawa Bali harus berkontribusi menanggung VAR beban sistem.

-

Semua seting pembangkit baru yang akan tersambung ke sistem/ grid PLN P3B Jawa Bali harus dikoordinasikan dengan seting proteksi P3B untuk memperkecil akibat gangguan pada fasilitas pemakai jaringan terhadap jaringan transmisi.

2.3.4 Syarat Teknik Pemasangan Terkait dengan dengan proses penerimaan relai yang akan dipasang di sistem PLN P3B Jawa Bali terdapat beberapa aturan, yaitu : -

Relai proteksi yang akan dipasang di sistem PLN P3B Jawa Bali harus memenuhi spesifikasi teknis yang disyaratkan PLN P3B Jawa Bali.

-

Relai proteksi utama yang akan dipasang di sistem PLN P3B Jawa Bali harus lulus uji dinamik (relai jarak, relai diferensial penghantar,relai diferensial transformator/ REF, buspro, C) yang telah dikeluarkan oleh PT PLN (Persero) dengan unjuk kerja Dependability Index minimal 99,5 % dan Security Index minimal 99,5 %.

-

Semua relai baru harus menggunakan jenis numerical/ IED dengan standard komunikasi IEC 61850.

-

Proteksi utama dan proteksi cadangan harus terpisah secara fisik/ hardware.

14

-

Untuk sistem proteksi di sistem 500 kV (penghantar dan transformator) digunakan sistem duplikasi dengan tipe/ algoritma yang berbeda.

-

Proteksi cadangan harus terpisah (dedicated) untuk tiap unit, tidak dapat digabung antar unit/ bay yang berbeda (bay penghantar 1 dan bay penghantar 2 tidak dapat digabung dalam satu proteksi cadangan).

-

Semua rel tegangan tinggi yang terhubung ke jaringan transmisi yang merupakan outlet pembangkit atau outlet IBT (500/150 kV atau 150/70 kV) harus dilengkapi dengan proteksi bus diferensial.

-

Semua gardu induk (GI) dengan sistem 1½ PMT dan Double busbar dengan prioritas : GI outlet IBT, GI Pembangkit, dan GI dengan minimal empat arah outlet saluran transmisi harus mempunyai proteksi busbar.

-

Autorecloser merupakan peralatan bantu dapat dipasang dengan hardware tersendiri maupun digabung dengan Relai Jarak/ Diferensial penghantar (relai yang menginisiasi autorecloser) dan Syncrocheck.

-

Pola

autoreclose

yang

diterapkan

pada

SUTT/SUTET

yang

tersambung ke pembangkit adalah SPAR dengan Single shot reclose. Untuk busbar dengan sistem 1½ PMT, PMT sisi busbar dan PMT tengah (PMT AB) keduanya di-reclose-kan namun apabila terjadi keterlambatan reclose salah satu PMT dan PMT yang reclose pertama final trip (gangguan permanen) maka PMT pasangannya tidak akan reclose (diblok). 2.3.5 Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi Alur evaluasi seting relai proteksi PLN P3B Jawa Bali ditunjukkan gambar 2.3 sebagai berikut :

15

Gambar 2.3 3 Alur Kebija akan Evaluas si Seting Rellai Proteksi

16

BAB 3 KOMPONEN SIMETRIS 3.1

Dasar Analisa Sistem Tenaga

Sistem tenaga listrik (Electric Power System) meliputi 3 komponen, yaitu a. Sistem Pembangkitan Tenaga Listrik Pembangkitan, yaitu produksi tenaga listrik, dilakukan dalam pusat tenaga listrik atau sentral, dengan menggunakan penggerak mula dan generator. b. Sistem Transmisi Tenaga Listrik Transmisi, atau penyaluran adalah memindahkan tenaga listrik dari pusat tenaga listrik dengan nilai tegangan transmisi ke Gardu Induk, yang terletak berdekatan dengan pusat pemakaian berupa kota atau industri besar. Saluran transmisi merupakan mata rantai penghubung antara stasiun pembangkit dan sistem distribusi dan menghubungkan dengan sistemsistem daya lain melalui interkoneksi. c. Sistem Distribusi Tenaga Listrik Suatu sistem distribusi menghubungkan semua beban pada daerah tertentu kepada saluran transmisi. Dari Gardu Induk tenaga listrik didistribusikan ke Gardu Distribusi dan ke pemakai atau konsumen. Gambar dibawah ini memperlihatkan secara skematis urutan dan fungsifungsi pembangkitan, transmisi dan distribusi suatu sistem penyediaan tenaga listrik.

17

Arah Energi

Pembangkit

Transmisi

Distribusi

Gambar 3.1 Skema prinsip penyediaan tenaga listrik

3.2

Besaran Perunit

Pada daya yang besar, saluran transmisi biasanya dioperasikan pada tegangan beberapa ratus ribu volt atau beberapa ratus kilovolt (kV). Dayanya beberapa juta watt, volt-ampere, atau VAR atau biasa disebut dengan satuan MW, MVA atau MVAR. Arusnya biasanya beberapa ribu ampere atau kiloampere (kA). Para insinyur sistem tenaga biasanya menyatakan tegangan, arus, dan daya dalam persen atau per-unit (pu). Besaran per-unit adalah rasio antara besaran sebenarnya terhadap besaran dasar. Besaran perunit digunakan untuk menyederhanakan perhitungan pada sistem yang memiliki lebih dari 2 tegangan saling terkoneksi. Jika besaran per-unit dikalikan 100 persen maka didapat besaran dalam persen. Besaran per-unit lebih disukai karena perkalian atau pembagian antara dua besaran per-unit menghasilkan besaran perunit pula. Untuk sistem tiga-fasa, hubungan berikut berlaku : Base Quantities 3

Base MVA,

in kV

Base Voltage, Base Current,

√

in kA

18

Base Impedance,

in Ohms

√

Per Unit Values

Per Unit MVA, Per Unit Voltage, Per Unit Impedance, Per Unit Current, Terkadang dalam prakteknya, impedansi per-unit dari suatu komponen dinyatakan dengan basis yang berbeda dengan basis atau dasar yang digunakan dalam sistem tempat komponen tersebut digunakan. Karena daya dasar yang digunakan dalam suatu analisis harus sama maka kita harus merubah besaran dasar lama menjadi yang baru menurut persamaan berikut :

Contoh 1: Suatu generator 18 kV 500 MVA mempunyai reaktansi X=0.25pu. Jika besaran dasar sistem adalah 20 kV dan 100 MVA, tentukan reaktansi generator dalam dasar yang baru. Jawab 0.25

18 20

100 500

19

0.0405

Contoh 2.

Contoh 3 11.8 KV

11.8/141 KV OHL

~ Salah dalam memilih kVb

132/11 KV

11.8 kV

132 kV

11 kV

Benar dalam 11.8 x 132 = 11.05 kV 141 memilih kVb

132 kV

11 kV

Benar dalam memilih kVb

141 kV

11x 141 132

11.8 kV

20

3.3

Analisa hubung singkat

Sistem tenaga yang besar, dengan wilayah yang luas, sangat rentan dengan

kemungkinan

terjadinya

kerusakan

peralatan

akibat

suatu

gangguan hubung singkat, baik yang bersifat temporer, seperti penghantar udara terkena ranting patah atau layang-layang. Juga yang bersifat permanen seperti kawat penghantar yang putus atau juga petir dan proses switching (manuver jaringan) yang menimbulkan tegangan berlebih yang bisa menyebabkan terjadinya flashover pada isolator. Karena begitu banyaknya kemungkinan gangguan hubung singkat yang mungkin mengakibatkan kerusakan pada peralatan, maka perlu dilakukan analisa hubung singkat dengan tujuan sebagai berikut : 1. Untuk menentukan kemampuan memutus (breaking capacity) dari suatu alat pengaman (CB) 2. Untuk menentukan setting rele pengaman yang harus dipasang agar peralatan pengaman tersebut bekerja secara optimal. Gangguan tidak simetris pada saluran transmisi tiga fasa dapat disebabkan oleh hubungsingkat, perbedaan impedansi akibat pembebanan yang tidak sama, dan penghantar terbuka (open circuit). Untuk melakukan analisis dalam rangkaian tiga fasa yang tidak seimbang dapat dilakukan dengan menggunakan metoda komponen simetris. Teori komponen simetris pertama kali diperkenalkan pada tahun 1918 oleh ilmuwan Amerika yang bernama CL Fortescue. Setelah dilakukan berbagai pengkajian dan penyelidikan serta uji coba, maka beberapa tahun metoda komponen simetris menjadi popular dan hingga saat ini banyak digunakan oleh para enjinir untuk melakukan berbagai perhitungan dan analisa gangguan. 21

Dasar pemahaman dalam metoda komponen simetris adalah bagaimana suatu sistem yang tidak seimbang pada rangkaian tiga fasa dapat diuraikan menjadi fasor-fasor yang seimbang. Himpunan fasor-fasor inilah yang disebut komponen simetris. 3.3.2 Pengertian Fasor Komponen Simetris Pada jaringan tiga fasa seimbang fasor urutan fasa mempunyai besaran yang sama dengan pergeseran sudut fasor sebesar 1200, dimana urutan fasanya berlawanan arah jarum jam mengikuti urutan fasa pada generator (Gambar 3.2 Kondisi Fasor Komponen Simetris.a). Jika terjadi hubung singkat, misalkan pada fasa-T, maka fasor tegangan menjadi tidak seimbang laigi, dimana besaran fasa-T menjadi lebih kecil, sedangkan fasa lainnya (VR & VS) dimungkinkan menjadi lebih besar dari sebelumnya (Gambar 3.2.b) VR

VT

VT

VR

VS

VS

(a) Kondisi Seimbang

(b)Kondisi Gangguan pada Phasa T

Gambar 3.2 Kondisi Fasor Komponen Simetris

Menurut teori komponen simetris, yang tidak seimbang dapat

fasor -fasor pada jaringan tiga fasa

diuraikan menjadi 3 fasor yang seimbang,

yaitu : 22

3.3.2.1

Komponen Urutan Positif

Sifat-sifat : •

Terdiri dari 3 fasa masing-masing fasor mempunyai besaran yang sama dan setiap fasa diberi notasi 1 : a1, b1 dan c1

•

Beda sudut antar fasor adalah 120°

•

Mempunyai urutan fasa yang sama dengan fasor aslinya, yaitu berlawanan dengan arah jarum jam. c

c1

a

a1

b1 b

(a)Urutan Fasor Aslinya

(b)Urutan Positif

Gambar 3.3 Urutan Fasor Komponen Urutan Positif

1.2.1.2 Komponen Urutan Negatif Sifat-sifat : •

Terdiri dari tiga fasa masing-masing fasor mempunyai besaran yang sama dan setiap fasa diberi notasi 2 : a2, b2 dan c2

•

Beda sudut antar fasor adalah 120°

•

Mempunyai urutan fasa yang berlawanan arah dengan fasor aslinya.

23

a2

a

b2

c

•

b

c2

(a) Urutan Fasor Aslinya

(b) Urutan Negatif

Gambar 3.4 Urutan Fasor Komponen Urutan Negatif

3.3.2.2

Komponen Urutan Nol

Sifat-sifat : •

Terdiri dari 3 fasa masing-masing fasor mempunyai besaran yang sama dan setiap fasa diberi notasi 0 : a0, b0 dan c0

•

Antara fasor satu dengan fasor lainnya tidak terdapat perbedaan sudut c0

b0

a0

Gambar 3.5 Urutan Nol

3.3.3 Operator a dan j 3.3.3.1

Operator a

Yang dimaksud operator dalam komponen simetris adalah gradiem arah dari suatu vector arus maupun tegangan. Karena suatu besaran arus atau 24

tegangan selalu digambarkan suatu garis vector yang mempunyai sudut pergeseran yang sama, maka untuk memudahkan dalam perhitungan dipakai notasi operator a dan j. Notasi a adalah gradient vector untuk pergeseran sudut fasor 120° ditulis : a = 1<120° Dalam operasi aritmetik 2 besaran vector v yang sama dan mempunyai pergeseran fasa θ° adalah : v = 1∠φ °

v x v = 1∠0° x 1∠ φ °

φ v = 1∠0°

v² = 1∠ φ °

Operasi aritmetik pergeseran fasor dengan sudut 120°, adalah : Untuk dua kali pergeseran : a x a = 1<120° x 1<120° Æ a2 = 1<240° Untuk tiga kali pergeseran : a2 x a = 1<240° x 1<120° Æ a3 = 1<360° Æ a3 = 1 Digambarkan secara grafik sbb :

-a²

a

-1 = -a³

120°

1 = a³

240°

a²

-a 25

Diuraikan secara bilangan komplek , maka nilai skalarnya adalah : a j sin 120°

a = cos 120° + j. sin 120° a = -0.5 + j. 0.5√3

cos

1

120°

a²

3.3.3.2

Operator j

Operator j adalah bilangan imajiner j = √ -1

3.3.4 Aplikasi komponen simetris 3.3.4.1

Komponen simetris fasor tegangan

Vc1

Va2

Va1 120° 120°

120°

Vb2

Vc0

120°

Vb0

Va0

120° 120°

Vb1 (a)Urutan Positif

Vc2 (b)Urutan Negatif

(c) Urutan Nol

Gambar 3.6 Diagram Phasor Tegangan

Dalam kondisi tegangan tidak seimbang tegangan fasa VA, VB dan VC, dapat diuraikan menjadi komponen fasor-fasor yang positif, negatif dan Nol.

26

seimbang urutan

Va0

Vc1

Va2 Va1

Vc2

Vc0 Vb1

Vb0 Vb2

Gambar 3.7 Diagram Phasor Tegangan

3.3.4.2

Komponen Simetris Fasor Tegangan

Dari gambar di atas : VA = Va0 + Va1 + Va2 VB = Vb0 + Vb1 + Vb2 VC = Vc0 + Vc1 + Vc2 …… (1) Hubungan urutan positif dan negatif Vb1 = 1∠240° * Va1 = a² Va1 Vb2 = 1∠120° * Va2 = a Va2

………………………... (2)

Vc1 = 1∠120° * Va1 = a Va1 Vc2 = 1∠240° * Va2 = a² Va2 ………………………….(3) Karena Va1 = V1 Vb1 = a² V1 Vc1 = a V1

…………………………..(4)

Karena Va2 = V2 27

Vb2 = a V2 Vc2 = a² V2

…………………………..(5)

Va0= Vb0 = Vc0 = V0

………………………………….(6)

(2), (3) & (6) substitusi ke (1) VA = Va0 + Va1 + Va2 VB = Va0 + a² Va1 + a Va2 VC = Va0 + a Va1 + a² Va2 + (VA+VB + VC) = 3Va0 + (1 + a + a²) Va1 + (1 + a + a²) Va2 karena

(1 + a + a²) = 0, maka (VA+VB + VC) = 3Va0 = 3 V0

Tegangan urutan nol

V0 = 1/3 (VA+VB + VC)

….………(7)

Karena :

Vn = VA+VB + VC, V0 = 1/3 Vn atau Vn = 3 V0 VA = V0 + V1 + V2 VB = V0 + a² V1 + a V2 x a² VC = V0 + a V1 + a² V2 xa Maka, VA = V0 + V1 + V2 a²VB = a² V0 + aV1 + V2 a VC = aV0 + a² V1 + V2 + VA+ a² VB + aVC = (1 + a + a²) 3V0 + (1 + a + a²) V1 + 3 V2 VA+ a² VB + aVC = 3 V2 Tegangan urutan negatif :

V2 = 1/3 (VA+ a² VB + a VC) 28

…………(8)

Dengan cara yang sama diperoleh Tegangan urutan Positif

V1 = 1/3 (VA+ a VB + a² VC)

…………(9)

Ditulis dalam bentuk matrik : VA VB VC

1 1 1 1 a² a 1 a a²

=

V0 V1 V2 Vs :Tegangan urutan fasor

A : operator bilangan komplek Vp : Tegangan fasa [ Vs] = [ A-1 ] [ Vp ]

[ Vp] = [ A ] [ Vs ] …………(10) 3.3.4.3

Komponen Simetris Fasor Arus

Ic1

Ia2 120° 120°

Ib2 Ia1

120° 120°

120°

Ic0

Ib0

Ia0

120°

Ib1

(a) Arus urutan Positif

Ic2

(b) Arus urutan Negatif Gambar 3.8 Diagram Phasor Arus

29

(c) ArusUrutan Nol

Dalam kondisi tegangan tidak seimbang, arus fasa IA, IB dan IC, dapat diuraikan menjadi komponen fasor-fasor arus yang

seimbang urutan

positif, negatif dan Nol. Ic1

Ia0

Ic2 Ia1

Ib0

Ia2

Ib1

Ib2

Gambar 3.9 Diagram Phasor Arus

Dari gambar di atas : IA = Ia0 + Ia1 + Ia2 IB = Ib0 + Ib1 + Ib2 IC = Ic0 + Ic1 + Ic2

…………… (11)

Hubungan arus urutan positif dan negatif Ib1 = 1∠240° *Ia1 = a² Ia1 Ib2 = 1∠120° * Ia2 = a Ia2

………………………... (12)

Ic1 = 1∠120° * Ia1 = a Ia1 Ic2 = 1∠240° * Ia2 = a² Ia2 ………………………….(13) Karena Ia1 = I1 Ib1 = a² I1 Ic1 = a I1

……………………….14)

Karena Ia2 = I2 Ib2 = a I2 Ic2 = a² I2 Iao= Ibo = Ico = Io

……………………………...(15) …………………………………(16) 30

(12), (13) & (16) substitusi ke (11) IA = Ia0 + Ia1 + Ia2 IB = Ia0 + a² Ia1 + a Ia2 IC = Ia0 + a Ia1 + a² Ia2 + (IA+IB + IC) = 3Ia0 + (1 + a + a²) Ia1 + (1 + a + a²) Ia2 karena

(1 + a + a²) = 0, maka (IA+IB + IC) = 3Ia0 = 3 I0

Arus urutan nol Karena :

I0 = 1/3 (IA+IB + IC)

….………(17)

In = IA+IB + IC, I0 = 1/3 In atau In = 3 I0

IA = I0 + I1 + I2 IB = I0 + a² I1 + a I2

x a²

IC = I0 + a I1 + a² I2

xa

Maka, IA = I0 + I1 + I2 a²IB = a² I0 + aI1 + I2 a IC = aI0 + a² I1 + I2 + IA+ a² IB + aIC = (1 + a + a²) 3I0 + (1 + a + a²) I1 + 3 I2 IA+ a² IB + aIC = 3 I2 Arus urutan negatif :

I2 = 1/3 (IA+ a² IB + a IC)

…………(18)

Dengan cara yang sama diperoleh : Arus urutan Positif

I1 = 1/3 (IA+ a IB + a² IC)

Ditulis dalam bentuk matrik : 31

…………(19)

IA IB

1 1 =

IC

1

I0

1 a² a

I1

1 a

I2

a²

I : arus urutan fasor A : operator bilangan komplek I : Arus fasa [Ip] = [ A ] [Is ] [Is] = [ A-1 ] [Ip ] ……………………….(20) 3.3.4.4 a. ƒ

Rangkaian Pengganti

Generator Generator dapat dinyatakan sbg sumber tegangan yg terpasang seri dgn reaktansi induktif (xd)

ƒ

Tahanan dalam gen. (Rg) nilainya sangat kecil dan dapat diabaikan. Sistem urutan positif

E I1

V1 = E - I1. Z1

Z1

V1 Sistem urutan negatif E2 I2

E2 = 0 V2 = I2. Z2

Z2

32

Sistem urutan nol Eo = 0

Eo

Vo = Io. Zo

Io

3.3.4.5

Zo

Transformator

Dinyatakan

dengan

reaktansinya

(Xt),

sedangkan

tahanan

belitan,itansi shunt dan pergeseran phase Y-∆ diabaikan. Sistem

urutan

positif ∆

Υ

Xt

Υ

Z1 = j Xt Sistem

urutan

negatif Z2 = j Xt

Berikut

adalah

tabel

yang

menunjukkan

rangkaian

pengganti

transformator dengan metoda ‘a’ dan ‘b’ No

Pentanahan Sistem

Rangkaian Pengganti Urutan Nol

33

1

2

3

4

5

6

7

8

34

9

10

11

12

35

3.3.4.6

Saluran Transmisi / Distribusi

Rangkaian pengganti transmisi tergantung pada panjang saluran : ƒ

Pendek (1-6 km )

ƒ

Saluran Medium (diatas 6 –50 km)

ƒ

Saluran Panjang (diatas 50 km )

a.

Rangkaian Pengganti Saluran Pendek

Dinyatakan dalam impedansi seri, sedangkan itansi shunt diabaikan Z1

Z2

N1

b.

Zo

N2

No

Rangkaian pengganti saluran medium 1) Rangkaian model phi ( Π ) Z1

Z2

Xc1/2

Xc1/2

N1

Xc2/2

Zo Xc2/2

N2

Urutan Positif

Xco/2

Xco/2

No

Urutan Negatif

Urutan Nol

2) Rangkaian model T Z1/2

Z2/2

Z1/2

Xc1 N1

Xc2 N2

Urutan Positif

Zo/2

Z2/2

Zo/2

Xco No

Urutan Negatif

36

Urutan Nol

c.

Beban

Semua beban diabaikan, kecuali motor yang besar (diatas 50HP) dianggap sebagaimesin singkron. 3.3.4.7

Pemodelan Rangkaian Pengganti

E

JARINGAN EKIVALEN URUTAN

V1

POSITIF

JARINGAN EKIVALEN URUTAN

V2

NEGATIF

JARINGAN EKIVALEN URUTAN NOL

VO

1.2.3.3.1. Rangkaian Pengganti Gangguan 3 Phasa ke Tanah Fasa-a Fasa-b Fasa-c

Z

Z

Ic Vb

Zf

Ib

Vc Tegangan urutan posistif :

V1 = I1 * Zf 37

Ia Va

Tegangan urutan negatif :

V2 = I2 * Zf

Tegangan urutan nol :

V0 = I0 * Zf Sehingga rangkaian pengganti menjadi :

0 0

2 2

Maka : 1

1 1

1

1

1

Sehingga 1

1

Atau jika Zf=0 maka 1

38

0 0

1.2.3.3.2. Rangkaian Pengganti Gangguan 2 Phasa Ia Fasa-a

Ib

Fasa-b

Ic

Fasa-c

Zf Vc

Va= Vo + V1 + V2 Vb = Vo + a² V1 + a V2 Vc = Vo + a V1 + a² V2

Ia = Io + I1 + I2 Ib = Io + a² I1 + a I2 Ic = Io + a I1 + a² I2

Rumus umum : Pada kondisi awal di titik gangguan : Ia = 0,

Ib + Ic = 0 ,

Vb =Vc dan

Vb = Ib . Zf + Vc

maka, 0 1 2

1 3 1 3 1 3

Sehingga diperoleh 1 2

0 1 3 1 3 1

2

1 3 1 3

Sehingga diperoleh

0 1 3 1 3

V1

Vb

V2

Rangkaian pengganti menjadi : 39

Dari rangkaian pengganti terlihat bahwa 1

2

1

2

Jika kita asumsikan Zf 0 atau solid grounded dan Z1=Z2 maka 1

2

2 1

1

2 1

1 Oleh karena itu

0

0

2

0

1

2

0

1

Ø

Ø

√3 √3

0.866 3Ø

40

2 1

2 1

1.2.3.3.3. Rangkaian Pengganti Gangguan 2 Phasa ke Tanah Fasa-a

Ia

Ib

Fasa-b

Ic

Fasa-c

Ic

Ib Vc

If

Rumus baku : Va= Vo + V1 + V2

Ia = Io + I1 + I2

Vb = Vo + a² V1 + a V2

Ib = Io + a² I1 + a I2

Vc = Vo + a V1 + a² V2

Ic = Io + a I1 + a² I2

Pada kondisi awal di titik gangguan Ia = 0,

Vb =Vc=0

maka, 1 2 0 0 dan 1 2 0 0 1 1 2 1 2 1 2 0 0 1 0 0 1 0 1

1

2

2

2

41

Vb

Sehingga rangkaian pengganti menjadi

Jika gangguan 2 phasa ke tanah dengan resistance Pada kondisi awal di titik gangguan Ia = 0,

Vb =Vc= (Ib+Ic)Zf

maka, 1

2

0

0

1 3

0

1 3 30

1 3 1 3

1 2

1 3 1 3

1 0

1 3 1 3

2 1 3

0

1

0

1

1

0

1 3

2

1 3 1 3

2

30 30 42

1

0

0 3

Sehingga rangkaian penggantinya menjadi

1.3.3.6.4. Rangkaian Pengganti Gangguan 1 Phasa ke Tanah Ic Ib

Fasa-c Fasa-b Fasa-a

Ia

Ic Zf Va

Rumus umum : I1 = 1/3 ( Ia + a Ib + a²Ic ) I2 = 1/3 ( Ia + a² Ib + aIc ) I0 = 1/3 ( Ia + Ib + Ic ) Pada kondisi awal di titik gangguan : Ib = Ic = 0,

Va = 0 43

Vb

Vc

maka, 1 2

1 3 1 3

1 3 1 3 1 3

0

1 3

Sehingga diperoleh:

1

2

0

........................................................persamaan (i) 1

1

2

2

0

0

Karena Va = 0 maka ; 1 3

1 1 3 3 3

1

3 3

3

1

2

1 3

2 2

1 3

0

1

2

0

1

2

0

0

0

3

3 1

2

0

3

Rangkaian pengganti menjadi : I1 E

URUTAN POSITIF

URUTAN NEGATIF (Z2)

V1 I2 V2

3Zf

Io URUTAN NOL(Zo)

Vo 44

a.

Rangkaian Pengganti Open Circuit 1 Phasa

Fasa-b

sumber

P

Ia

Fasa-a

Va-Va’

Ib

Fasa-c

Q

Vb-Vb’

Ic Va Vb

Vc

Vc-Vc’ Va’

Pada kondisi awal di titik gangguan 0 0 0 1 1 0 3 3 1 1 1 3 3 1 1 2 3 3 1 0 1 2 3 1 2 0 0 Rangkaian pengganti menjadi :

E

~

Urutan Positif (Z1)

Urutan Negatif (Z2)

Urutan Nol (Z0)

45

I1 V1 I2 V2 I0 V0

Vb’ Vc’

3.4

Jenis arus gangguan pada analisa hubung singkat

Jenis arus gangguan dan kegunaanya dalam analisa gangguan adalah sebagai berikut ‐

½ cyc pertama. Impedansi utama untuk ½ cyc pertama merupakan impedansi subtransient. ½ cyc ini juga ditujukan sebagai sub-transient network, karena semua mesin yang berputar direpresantasikan oleh reaktansi sub-transientnya. Arus gangguan pada ½ cyc digunakan untuk mengevaluasi kerja pemutusan PMT Berikut adalah tipe-tipe peralatan beserta tugasnya masing-masing pada ½ cyc tersebut : Fungsi

Jenis peralatan PMT HV

KEmampuan closing dan latching

PMT LV

Kemampuan pemutusan (interrupting capability)

‐

Fuse

Kekuatan bus (bus bracing)

Switsgear dan MCC relay

Setting instant

1.5-4 cyc Digunakan untuk menghitung pemutusan arus gangguan hubung singkat dan peralatan proteksi bekerja setelah gangguan

46

(untuk setting 1.5-4 cyc)

Fungsi

Jenis peralatan Kemampuan

CB HV (>1.0 kV)

pemutusan

(interrupting

pemutusan

(interrupting

capability)

‐

Unfused Low Voltage PCB tanpa

Kemampuan

instant

capability)

Semua PMT LV lainnya

N/A

Fuse

N/A

Switchgear and MCC bus

N/A

Kondisi Steady state atau 30 cyc berikutnya Digunakan untuk menghitung arus hubung singkat steady state dan kerja beberapa peralatan proteksi (setting 30 cyc) setelah terjadi gangguan (relay proteksi dengan setting waktu tunda) Jenis-jenis komponen pada power sistem beserta representasinya dalam 30 cyc ditunjukkan pada table berikut. Sebagai catatan, mesin-mesin induksi , motor sinkron , dan kondesor tidak masuk kedalam perhitungan gangguan 30 cyc. Impedansi perhitungan 30 cyc

Type sumber Power utility/grid

Zs”

PEmbangkit

Zdv’

Motor Induksi

Infinitive impedance

Motor Sinkron

Xd

Table Impedansi perhitungan 30 cyc

47

BAB 4 PROTEKSI PENGHANTAR 4.1

Definisi dan Istilah

4.1.1 Saluran transmisi Saluran yang berguna menyalurkan tenaga listrik.(IEV 151-12-31). 4.1.2

Saluran sirkit tunggal (Single circuit line)

Suatu saluran udara yang hanya mempunyai satu sirkit. (lEV 400-01-08). 4.1.3 Saluran sirkit ganda (Double circuit line) Suatu saluran udara terdiri dari dua sirkit yang terpisah pada jaringan yang sama yang dibangun pada tiang-tiang yang sama. (lEC 25-25-010). 4.1.4 Sirkit Radial (Radial Circuit) Suatu sistem atau bagian dari sistem yang terdiri dari satu saluran yang disuplai dari satu sumber suplai. (IEV 400-01-08) 4.1.5 Direct Transfer Trip (DTT) Suatu metode pembukaan PMT dari jauh dengan cara mengirim sinyal melalui saluran komunikasi. (SPLN T5.002-2:2010) 4.1.6 Knee Point Voltage (Tegangan Lutut) Nilai rms dari tegangan sinusoidal pada frekuensi rata-rata yang di implementasikan pada terminal sekunder dari transformator, saat belitan lain dalam kondisi rangkaian terbuka, dimana ketika tegangan di naikkan sebesar 10 % akan menyebabkan nilai rms dari arus akan naik sebesar 50 %. (IEV 321-02-34)

48

44.1.7 Burd den Burden pad da transforrmator adallalah imped dansi pada a rangkaian n sekunder.. Burden um mumnya din nyatakan sebagai dayya yang disserap oleh rangkaian n ssekunder

pada

fak ktor

daya

pada

be esaran

arrus

sekun nder

(atau u

ttegangan).(IEV 321-01-25) 44.1.8 Protteksi unit Proteksi ya ang berope erasi dan seksi yang g diamankkan bergan ntung pada a perbanding gan besaran elektrik pada p masin ng – masin ng ujung da aerah yang g d dilindungi. (IEV 448-11-09) 44.1.9 Interrtripping Intertripping g atau tran nsfer trip me erupakan kondisi k trip pemutus te enaga oleh h ssinyal yang g diinisiasi dari d protekssi di sisi rem mote kepad da proteksi lokal. 44.1.10 Pow wer Swing Suatu feno omena dimana fasa pada p dua atau a lebih sumber s me enjadi tidakk sstabil atau berfluktua asi. Power swing dap pat disebabkan oleh gangguan n pada sistem m, lepas sinkron s anta ara dua su ubsistem, perubahan p arah aliran n d daya seba agai akibatt switching g jaringan, perubahan n besar be eban yang g mendadak,, terlepasny ya saluran penghubun ng utama antara a dua subsistem// tie line (SPLN T5.002--2:2010). 44.1.11 Sou urce to Imp pedance Ra atio (SIR) A Adalah perrbandingan impedansi sumber terhadap imp pedansi pen nghantar. 44.1.12 Dead time Interval waktu w antara saat autoreclose a e diinisiasi oleh relai sampaii autoreclose e memberi perintah menutup PMT. (SPLN T5.002-2:20 T 010)

49

4.1.13 Reclaim time Interval waktu antara saat autoreclose memberi perintah menutup PMT sampai relai autoreclose siap untuk merespon gangguan berikutnya (setelah berhasil menutup PMT kembali). (SPLN T5.002-2:2010) 4.2

Gangguan Penghantar

Untuk keperluan proteksi, penghantar didefinisikan mulai dari lokasi circuit breaker (atau peralatan pemutus lainnya) yang berfungsi mengisolir penghantar dari sistem lainnya. Penghantar ini termasuk DS line, konduktor, kabel bawah tanah dan peralatan apparatus (termasuk line trap, series capacitors, shunt reactors, dan autotransformers) yang terdapat antara kedua circuit breaker. (IEEE 37.113.1999 ) Saluran transmisi dapat berupa saluran udara, saluran kabel maupun kombinasi dari keduanya. Saluran transmisi udara menggunakan proteksi saluran udara, saluran transmisi kabel menggunakan proteksi saluran kabel. Saluran transmisi yang terdiri dari kombinasi antara saluran kabel dan saluran udara, maka digunakan proteksi saluran kabel atau proteksi yang terpisah antara kabel dan saluran udara. 4.2.1 Gangguan Pada Saluran Udara Gangguan pada saluran udara dibagi atas tiga kategori (NPAG, Edition May 2011): ‐

Transien

‐

Semi permanen

‐

Permanen

Sebanyak 70 - 90 % dari gangguan pada saluran udara adalah transien (IEEE Power Systems Relaying Committee; Automatic Reclosing of Transmission Lines; IEEE Transactions, Vol. PAS-103, Feb. 1984). 50

4.2.2 Penyebab Gangguan pada Saluran Udara Tegangan Tinggi ‐

Petir

‐

Layang – Layang

‐

Pohon

‐

Kelembaban

‐

Polutan (Garam, limbah Industri petrokimia, pasir besi)

‐

Binatang

‐

Broken Conductor

4.2.3 Penyebab Gangguan pada Saluran Kabel Tegangan Tinggi ‐

Penggalian tanah

‐

Overload

‐

Oil Leakage

‐

Aging / umur

Sebagian besar gangguan pada saluran udara adalah gangguan temporer sehingga untuk mempertahankan kontinuitas penyaluran digunakan autorecloser, sedangkan pada saluran kabel gangguan yang terjadi adalah gangguan yang bersifat permanen sehingga tidak diperlukan penerapan autorecloser. 4.3

Persyaratan Pemakaian Relai

Pemakaian relai penghantar di sistem Jawa Bali harus memenuhi persyaratan sebagai berikut : a. Pola proteksi yang diterapkan dalam saluran penghantar tegangan ekstra tinggi menggunakan 2 (dua) sistem proteksi, yaitu proteksi utama – a (LP a) dan proteksi utama - b (LP b). Perangkat keras Proteksi 51

Utama-a dan Proteksi Utama-b mulai dari core CT/CVT, relai, sistem dc, wiring sampai dengan tripping coil PMT harus terpisah. b. Pola proteksi yang diterapkan dalam saluran penghantar tegangan tinggi harus dilengkapi proteksi utama dan proteksi cadangan. Fungsi proteksi utama harus terpisah secara hardware dengan fungsi proteksi cadangan lokal mulai dari pasokan DC sampai dengan tripping coil PMT satu kesatuan hardware (misalnya autorecloser,recorder dan lainnya). c. Untuk sistem satu setengah PMT, autorecloser untuk satu bay penghantar berupa satu buah autorecloser eksternal (terpisah secara hardware dengan proteksi utama) atau dapat menggunakan autoreclose internal relai proteksi utama saluran dengan syarat inisiate autoreclose dari salah satu relai proteksi utama – a (LP – a) atau relai proteksi utama – b (LP – b) d. Untuk sistem Double busbar dan Single busbar,

autorecloser untuk

satu bay penghantar dapat dipasang dengan hardware tersendiri maupun digabung dengan relai jarak / relai diferensial penghantar (relai yang menginisiasi autorecloser) dan synchrocheck.

4.4

Aspek Teknis Peralatan

4.4.1 Pada SUTT/SUTET konfigurasi satu setengah PMT Aspek teknik peralatan proteksi saluran udara sistem 500 kV dan 150kV dengan konfigurasi satu setengah PMT sebagai berikut : a.

Current Transformer (CT) yang digunakan adalah CT pada penghantar atau penjumlahan dari CT diameter yang mengapit bay penghantar tersebut. (SPLN T5.002-2:2010).

52

b.

CT yang digunakan pada penghantar 500 kV harus mempunyai core terpisah antara proteksi utama - a (Lp a) dan proteksi utama – b (Lp b) dengan kelas CT TPY (dua core CT kelas TPY). Pemilihan kelas CT TPY karena jenis ini mempunyai faktor remanansi yang sangat kecil sehingga sesuai untuk operasi high-speed Auto-Reclose yang menggunakan pola SPAR.

c.

Transformator

tegangan

menggunakan

capacitive

voltage

transformer yang mempunyai core untuk kelas proteksi dan mempunyai kapasitas (burden) sesuai dengan kebutuhan sistem proteksi. CVT dipasang pada masing – masing bay penghantar (sebagai input tegangan bagi relai jarak dan DEF) d.

Jenis PMT yang digunakan harus mendukung pola SPAR (Single Pole Autoreclose) yaitu single pole dan mempunyai urutan kerja pengenal : O – t – CO – t’ – CO (IEC 62271-100) Dimana : t = 3 menit untuk PMT yang tidak diperuntukkan untuk AR cepat t = 0.3 detik untuk PMT yang diperuntukkan untuk AR cepat (dead time) t’ = 3 menit catatan : Dapat juga dipilih t’=15 detik dan t’=1 menit untuk PMT yang diperuntukkan untuk AR cepat (IEC 62271-100) Pemilihan waktu PMT menutup kembali sesuai dengan kondisi PMT.

e.

PMT harus memiliki 2 (dua) tripping coil untuk proteksi utama - a (Lp a) dan proteksi utama – b (Lp b).

53

4.4.2 Pada SUTT konfigurasi Double dan Single Busbar Aspek teknik peralatan proteksi saluran udara sistem 150kV (Double busbar dan Single busbar) : a. CT yang digunakan harus mempunyai core terpisah antara proteksi utama dan proteksi cadangan. Kelas dan kapasitas (burden) CT untuk proteksi disesuaikan dengan kebutuhan. b. Menggunakan dua core CT kelas P sebagai inputan proteksi utama dan proteksi cadangan. c. Transformator

tegangan

menggunakan

capacitive

voltage

transformer yang mempunyai core untuk kelas proteksi dan mempunyai kapasitas (burden) sesuai dengan kebutuhan sistem proteksi. CVT dipasang pada masing – masing bay penghantar (sebagai input tegangan bagi relai jarak dan DEF). d. Jenis PMT yang digunakan harus mendukung pola SPAR (Single Pole Autoreclose) yaitu Single pole dan mempunyai urutan kerja pengenal : O – t – CO – t’ – CO (IEC 62271-100) Dimana : t = 3 menit untuk PMT yang tidak diperuntukkan untuk AR cepat t = 0.3 detik untuk PMT yang diperuntukkan untuk AR cepat (dead time) t’ = 3 menit catatan : Dapat juga dipilih t’=15 detik dan t’=1 menit untuk PMT yang diperuntukkan untuk AR cepat (IEC 62271-100) Pemilihan waktu PMT menutup kembali sesuai dengan kondisi PMT.

54

4.5

Proteksi Utama pada Saluran Transmisi

Adapun faktor yang mempengaruhi pemilihan jenis relai penghantar adalah panjang saluran transmisi yang didasarkan pada perbandingan impedansi sumber

terhadap

impedansi

saluran

yang

diproteksi

(SIR).

SIR

menunjukkan kekuatan sistem yang akan diproteksi, semakin kecil SIR berarti semakin kuat sumber yang memasok saluran transmisi tersebut. Pengelompokan SIR sebagai berikut: Tabel 4.1 Pengelompokan SIR

Panjang Saluran

SIR

Saluran Pendek

SIR ≥ 4

Saluran Sedang

0.5 ≤ SIR ≤ 4

Saluran Panjang

SIR ≤ 0.5

Pada asplikasinya, untuk saluran panjang dan saluran sedang digunakan relai jarak sementara untuk saluran pendek digunakan relai differensial penghantar. Proteksi utama saluran transmisi terdiri atas proteksi relai jarak dan proteksi relai differensial. Untuk proteksi utama di sistem 500 kV diprioritaskan menggunakan relai differensial penghantar. 4.5.1 Relai Jarak Relai jarak adalah relai penghantar yang prinsip kerjanya berdasarkan pengukuran impedansi penghantar. Impedansi penghantar yang dirasakan oleh relai adalah hasil bagi tegangan dengan arus dari sebuah sirkit. Relai ini mempunyai ketergantungan terhadap besarnya SIR dan keterbatasan 55

sensitivitas untuk gangguan satu fasa ke tanah. Relai ini mempunyai beberapa karakteristik seperti mho, quadrilateral, reaktans, adaptive mho dan lain-lain. Sebagai unit proteksi relai ini dilengkapi dengan pola teleproteksi seperti PUTT, POTT dan blocking. Jika tidak terdapat teleproteksi maka relai ini berupa step distance saja. (SPLN T5.0022:2010) Relai jarak sebagai proteksi utama mempunyai fungsi lain yaitu sebagai proteksi cadangan jauh (remote backup) untuk penghantar di depan maupun belakangnya (Zone-2, Zone-3, Zone-3 reverse). Relai ini biasanya dilengkapi dengan elemen power swing blocking untuk mencegah malakerja relai akibat ayunan daya (power swing). Relai jarak mengukur tegangan pada titik relai dan arus gangguan yang terlihat dari relai, dengan membagi besaran tegangan dan arus, maka impedansi sampai titik terjadinya gangguan dapat ditentukan. Perhitungan impedansi dapat dihitung menggunakan rumus sebagai berikut :

Dimana, Zf

: Impedansi gangguan (ohm)

Vf

: Tegangan gangguan (Volt)

If

: Arus gangguan (Amp)

Relai jarak akan bekerja dengan cara membandingkan impedansi gangguan yang terukur dengan impedansi seting, dengan ketentuan : a.

Bila nilai impedansi gangguan lebih kecil dari pada impedansi seting relai maka relai akan trip. 56

b.

Bila nilai impedansi gangguan lebih besar dari pada impedansi seting relai maka relai tidak trip.

4.5.1.1

Karakteristik Relai Jarak yang Digunakan di P3B Jawa

Bali 1) Mho Ciri-ciri : -

Titik pusatnya bergeser sehingga mempunyai sifat directional.

-

Mempunyai keterbatasan untuk mengantisipasi gangguan tanah high resistance. Gangguan high resistance akan menambah nilai Rf (tahanan gangguan) sehingga relai akan bekerja di luar zona proteksinya (gangguan yang berada di zone-1 namun karena bersifat resistif sehingga relai membacanya sebagai zone-2), begitu pula jika terdapat jenis gangguan kapasitif maupun induktif. Gangguan akan menambah nilai Xf (reaktansi kapasitif atau induktif gangguan) sehingga akan bekerja di luar zona proteksinya.

-

Bisa digunakan untuk karakteristik gangguan fasa-fasa

Gambar 4.1 Karakteristik Mho

57

2) Quadrilateral Ciri-ciri : -

Karateristik quadrilateral merupakan kombinasi dari 3 macam komponen yaitu : reactance, berarah dan resistif.

-

Dengan seting jangkauan resistif cukup besar maka karakteristik relai quadrilateral dapat mengantisipasi gangguan tanah dengan tahanan tinggi (high resistance). Dengan batasan jangkauan resistif kurang dari 50 % impedansi beban.

-

Umumnya pada relai elektromekanik dan statis kecepatan relai dengan karakteristik quadrilateral lebih lambat dari jenis mho. Pada relai

numerik

yang

telah

menggunakan

digital

sinyal

microprocessor (DSP) kecepatan antara karakteristik mho dan quadrilateral relative sama. -

Bisa digunakan untuk karakteristik gangguan fasa-fasa dan fasatanah

Gambar 4.2 Karakteristik Quadrilateral

4.5.1.2

Pola Pengaman Pada Relai Jarak

Pola pengaman pada relai jarak ditentukan berdasarkan kebutuhan untuk keamanan peralatan maupun keandalan operasi namun disisi lain tidak mengesampingkan aspek-aspek investasi. 58

1) Pola Basic Pola basic pada relai jarak merupakan pola kerja relai jarak yang bekerja instance pada area seting zone-1, bekerja dengan backup time untuk zone-2 dan zone-3 tanpa dilengkapi fasilitas teleproteksi (sending receive sinyal pada saat relai mendeteksi adanya gangguan)

Gambar 4.3 Pola basic

2) Pola Teleproteksi Pada dasarnya relai jarak memberikan tripping seketika untuk gangguan pada kawasan zone-1, yang mencakup sekitar 80 % dari panjang saluran. Sedangkan untuk gangguan di luar daerah zone-1 relai akan trip dengan waktu tunda. Untuk kehandalan sistem diperlukan fasilitas teleproteksi agar gangguan sepanjang saluran dapat ditripkan dengan seketika pada kedua sisi ujung saluran.

59

Pola ini dapat digambarkan sebagai berikut :

Gambar 4.4 Pola pengaman teleproteksi

a.

Pola PUTT (Permissive Underreach Transfer Trip) Prinsip Kerja dari pola PUTT : Pola ini umumnya dioperasikan/ diterapkan pada relai jarak sebagai proteksi untuk saluran transmisi panjang dan menengah. -

Pengiriman sinyal carrier dilakukan bila gangguan dirasakan pada zone-1

-

Trip seketika (waktu zone-1) terjadi pada dua kondisi sebagai berikut : (1). Gangguan pada zone-1 (2). Relai mendeteksi gangguan pada zone-2 dan menerima sinyal carrier dari GI lawan

Sehingga diagram logikanya dapat digambarkan sebagai berikut :

60

Gambar 4.5 Pola PUTT

Kelebihan pola PUTT -

Untuk gangguan di daerah ujung saluran yang diamankan (zone-2), relai di kedua ujung saluran yang diamankan akan trip seketika karena menerima sinyal trip dari relai di ujung lawannya.

Gambar 4.6 Kelebihan pola PUTT

61

-

Jika pengiriman sinyal gagal, relai diharapkan masih bisa selektif artinya relai masih bekerja walaupun dengan pola basic.

-

Komunikasi cukup membutuhkan channel half duplex.

Kekurangan pola PUTT: -

Adanya sinyal trip palsu dari relai B akan menyebabkan relai A bekerja seketika untuk gangguan diluar daerah yang diproteksi tetapi masih zone-2, sehingga relai tidak selektif.

Gambar 4.7 Kekurangan pola PUTT

-

Jika pengiriman sinyal gagal, dari A ke B tidak akan terjadi trip seketika

tetapi

trip

dengan

t2

(Iebih

lambat)

sesuai

penyetingan relai. -

Trip seketika bisa tidak terjadi jika pada salah satu ujung saluran tidak ada/ kecil infeed (pembangkitan), hal ini dapat digambarkan sebagai berikut :

62

•

Pada

saat

terjadi

gangguan relai A akan mengirimkan sinyal trip ke B tetapi B tidak melihatnya sebagai

zone-2

karena

arus yang mengalir melalui relai B sangat kecil G •

Ketika

PMT

terbuka, melalui

A

arus B

sudah mengalir

(sehingga

B

melihat zone 2) tetapi relai tidak akan trip seketika karena

relai

A

sudah

berhenti mengirim sinyal Gambar 4.8 Pola PUTT pada kondisi Weak Infeed

- Pada penghantar pendek penggunaan relai jarak pola PUTT tidak direkomendasikan untuk digunakan. Penghantar pendek dengan nilai resistif yang besar akan membuat relai bekerja diluar daerah kerjanya. - Kelemahan PUTT pada gangguan High resistance. Kedua relai akan membaca sebagai zone-2 b.

Pola POTT (Permissive Overreach Transfer Trip) Prinsip kerja pola POTT: Pola POTT umumnya diterapkan pada saluran transmisi dengan panjang pendek dan menengah : 63

•

Pengiriman sinyall carrier dila akukan bila a gangguan n dirasakan n one-2 starting. pada zo

•

Trip se eketika (w waktu zone e-1) terjadi pada du ua kondisii sebaga ai berikut : (1). Ga angguan pada zone-1 (2). Relai mendete eksi gangguan pada zone-2 z dan n menerima a sinyal carrier c dari GI lawan

S Sehingga diagram d log gikanya dap pat digamba arkan sebagai berikut::

Gamb bar 4.9 Pola POTT

Kelebihan Pola POTT T -

g gah salura an dengan n Untuk gangguan yang terjadi diteng ganggua an

tahana an

tinggi,

dimana

kedua

r relai

akan n

merasak kan impeda ansi zone-2 2 starting, relai di ke edua ujung g saluran yang diam mankan akkan trip seketika kare ena sama-sama me enerima sin nyal trip darri relai diuju ung yang la ain. K Kekuranga n pola POT TT:

64

-

Jika pengiriman sinyal gagal, dari A ke B tidak akan terjadi trip seketika tetapi trip dengan t2 (Iebih lambat) sesuai penyetingan relai dikedua sisi.

-

Jika pada saat yang bersamaan terjadi gangguan diluar daerah yang diamankan, maka relai kedua sisi akan ikut bekerja secara instantaneous (tidak selektif).

Gambar 4.10 Kekurangan pola POTT

c.

Pola Blocking Pola ini umumnya dioperasikan/ diterapkan pada relai jarak sebagai

proteksi

untuk

saluran

transmisi

pendek.

Untuk

kedepannya disarankan untuk tidak menerapkan pola blocking pada transmisi pendek tapi direkomendasikan menggunakan line current differensial. •

Pengiriman sinyal blocking (agar relai tidak bekerja) dilakukan oleh zone arah belakang (reverse).

•

Jika relai A merasakan gangguan di zone-2 dan relai B mendeteksi gangguan tersebut pada zone-3 reverse, maka relai B akan mengirim sinyal blocking ke relai A sehingga relai A tidak trip seketika tetapi trip dengan waktu tunda t2 (waktu zone-2). 65

•

Trip seke etika akan terjadi t untu uk dua kond disi berikut : 1. Gang gguan pada a zone-1 2. Relai mendete eksi zone-2 2 dan tidak menerima sinyall block king Diagram m logikanya adalah seb bagai beriku ut :

Gam mbar 4.11 Diiagram logik ka pola block king

ola blocking g Kelebihan po •

T seketik Trip ka akan terrjadi untuk gangguan didalam da aerah yang g d diamankan

•

T seketik Trip ka masih akan a terjadi walaupun di ujung te erminal lain n t tidak terdap pat/ sedikit infeed (pem mbangkitan n)

•

C Cukup mem mbutuhkan channel ko omunikasi Single S (halff duplex)

Kekkurangan pola blocking -

J Jika pengirriman sinyal gagal, trip t seketikka akan terjadi untukk g gangguan pada p salura an seksi be erikutnya (zone-2), seh hingga relaii b bekerja tida ak selektif

-

Relai jarak yang dibutuhkan haru us merk dan n type sejenis 66

4.5.1.3 a.

Filosofi pemilihan Zone Pengamanan Pada Relai Jarak

Pemilihan zone-1 Sebagai proteksi utama, jangkauan zone-1 harus mencakup seluruh saluran yang diproteksi. Namun dengan mempertimbangkan adanya kesalahan-kesalahan dari data konstanta saluran, CT, PT dan peralatan-peralatan lainnya sebesar 20 %, maka zone-1 relai diset 80 % dari panjang saluran yang diamankan.

Z1 = 0.8 * ZL1 Waktu kerja relai adalah seketika, sehingga tidak dilakukan penyetingan waktu. b.

Pemilihan zone-2 Jangkauan zone-2 harus mencakup hingga busbar di depannya (near end bus) namun tidak boleh overlap dengan zone-2 relai jarak di seksi berikutnya. Dengan mengasumsikan kesalahan-kesalahan seperti pada penyetingan zone-1 sekitar 20 %, maka didapat penyetingan minimum dan maksimum untuk zone-2 sebagai berikut :

Z2 min = 1.2ZL1 Z 2 max = 0.8 * (Z L1 + (0.5Z L 2 ) * K ) dimana :

Z L1 =impedansi saluran yang diamankan Z L 2 =impedansi saluran berikutnya yang terpendek (dalam Ω) K = infeed factor (K = 1 s.d 2) Jika pada saluran seksi berikutnya terdapat beberapa cabang, untuk mendapatkan selektifitas yang baik maka seting Z2max diambil 67

dengan nilai impedansi penghantar (Ohm) yang terkecil seperti terlihat pada contoh dibawah ini :

Gambar 4.12 Saluran seksi dengan banyak cabang

-

Untuk keadaan dimana Z2max>Z2min maka seting zone-2 diambil = Z2max dengan t2 = 0.4 detik.

Gambar 4.13 Saluran seksi dengan kondisi Z2max>Z2min

-

Jika saluran yang diamankan jauh lebih panjang dari saluran seksi berikutnya maka akan terjadi Z2max < Z2min. Pada keadaan demikian untuk mendapatkan selektifitas yang baik, maka zone-2 = Z2min dengan seting waktunya dinaikkan satu tingkat (t2=0.8 detik) , seperti terlihat pada gambar di bawah ini : 68

Gambar 4.14 Saluran seksi dengan kondisi Z2max < Z2min

-

Jika pada gardu induk di depannya terdapat transformator daya, maka jangkauan zone-2 tidak melebihi impedansi transformator ZTR = 0.8 (ZL1 + k.Xt), dimana k = bagian transformator yang diproteksi nilai k direkomendasikan = 0.5. Hal ini dimaksudkan jika terjadi gangguan pada sisi LV Transformator,relai jarak tidak bekerja.

c.

Pemilihan zone-3 Jangkauan zone-3 harus mencakup dua busbar GI didepannya yang terjauh (far end bus) sehingga diperoleh penyetingan zone-3 sebagai berikut :

Z 3 min = 1.2(Z L1 + K * Z L3 ) Z 3 max1 = 0.8 * (Z L1 + ((1.2 * Z L3 ) * K )) Z 3 max 2 = 0.8 * (Z L1 + (0.8 * ((Z L3 + 0.8 * Z L 4 ) * K ))

ZTR = 0.8 * (Z L1 + (0.8 * Xt)) Dimana,

Z L1

: impedansi saluran yang diamankan

Z L3

: impedansi saluran saluran berikutnya yang terpanjang (dalam Ω) 69

Z L4

: impedansi saluran dari far end bus yang terpendek (dalam Ω)

K

: infeed factor jika terdapat pembangkit di busbar GI di depannya (K = 1 s.d 2)

Zone-3 dipilih yang terbesar dari ZL1,Zl2 dan Zl3 namun tidak melebihi nilai Ztr. Pemilihan 1.6 detik apakah agar melebihi wktu pole discrepancy 1.5 detik dan DEF backup. Zone-3 memiliki seting waktu 1.6 detik dan jika saluran yang diamankan

adalah

penghantar

radial,

maka

seting

zone-3

diharapkan tidak melebihi 80% impedansi transformator didepannya. d.

Zone 3 reverse Penggunaan zone 3 reverse pada sistem Jawa Bali sudah mulai ditinggalkan pada penerapan seting relai-relai baru. Hal ini karena pola blocking yang menggunakan zone-3 reverse sebagai pengirim carrier amat tergantung dengan keandalan teleproteksi. Namun pola blocking pada saluran transmisi eksisting 150 dan 70 kV di Jawa Barat dan Jawa Timur masih digunakan. Untuk seting Zone 3 reverse dipilih sebagai berikut :

Z 3rev = 0.1* Z L1 Relai jarak yang tidak mempunyai range sampai 10% ZL1 maka digunakan seting minimum. Waktu kerja dari zone-3 reverse adalah 1.6 detik e.

Jangkauan Resistif Relai Jarak pada saluran udara harus sensitif terhadap gangguan 1fasa ke tanah yang bersifat resistif yang diakibatkan pohon, tegakan, dan lain-lain. Pada saluran udara yang banyak melintasi pohon, 70

seting relai jarak harus mencakup besaran tahanan gangguan pohon (antara 20-40 ohm). Prinsip jangkauan resistif (Rb) tidak melebihi dari setengah beban (50% ZBEBAN). Untuk gangguan fasa-fasa, seting resistif (Rb) yang menggunakan karakteristik quadrilateral harus memperhitungkan tahanan akibat busur api yang ditunjukkan oleh persamaan Warrington berikut ini: 28710 2

.

Dimana, Lc

: Jarak konduktor fasa (minimum 8 m untuk level tegangan 500 kV, 3 m untuk level tegangan 150 kV dan 1.5 m untuk level tegangan 70 kV)

f.

Seting Ayunan Daya Relai jarak harus tahan terhadap kondisi ayunan daya (power swing) pada sistem. Oleh karena itu untuk menghindari terjadinya mala kerja pada saat terjadi kondisi power swing maka relai jarak direkomendasikan di-block untuk semua zone. Seting untuk power swing blocking adalah 120%-130% jangkauan terluar (setting jangkauan resistif zone 3)

g.

Switch On To Fault (SOTF) SOTF adalah fitur dari relai jarak yang berfungsi untuk mentripkan PMT dengan tanpa tunda waktu (seketika) guna mengantisipasi ketidaksiapan relai jarak apabila terjadi gangguan pada saat pemberian tegangan (energizing) atau pada saat menutup PMT secara manual maupun menggunakan autorecloser. Setingan yang digunakan untuk SOTF bervariasi tergantung pabrikan relai. 71

Beberapa relai menggunakan komponen tegangan dan arus sebagai parameter input bagi SOTF zone. SOTF pola zone ditunjukkan pada Gambar 4.15.

Gambar 4.15 SOTF pola zone (voltage and current level detector)

Komponen arus dan tegangan ini juga dapat digunakan sebagai status untuk mendeteksi PMT telah terbuka. (Open pole detection). Komponen arus yang digunakan sebagai status PMT (I level) harus lebih kecil dari arus beban, untuk menyakinkan bahwa CB sudah dalam kondisi terbuka. Setting tipikal pada OHL dan UGC adalah 0.2 In, dapat turun menjadi 0.1 In atau 0.05 In jika bus terdapat infeed dengan SIR yang besar (SIR>4). Sedangkan untuk komponen tegangan harus lebih kecil dari tegangan fasa-netral dengan setting tipikal 0.7 Vn. P3B JB saat ini menerapkan open pole detection adalah langsung dari status PMT di switchyard bukan dari setting komponen arus dan tegangan. Sedangkan pada beberapa relai hanya menggunakan komponen arus sebagai parameter input SOTF over current (pola current fault detector) seperti pada Gambar 4.16. Umumnya besar setting SOTF pada relai jenis ini adalah 2 kali arus nominal. 72

Gambar 4.16 SOTF pola current fault detector

SOTF setelah proses autoreclose (gangguan permanen) di relai pabrikan Areva/Alstom disebut dengan istilah TOR (trip on reclose).

h.

Directional Earth Fault (DEF) DEF

adalah

relai

arus

lebih

berarah

bekerja

memproteksi

penghantar dari gangguan fasa ke tanah yang bersifat tahanan tinggi (high resistance) dan tidak terdeteksi oleh relai jarak. Relai ini digunakan sebagai pelengkap relai jarak.

73

Gambar 4.17 DEF dengan pola zero sequence

Prinsip kerja DEF adalah membaca arus residual (3Io) sebagai operating sinyal dan tegangan residual (3Vo) sebagai polarising sinyal. Arus residual (3Io) diperoleh melalui rangkaian transformator arus penghantar, dan tegangan

residual (3Vo) diperoleh dari

rangkaian sekunder open delta transformator tegangan. DEF dapat bekerja secara instantaneous dan menginisiasi autorecloser jika menerima sinyal carrier dari GI di depannya atau biasa disebut DEF aided, agar tidak overlapping dengan relai jarak dan kejelasan dalam hal indikasi relai yang bekerja maka DEF Aided dengan diberi waktu tunda sebesar 20 ms dan tipikal waktu kerja 100 ms. Pola teleproteksi yang digunakan oleh DEF aided adalah POTT. Selain sebagai proteksi utama, DEF juga sebagai pengaman cadangan jika tidak menerima sinyal carrier dari GI di depannya dan bekerja dengan waktu tunda 2000 ms. P3B Jawa Bali mengeluarkan kebijakan bahwa pada relai yang dapat dipisahkan seting arus antara DEF aided dan DEF backup maka seting arus DEF aided adalah 0.1 x In dan DEF backup 0.2 x In. Jika tidak dapat dipisahkan 74

antara DEF aided dan DEF backup maka diambil seting arus sebesar 0.2 x In. Penentuan seting arus harus memperhatikan kondisi asimetris arus beban kapasitif (Unsymmetrical Capacitive loading current). Saat ini fungsi echo pada DEF tidak diterapkan karena sangat tergantung pada keandalan informasi kontak bantu PMT. i.

Voltage Transformer Failure Supervision (VT Failure Supervision) Ketidaknormalan pada rangkaian sekunder VT dapat mengakibatkan mala kerja pada relai jarak. Oleh karena itu relai jarak membutuhkan fitur yang mendeteksi ketidaknormalan pada rangkaian sekunder VT yang akan memblok fungsi relai secara instantaneous. Metode blok relai jarak oleh VT failure ada 2 (dua) yaitu : 1. Menggunakan pengukuran anaput. -

Perintah blok fungsi relai jarak didasarkan pada pengukuran residual voltage, metode ini umumnya diterapkan pada VT yang dilengkapi MCB per fasa.

-

Perintah blok fungsi relai jarak didasarkan pada pengukuran undervoltage dan perubahan arus, metode ini umumnya diterapkan pada VT yang dilengkapi MCB VT tiga fasa.

2. Menggunakan binary input dari MCB VT Perintah blok fungsi relai jarak diambil dari kontak bantu MCB pada saat trip (umumnya pada relai jarak tipe lama).

4.5.1.4

Konfigurasi Jaringan dan pengaruh infeed

Konfigurasi jaringan dapat berupa jaringan sirkit tunggal, ganda, radial, loop, T-Connection. Konfigurasi ini menjadi pertimbangan dalam memilih 75

pola proteksi dan pola autoreclose. Pada sistem EHV konfigurasi TConnection tidak diterapkan karena tidak andal. Sistem transmisi EHV menggunakan konfigurasi satu setengah PMT, sebagaimana terlihat pada Gambar 4.18. 500 KV Core 1 Core 2 Core 3 Core 4 Core 5

IBT

BUS A

TO C

Core 1 Core 2 Core 3 Core 4 Core 5

LP (a)

CBF & SZP

Busbar (a) Core 1 Core 2 Core 3 Core 4 Core 5

LP (b) Metering

Busbar (b) CBF & SZP

BUS B

Line

C (a) C (b)

Gambar 4.18 Konfigurasi one and half PMT 500 kV

Konfigurasi satu setengah PMT terdiri dari 3 PMT yang menghubungkan 2 busbar, bay penghantar/ transformator tersambung diantara 2 (dua) PMT seperti ditunjukan pada Gambar 4.18. Dengan konfigurasi ini mempunyai keuntungan dalam fleksibilitas operasi dan pemeliharaan, yaitu bay penghantar/

transformator masih bisa beroperasi apabila salah satu PMT

dibuka untuk pemeliharan. CT untuk sistem proteksi dapat menggunakan CT pada bay penghantar/ transformator atau CT pada diameter (summation dari CT yang mengapit bay penghantar/ transformator tersebut). Apabila menggunakan CT bay, 76

maka bay tersebut harus dilengkapi C untuk memproteksi antara CT bay dengan CT diameter. Jika pada sistem proteksi penghantar memerlukan masukan tegangan maka dipasang VT di sisi bay penghantar. Yang dimaksud dengan infeed adalah pengaruh penambahan atau pengurangan arus yang melalui titik terhadap terhadap arus yang melalui relai ya ng ditinjau. Secara umum infeed ini disebabkan karena adanya pembangkit antara relai dengan titik gangguan. Infeed dapat juga disebabkan karena adanya perubahan konfigurasi saluran dari ganda ke tunggal atau sebaliknya. Adanya pengaruh infeed ini akan membuat impedansi yang dilihat relai seolah-olah menjadi lebih besar (letak gangguan seolah-olah menjadi jauh) atau menjadi lebih kecil (letak gangguan seolah-olah menjadi dekat). Dengan demikian jangkauan kurang (under reach) atau jangkauan lebih (over reach). Pengaruh infeed ini harus dipertimbangkan khususnya untuk penyetingan zone-2 dan zone-3. a. Adanya pembangkit pada ujung saluran yang diproteksi

I 1 + I2 F

S

S

I1

A B

C

I2

F21

rele A

Gambar 4.19 Pengaruh infeed akibat pembangkit pada ujung saluran

Jika terjadi gangguan di titik F maka impedansi yang dilihat oleh relai adalah: 77

1

1 1 2

1

2

1 Jadi, faktor infeed Pengaruh infeed akibat adanya pembangkit pada ujung saluran menyebabkan relai mendeteksi gangguan lebih dekat dari posisi gangguan sebenarnya, sehingga relai mengalami under reach. Jika tidak ada infeed (pembangkit pada ujung saluran, maka relai mendeteksi gangguan sesuai dengan lokasi gangguan sebenarnya). Agar tidak demikian maka pada seting jangkauan relai jarak perlu dikalikan dengan faktor k (1.2 s.d 1.6). b. Saluran transmisi ganda ke tunggal I

2I F

S

I

A

B

C

F21 relai A

Gambar 4.20 Pengaruh infeed pada saluran transmisi ganda ke tunggal

Pada saluran transmisi ganda ke tunggal, saat terjadi gangguan di titik F maka impedansi yang dilihat oleh relai adalah :

78

2 2 Jadi faktor infeed, k = 2 Pengaruh infeed pada saluran ganda ke tunggal menyebabkan relai mendeteksi gangguan lebih dekat dari posisi gangguan sebenarnya, sehingga relai mengalami under reach. Jika tidak ada infeed (perubahan saluran ganda ke tunggal, maka relai mendeteksi gangguan sesuai dengan lokasi gangguan sebenarnya). Agar tidak demikian maka pada seting jangkauan relai jarak perlu dikalikan dengan faktor k = 2. c. Saluran transmisi ganda ke ganda I

I1 F

X

S x

I

A

B

L-X

I

L

C

F21 relai A

Gambar 4.21 Pengaruh infeed pada saluran transmisi ganda ke ganda

Pada saluran transmisi ganda ke ganda, saat terjadi gangguan di titik F maka impedansi yang dilihat oleh relai adalah:

1 1

2

2 2 79

2

Jadi faktor infeed -

Untuk gangguan F dekat rel B ( X = 0 ) faktor infeed k = 2

-

Untuk gangguan F dekat rel C ( X= 1 ) faktor infeed k = 1

-

Untuk gangguan F diantara rel B dan rel C , infeed antara 1≤k≤2

d. Saluran tunggal ke ganda I1 F

S

X

I

A

I

B

L-X

L

C

F21 relai A

Gambar 4.22 Pengaruh infeed pada saluran tunggal ke ganda

1 1 1

2 2 2 2

Jadi faktor infeed -

Untuk gangguan F dekat rel B ( X = 0 ) faktor infeed k = 1

-

Untuk gangguan F dekat rel C ( X= 1 ) faktor infeed k = 0.5

-

Untuk gangguan F diantara rel B dan rel C , infeed antara 0.5≤k≤1 80

4.5.2 Relai Diferensial Penghantar Penggunaan relai diferensial penghantar sebagai proteksi transmisi saat ini bukan lagi proteksi yang bernilai mahal dibandingkan dengan penggunaan relai jarak sebagai pengaman utama. Penggunaan relai diferensial penghantar pada beberapa utility bukan hanya untuk penghantar pendek, juga digunakan pada penghantar sedang maupun pada penghantar panjang. Penggunaan relai diferensial penghantar semakin meluas karena proteksi relai diferensial penghantar tidak terpengaruh oleh pengaruh eksternal seperti SIR, perubahan beban, swing pada sistem, memiliki sensitifitas yang tinggi, dan kemudahan dalam pengaplikasian. Pada bab ini dijelaskan aplikasi relai diferensial penghantar di lingkup PLN P3B Jawa Bali, desain proteksi diferensial penghantar, kriteria seting proteksi, serta koordinasi relai diferensial penghantar dengan relai proteksi penghantar lain. 4.5.2.1

Prinsip Kerja Relai Diferensial Penghantar

Relai diferensial bekerja dengan menjumlahkan arus yang masuk dan arus keluar pada daerah yang diproteksi. Relai differensial dapat diaplikasikan pada setiap seksi rangkaian dan secara meluas digunakan untuk mendeteksi dan memisahkan rangkaian saat terjadi gangguan internal pada motor, generator, saluran udara atau saluran kabel, transformator dan busbar. Relai ini mendeteksi gangguan dengan cepat dan tidak dipengaruhi oleh beban lebih atau gangguan diluar wilayah proteksinya. (IEEE Std 2421986)

81

Jenis relai diferensial penghantar yang digunakan di lingkup PLN P3B Jawa Bali adalah relai diferensial arus (line current diferensial), relai diferensial pilot. a.

Relai Diferensial Arus

Gambar 4.23 Prinsip Kerja Skema Perbandingan Arus

Dalam keadaan normal arus akan mengalir dari A ke B atau sebaliknya tergantung pada kondisi pembangkitan dan beban di A maupun di B. Pada kondisi normal ataupun terdapat gangguan di luar daerah pengamannannya, arus sekunder I1 dan I2 akan mempunyai nilai yang sama tetapi arah vector yang berlawanan :

Dalam hal ini relai tidak bekerja karena tidak ada arus yang melalui relai. Jika terjadi gangguan pada peralatan yang diamankan maka akan mengalir arus gangguan menuju ke titik gangguan. Bila sebelum gangguan arus mengalir dari A ke B, maka saat terjadi gangguan arus yang mengalir pada CT B berbalik 180 derajat, dengan demikian arus yang mengalir pada relai diferensial merupakan penjumlahan vektor :

82

Karena adanya arus Id yang besar mengalir melaui relai diferensial, maka relai tersebut akan bekerja. Pada umumnya relai diferensial arus sama dengan relai diferensial lainnya yang membedakannya adalah daerah yang diamankan cukup panjang sehingga disyaratkan beberapa hal sebagai berikut: -

Sarana komunikasi antara ujung-ujung saluran (kabel pilot, microwave, fiber optic)

-

Relai sejenis pada setiap ujung saluran.

Gambar 4.24 Relai Diferensial pada Saluran Transmisi

b.

Relai Diferensial Pilot Pada dasarnya relai diferensial pilot adalah relai diferensial penghantar yang menggunakan kabel pilot dengan prinsip kerja circulating current atau balanced voltage. Umumnya diterapkan untuk mengatasi kesulitan koordinasi dengan relai arus lebih pada jaringan yang kompleks atau sangat pendek, dan kesulitan koordinasi dengan relai jarak untuk jaringan yang sangat pendek. 83

Pada saluran udara faktor pembatas dari relai ini adalah panjang dari rangkaian pilot, sedangkan pada saluran kabel adalah arus charging kabel dan sistem pentanahan.

Gambar 4.25 Skema Circulating Current

Skema circulating current merupakan prinsip perbandingan arus dimana pada kondisi normal atau pada saat gangguan eksternal, arus akan bersirkulasi melalui kabel pilot dan tidak ada arus yang melalui operating coil relay. Sementara untuk gangguan di dalam wilayah proteksi (internal fault), arus pada sekunder CT tidak seimbang, dengan perbedaan arus tersebut maka operating coil relay akan bekerja.

Gambar 4.26 Skema Balanced Voltage

Pada skema balanced voltage, operating coil relay dihubung seri dengan kabel pilot, jika terjadi gangguan eksternal dimana arus beban menghasilkan tegangan yang berlawanan polaritas dengan pilot wire di kedua sisi, maka jatuh tegangan di sisi operating coil sama dengan nol sehingga operating coil tidak bekerja. Jika terjadi 84

gangguan internal dimana ada infeed dari kedua ujung saluran, tegangan akan mengalami polaritas yang sama sehingga terjadi penjumlahan tegangan yang mengakibatkan operating coil bekerja. 4.5.2.2

Desain Relai Diferensial Penghantar

Dalam pemilihan jenis proteksi penghantar dibutuhkan pertimbangan agar relai

proteksi

mengamankan

yang saluran

digunakan

beroperasi

transmisi.

Kebutuhan

dengan akan

tepat relai

dalam proteksi

penghantar dapat dibagi berdasarkan jenis saluran maupun panjang penghantar yang digunakan.

Sampai saat ini, aplikasi relai diferensial

penghantar di lingkup PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali dikhususkan pada penghantar pendek dan saluran kabel. Saluran pendek menghasilkan perbedaan arus dan perbedaan drop tegangan yang kecil antara kedua ujung saluran sehingga jarak antara kedua ujung saluran tidak jauh berbeda. Penggunaan relai jarak untuk saluran pendek tidak selektif untuk membedakan gangguan di dalam saluran karena faktor resistansi gangguan. Penggunaan relai diferensial pada penghantar pendek bertujuan untuk menanggulangi permasalahan selektifitas yang sulit dicapai apabila menggunakan relai jarak. a. Konfigurasi proteksi differensial penghantar sistem 500 kV 1) Single Line Diagram Sistem transmisi 500 kV menggunakan konfigurasi satu setengah PMT. Konfigurasi ini terdiri dari 3 PMT yang menghubungkan 2 busbar, bay penghantar tersambung di antara 2 (dua) PMT.

85

Gambar 4.27 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar 500kV menggunakan CT Line

CT

untuk

sistem

proteksi

dapat

menggunakan

CT

pada

penghantar atau penjumlahan dari CT diameter yang mengapit bay penghantar tersebut. Apabila menggunakan CT penghantar maka bay penghantar tersebut harus dilengkapi C untuk memproteksi antara CT penghantar dengan CT diameter. Jika sistem proteksi memerlukan masukan tegangan maka dipasang VT di sisi penghantar.

86

Gambar 4.28 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar 500kV menggunakan CT Diameter

2)

Komponen Penyusun Proteksi Differensial Penghantar sistem 500kV Pada sistem tegangan 500 kV, proteksi relai diferensial penghantar digunakan pada SUTET pada saluran pendek (SIR≥4) yang terdiri atas : -

LP A : relai diferensial penghantar + relai jarak dan DEF

-

LP B : relai diferensial penghantar + relai jarak dan DEF Penggunaan relai jarak sebagai proteksi cadangan jauh penghantar yang mencakup jangkauan zone-2 dan zone-3, sedangkan relai 87

directional earth fault (DEF) sebagai proteksi cadangan lokal untuk gangguan resistansi tinggi dan diaktifkan dengan fungsi backup. Relai jarak dan relai DEF terpisah secara hardware dengan proteksi utama, atau dapat digabungkan pada proteksi utama jika proteksi utama menggunakan dua hardware terpisah (redundancy). Pada SUTET saluran sedang dan saluran panjang tidak ada batasan untuk pemakaian relai jarak, maka penggunaan proteksi relai diferensial penghantar adalah optional. b. Konfigurasi proteksi differensial penghantar sistem 150 kV dan 70 kV 1)

Single Line Diagram BAY PHT PT

BUSBAR A 150 KV

PMT A

Core 4 Class P Core 3 Class P Core 2 Class P Core 1 Class P

51/51N Over Current /Ground Fault Protection

87L Line Differential Protection

21L Distance Protection

PMT AB

PMT B

BUSBAR B 150 KV

Gambar 4.29 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar 150 kV dan 70 kV

CT yang digunakan untuk sistem proteksi penghantar harus mempunyai core terpisah antara proteksi utama dan cadangan. 88

Klas dan kapasitas (burdern) CT untuk proteksi disesuaikan degan kebutuhan sistem proteksi yang bersangkutan. Jumlah core terdiri atas 4 core CT yakni untuk proteksi utama, proteksi cadangan, buspro dan busbar check zone. Untuk meter bukan transaksi dapat ditap melalui auxiliary CT dari proteksi cadangan. 2) Komponen Penyusun Proteksi Differensial Penghantar 150 kV dan 70 kV Pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV, proteksi relai diferensial penghantar digunakan pada SUTT saluran pendek, yang terdiri atas: - Proteksi utama : relai diferensial penghantar - Proteksi cadangan : relai jarak dan relai arus lebih Penggunaan relai relai jarak sebagai proteksi cadangan jauh penghantar

yang

mencakup

jangkauan

zone-2

dan

zone-3,

sedangkan relai arus lebih sebagai proteksi cadangan lokal dengan waktu tunda di atas waktu kerja zone 2 dengan karakteristik standard inverse (SI). Relai jarak dan relai arus lebih dipasang terpisah secara hardware dengan proteksi utama, atau dapat digabungkan pada proteksi utama jika proteksi utama menggunakan dua hardware terpisah. Pada SUTT 150kV dan 70kV dengan panjang saluran sedang dan saluran panjang tidak ada batasan untuk pemakaian relai jarak, maka penggunaan proteksi relai diferensial penghantar adalah optional. c.

Konfigurasi proteksi diferensial penghantar pada saluran kabel tegangan tinggi (SKTT) di sistem 150 kV dan 70 kV 89

Pada sistem tegangan 150kV dan 70 kV, proteksi relai diferensial penghantar digunakan pada SKTT dengan panjang saluran pendek, saluran sedang dan saluran panjang yang terdiri atas :

Gambar 4.30 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar pada SKTT sistem tegangan

-

150kV dan 70 kV (kondisi ideal)

Opsi 1 : Kondisi ideal •

Proteksi Utama : relai diferensial penghantar

•

Proteksi Cadangan : relai jarak dan relai arus lebih

Penggunaan relai jarak sebagai remote backup, jika ada gangguan di Gardu Induk di depan SKTT diharapkan waktu clearing time lebih cepat ( waktu zone 2 : 0.4 – 0.8 detik). -

Opsi 2 : Kondisi minimum •

Proteksi Utama : relai diferensial penghantar

•

Proteksi Cadangan : relai arus lebih

Kondisi ini tidak menyediakan relai jarak sebagai remote backup, dengan pertimbangan kemungkinan terjadinya gangguan temporer 90

sangat kecil pada SKTT, tetapi untuk kondisi ini clearing time lebih lambat dari opsi 1 (menggunakan remote backup relai jarak).

Gambar 4.31 Konfigurasi proteksi diferensial penghantar pada SKTT sistem tegangan 150kV dan 70 kV (kondisi minimum)

d.

Konfigurasi proteksi diferensial penghantar pada proteksi saluran kombinasi SUTT dan SKTT atau saluran hybrid Untuk saluran hybrid dengan panjang saluran pendek, saluran sedang dan saluran panjang yang terdiri atas : -

Proteksi utama : relai diferensial penghantar

-

Proteksi cadangan : relai jarak dan relai arus lebih

91

Gambar 4.32 konfigurasi proteksi diferensial penghantar saluran hybrid 2 CT

CT untuk saluran hybrid dapat berupa CT pada ke dua ujung saluran (2 CT) atau menggunakan 3 CT yang diletakkan di ujung SKTT dan pada ke dua ujung saluran, sebagai berikut :

Gambar 4.33 konfigurasi proteksi diferensial penghantar saluran hybrid 3 CT

92

Secara garis besar standar minimum penggunaan relai diferensial penghantar di sistem Jawa Bali sebagai berikut : Tabel 4.2 Standar Penggunaan Relai Diferensial di sistem Jawa Bali

Saluran yang diproteksi

Jenis Penghantar

Tegangan

Proteksi

Proteksi Utama

Cadangan

LPA : Relai Diferensial Penghantar

Relai jarak dan

SUTT/

LPB : Relai

DEF

SUTET

Diferensial

500 kV

Penghantar

Saluran 150 kV &

Relai Diferensial

Relai jarak dan

70 kV

Penghantar

relai arus lebih

150 kV &

Relai Diferensial

Relai jarak dan

70 kV

Penghantar

Saluran

150 kV &

Relai Diferensial

Hybrid

70 kV

Penghantar

150 kV &

Relai Diferensial

70 kV

Penghantar

Saluran

150 kV &

Relai Diferensial

Hybrid

70 kV

Penghantar

Pendek

SKTT

Saluran Sedang dan Panjang

4.5.2.3

SKTT

relai arus lebih Relai jarak dan relai arus lebih Relai jarak dan relai arus lebih Relai jarak dan relai arus lebih

Seting Proteksi Relai Diferensial Penghantar

Peran saluran transmisi tegangan tinggi sangat penting sebagai backbone sistem secara keseluruhan, oleh karena itu dibutuhkan sistem proteksi transmisi yang selektif, sensitif dan dapat bekerja dengan cepat dalam mengamankan gangguan. 93

Untuk mencapai sensistifitas yang tinggi, relai dapat diseting agar dapat mendeteksi semua gangguan pada transmisi atau diseting lebih sensitif, dengan ini dependability

sistem proteksi juga meningkat, tetapi hal ini

dapat menurunkan security sistem proteksi. Penurunan security dapat berdampak pada tripnya relai pada saat ada kesalahan pada CT ketika gangguan eksternal yang tinggi. Untuk menanggulangi permasalahan tersebut, diperlukan pemilihan nilai seting yang tepat agar sistem proteksi transmisi dapat bekerja selektif, sensitif dan dapat bekerja dengan cepat dalam mengamankan gangguan. Berikut tipikal seting relai diferensial penghantar di lingkup PT PLN P3B Jawa Bali: a.

Seting Relai Diferensial Arus 1) Seting arus pickup Seting arus pickup atau I diff merupakan elemen seting relai diferensial yang menentukan arus kerja minimum (pickup). -

Seting arus pickup untuk gangguan fasa – fasa : Arus seting elemen diferensial harus lebih kecil dari arus gangguan minimum yang mungkin terjadi, tetapi harus lebih besar dari arus charging. Dalam implemenasi seting umumnya seting I diff sebagai berikut : Ic Idiff Idiff Dimana, 94

Ic 0.2

If min 2 0.3

In

-

Ic

:

Arus charging ( Amp)

I diff

:

Arus pickup/ diferensial (Amp)

If min

:

Arus gangguan minimum (Amp)

In

:

Arus nominal relai (Amp)

Seting arus pickup untuk gangguan fasa – tanah : Elemen seting zero sequence diferensial (3I0) untuk mendeteksi arus gangguan fasa – tanah dengan tahanan gangguan yang tinggi. Umumnya nilai seting 3I0 antara 30 – 50 % dari arus gangguan minimum If min x 30 % CT Ratio

3I

If min x 50 % CT Ratio

Dimana, If min

:

Arus gangguan minimum (Amp)

CT Ratio

:

Rasio CT (Amp)

3I0

:

Zero sequence Diferensial (Amp)

Seting Idiff untuk gangguan fasa – tanah disesuaikan dengan rekomendasi pabrikan. 2) Waktu kerja Waktu kerja relai diferensial adalah instant 3) Seting Karakteristik relai Untuk meningkatkan faktor security, relai diferensial dilengkapi dengan karakteristik kurva kecuraman (slope). Daerah operasi relai berada di atas slope karakterisitik kurvanya sedangkan daerah blok berada di bawahnya.

95

Gambar 4.34 Karakteristik relai diferensial

Karakteristik kerja relai diferensial umumnya terdiri atas dua slope yang fungsinya sebagai berikut : Seting slope 1 untuk memastikan relai bekerja pada saat gangguan internal dan mengantisipasi kesalahan perbandingan arus diferensial akibat mismatch CT. Faktor kesalahan tersebut sebagai berikut : Kesalahan

Transformator

: 10 %

Arus Akurasi relai

:5%

Faktor Keamanan

:5%

Oleh karena itu seting slope 1 dipilih = 20 – 30 % Seting slope 2 untuk mengantisipasi kesalahan yang cukup besar pada CT akibat kondisi saturasi saat terjadi arus gangguan eksternal yang cukup besar. Seting slope 2 dipilih = 40 % - 80 %. 4) Seting Channel Propagation Delay Relai diferensial penghantar teknologi baru pada dasarnya memiliki fungsi yang sama dengan relai elektromekanik, hal mendasar yang membedakan keduanya adalah link komunikasi yang digunakan. 96

Pada relai diferensial jenis numerik, data pengukuran dibuat dalam sample dan ditransmisikan melalui media komunikasi digital dengan format digital, hal ini menyebabkan adanya time delay pada masing – masing sisi. Time delay komunikasi tersebut dibaca oleh relai proteksi sebagai pergeseran fasa pada sample arus antara relai lokal dan remote. Besarnya pergeseran fasa tersebut sebanding dengan channel delay. 5) Seting Relay Address Untuk komunikasi relai diferensial penghantar menggunakan jalur routing fiber optic, penentuan relay address harus menjadi pertimbangan khusus. Pemilihan relay address yang tepat untuk menghindari mal operasi relai diferensial khususnya relai diferensial dengan tipe yang sama dalam satu routing komunikasi. b.

Seting Relai Diferensial Pilot 1) Resistansi padding pilot Resistansi relai pilot wire: 2 Dimana, Rp

: Resistansi relai pilot wire (Ohm)

Rp

: Resistansi pilot wire per konduktor (Ohm/km)

L

: Panjang kabel (km)

2) Matching Rasio Matching rasio merupakan perbandingan resistansi pilot wire terhadap resistansi tetap relai. 97

Dimana, RM

: Matching rasio

Rp

: Resistansi relai pilot wire (Ohm)

Ro

: Resistansi tetap relai (Ohm)

3) Resistansi padding pilot: Merupakan seting penyesuaian resistansi akibat perbedaan penerapan seting matching rasio. Diformulasikan dengan persamaan: 1 2 Dimana, RM

: Matching rasio

Rp

: Resistansi relai pilot wire (Ohm)

Ro

: Resistansi tetap relai (Ohm/km)

4) Konstanta Waktu Konstanta waktu ditentukan dari level jaringan. Kt = 20 untuk sistem tegangan tinggi Kt = 40 untuk sistem tegangan ekstra tinggi. 5) Faktor koreksi terhadap penjumlahan rasio (N) Ketepatan seting faktor koreksi ini dilihat dari besarnya tegangan lutut yang terjadi pada CT ketika terjadi gangguan. Tegangan lutut yang terjadi harus lebih kecil dari name plate tegangan lutut CT. Syarat : 98

1

2 Dimana, Vk : Tegangan lutut CT (Volt) N : faktor koreksi terhadap penjumlahan rasio Kt : Konstanta waktu In : Arus nominal relai (Amp) 6) Seting arus diferensial Harus lebih kecil dari arus gangguan minimum yang mungkin terjadi, tetapi harus lebih besar dari arus charging terbesar yang mungkin bisa terjadi. Ic 1.1 0.19 Dimana, Ic

:

Arus charging penghantar (Amp)

If min

:

Arus gangguan minimum (Amp)

CT

:

Rasio CT

In

:

Arus nominal relai (Amp)

Fks

:

Faktor konstanta aktual (MBCI) = 0.25

Maka seting arus (Ks) harus lebih besar dari besaran pengganti arus kapasitif (Ksc). 7) Seting stabilizing resistor. Relai diferensial pilot umumnya menggunakan tipe high impedance, sehingga perlu adanya seting stabilizing resistor. Nilai seting resistor ditentukan dari perbandingan tegangan lutut yang terjadi terhadap besaran arus hubung singkat yang terjadi, 99

sedangkan nilai seting maksimum ditentukan dari masing masing ketentuan tipe relai. Untuk tipe MBCI Rsmak = 12/In2. c.

Koordinasi seting waktu kerja dengan proteksi cadangan Relai diferensial penghantar sebagai proteksi utama untuk proteksi penghantar pendek dan saluran kabel tidak menyediakan proteksi cadangan jauh untuk gardu induk di depannya sehingga perlu ditambahakan proteksi cadangan jauh berupa relai jarak dan proteksi DEF

atau relai arus lebih (OCR/GFR) sebagai proteksi

cadangan lokal. Proteksi cadangan diperlukan apabila proteksi utama tidak dapat bekerja atau

terjadi gangguan pada sistem proteksi utama itu

sendiri. Pada dasarnya sistem proteksi cadangan dapat dibagi menjadi dua kategori, yaitu : -

Sistem proteksi cadangan lokal (local backup) Proteksi cadangan lokal adalah proteksi yang dicadangkan bekerja apabila proteksi utama yang sama gagal bekerja. Contohnya : penggunaan OCR atau GFR.

-

Sistem proteksi cadangan jauh (remote backup) Proteksi cadangan jauh adalah proteksi yang dicadangkan bekerja apabila proteksi utama di tempat lain gagal bekerja.

Proteksi cadangan lokal dan jauh diatur koordinasi waktunya dengan proteksi utama di tempat berikutnya. Koordinasi waktu dibuat sedemikian hingga proteksi cadangan jauh bekerja lebih dahulu dari proteksi cadangan lokal. Hal ini berarti memungkinkan proteksi

100

cadangan jauh akan bekerja lebih efektif dari proteksi cadangan lokal. 1) Koordinasi dengan proteksi cadangan relai jarak(sesuai surat kebijakan PLN P3B JB No. 211/151/P3B/2010 ) -

Proteksi utama relai diferensial penghantar harus dilengkapi fungsi relai jarak sebagai proteksi cadangan (eksternal atau internal).

-

Untuk seting relai jarak zone-2 dan zone-3 menggunakan operasi basic

(tanpa fasilitas teleproteksi) sedangkan seting

zone-1 tidak diaktifkan / disabled 2) Koordinasi dengan proteksi cadangan relai arus lebih (OCR/GFR line) untuk sistem 150kV dan 70 kV -

Dalam perhitungan koordinasi seting OCR dipakai

acuan

hubung singkat 3 fasa maksimum dimana pemilihan seting arus kerja mengacu kepada kemampuan nominal (CCC) peralatan instalasi yang paling kecil seperti konduktor, CT, PMT, PMS, jumperan, wave trap. -

Waktu kerja untuk gangguan maksimum pada penghantar di dekat/ depan busbar adalah 1 detik, dengan pertimbangan memberi kesempatan kepada relai jarak bekerja lebih dulu pada waktu Zone-2.

-

Seting high set atau arus momen (instan) tidak diaktifkan.

3) Koordinasi dengan proteksi cadangan relai gangguan tanah berarah (DEF backup) untuk sistem 500kV -

Pada penghantar di sistem 500kV seting arus DEF backup adalah 0.2 A, sebagai elemen pelengkap relai jarak dimana jangkauan impedansi yang dideteksi lebih tinggi. 101

-

Waktu kerja DEF backup adalah 2 detik dengan pertimbangan memberi kesempatan kepada relai jarak bekerja lebih dulu.

-

Pengaman DEF tidak dilengkapi dengan fasilitas teleproteksi karena sudah diakomodir oleh relai proteksi utama (DEF Main disable).

4.5.2.4

Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Diferensial

Penghantar a.

Media Komunikasi Media komukasi yang digunakan di lingkup PLN P3B JB sebagai berikut : -

PLC (Power Line Carrier) digunakan untuk relai jarak, directional comparison relay, phase comparison relay.

-

Fiber Optic digunakan untuk relai jarak, directional comparison relay, phase comparison relay, current differential relay.

-

Microwave digunakan untuk relai jarak, directional comparison relay, phase comparison relay, current differential relay.

-

Kabel Pilot digunakan untuk relai pilot diferensial.

Untuk komunikasi data digital antara kedua relai diferensial penghantar, umumnya digunakan komunikasi fiber optic dengan koneksi direct optic (untuk jarak dekat) atau menggunakan link optic komersial. Kecepatan koneksi normal yang digunakan adalah di atas 64 kbit/s. Saat ini PLN sudah menggunakan komunikasi untuk relai diferensial dengan media fiber optik

Optical Ground Wire (OPGW) atau All

Dielectric Self ing (ADSS) dan kabel pilot, dimana masing masing mempunyai keunggulan dan kelemahan. 102

1) Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial arus pada sistem tegangan 500 kV Relai diferensial arus Lp (a) dan Lp (b) menggunakan jalur komunikasi melalui media FO (OPGW) point-to-point yang terpisah antara Lp (a) dan Lp (b), sementara untuk kontak DTT terpisah dari relai diferensial penghantar.

Gambar 4.35 Konfigurasi minimum jalur komunikasi proteksi SUTET saluran pendek

Konfigurasi telekomunikasi untuk proteksi relai diferensial arus yang menggunakan media fiber optic harus melalui multiplekser (buka core to core fiber optic). (kebijakan proteksi line current diferensial No.211/151/P3B/2010) Untuk media komunikasi DTT dapat menggunakan FO atau melalui PLC.

103

Gambar 4.36 Konfigurasi alternatif jalur komunikasi proteksi SUTET saluran pendek

2) Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial arus pada sistem 150kV dan 70 kV Untuk jaringan 150kV dan 70 kV jaringan telekomunikasi relai diferensial arus melalui media fiber optic (OPGW) point-to-point, sementara untuk data dan suara melalui media fiber optic (OPGW atau ADSS).

Gambar 4.37 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan 70kV

Untuk sistem tegangan 150kV dan 70 kV dengan konfigurasi Double busbar, tidak ada jalur komunikasi DTT, sementara untuk sistem tegangan 150kV dan 70 kV dengan konfigurasi satu setengah PMT, tersedia media komunikasi untuk DTT, sebagai berikut :

104

Gambar 4.38 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan 70kV dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT

3) Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial arus pada Gas Insulation Substation (GIS) Pada GIS di sistem tegangan 150 kV dan 70 kV desain komunikasi yang digunakan seperti desain pada gardu induk konvensional kecuali penambahan jalur komunikasi untuk DTT SF6-Low.

Gambar 4.39 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan 70kV pada GIS

Gambar 4.40 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV pada GIS dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT

105

Pada GIS di sistem tegangan 500 kV desain komunikasi yang digunakan seperti desain pada gardu induk konvensional 500kV kecuali penambahan jalur komunikasi untuk DTT SF6-Low.

Gambar 4.41 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 500kV pada GIS dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT

4) Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial pilot Pilot diferensial relai menggunakan komunikasi real time, dimana data analog di masing – masing sisi sinkron. Berikut konfigurasi jalur komunikasi untuk komunikasi relai diferensial pilot pada sistem tegangan 150kV dan 70 kV :

Gambar 4.42 Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial pilot

106

Proteksi 1) proteksi penghantar pada sistem tegangan 500 kV

Gambar 4.43 proteksi penghantar pada sistem tegangan 500 kV

Untuk relai autorecloser harus terpasang terpisah dari relai pengaman utama dan diletakkan pada yang sama.

107

2) proteksi penghantar pada sistem tegangan 150kV dan 70 kV

Gambar 4.44 proteksi penghantar pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV

Untuk relai autorecloser dapat dipasang di dalam relai pengaman utama atau terpasang terpisah dari relai pengaman utama dan diletakkan pada yang sama.

4.6

Proteksi cadangan pada Saluran Transmisi

Pengaman back-up atau proteksi cadangan pada saluran transmisi merupakan pengaman yang berfungsi sebagai pengaman peralatan apabila proteksi utama tidak bekerja. Peralatan proteksi utama dan cadangan harus dipisah secara hardware.

108

4.6.1 OCR (Over Current Relay/Relai Arus Lebih Gangguan FasaFasa) OCR Merupakan relai yang bekerja dengan input analog arus, dimana relai akan bekerja apabila mendeteksi gangguan diatas setingnya khususnya untik gangguan fasa-fasa. OCR diseting lebih besar dari kemampuan arus nominal peralatan terkecil (110%-120%) dan harus bekerja pada gangguan arus hubung singkat 2 fasa minimum. Waktu kerja OCR penghantar diset +/- 1 (satu) detik pada arus hubung singkat 2 fasa maksimum di lokal bus. Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa – fasa, mempunyai karakteristik inverse (waktu kerja relai akan semakin cepat apabila arus gangguan yang dirasakannya semakin besar) atau definite (waktu kerja tetap untuk setiap besaran gangguan). Selain itu pada relai arus lebih tersedia fungsi high set yang bekerja seketika (moment/instantaneous). Untuk karakteristik inverse mengacu kepada standar IEC atau ANSI/IEEE. Relai ini digunakan sebagai proteksi cadangan karena tidak dapat menentukan titik gangguan secara tepat, dan juga ditujukan untuk keamanan peralatan apabila proteksi utama gagal bekerja. Agar dapat dikoordinasikan dengan baik terhadap relai arus lebih disisi yang lain (bukan relai arus lebih yang terpasang di penghantar), maka karakteristik untuk proteksi penghantar yang dipilih adalah kurva yang sama yaitu standard inverse (IEC) / normal inverse (ANSI/IEEE). Untuk selektifitas dengan proteksi utama fungsi high set tidak diaktifkan.

109

4.6.1.1

Perhitungan ocr. R

S

T

OCR

CT

OCR

CT

GFR

OCR

CT

Gambar 4.45 Wiring OCR

Berikut adalah rumusan perhitungan seting OCR dan GFR menggunakan Standar Inverse. 1) Seting Arus OCR

Is = ( 110 % − 120 %) * In / CCC Dimana, Is

: Seting Arus OCR (Ampere)

In

: Arus Nominal CT (Ampere).

CCC

: Current Carrying Capacity atau Kemampuan hantar arus

kawat penghantar (Ampere). Dipilih nilai terkecil antara CCC atau In. 2) Seting Waktu OCR

T ( SI ) =

0.14 * TMS ( Ihsph / Is) 0.02 − 1

110

Karena seting yang dimasukkan pada relai adalah seting TMS maka waktu kerja yang diinginkan pada saat terjadinya gangguan fasa-fasa di bus harus ditentukan (umumnya waktu kerja relai proteksi back-up penghantar adalah 1 detik pada saat terjadinya gangguan fasa-fasa di bus). TMS =

( Ihsph / Is ) 0.02 − 1 * T ( SI ) 0.14

Dimana, TMS

: Time Multiple Seting.

I

: Arus Hubung singkat Fasa-Fasa di lokal Bus (A).

Is

: Seting Arus OCR (A).

T(SI)

: Waktu kerja yang diinginkan pada Gangguan Hubung Singkat Fasa-Fasa di lokal bus.(s)

4.6.2 GFR (Ground Fault Relay/Relai Arus Lebih gangguan 1 Fasa ke Tanah) GFR merupakan relai yang bekerja dengan input analog arus, dimana relai akan bekerja apabila relai merasakan arus gangguan 1 fasa ke tanah di atas nilai setingnya. Untuk selektifitas dengan proteksi utama fungsi high set tidak diaktifkan. Relai arus gangguan tanah diset 10 – 30% dari kemampuan arus nominal peralatan yang terkecil, namun harus dipastikan bahwa seting arus relai masih tetap bekerja pada arus hubung singkat 1 fasa - tanah minimum. Waktu kerja relai arus gangguan tanah diset +/- 1 (satu) detik pada arus hubung singkat 1 fasa - tanah maksimum di lokal bus.

111

1) Seting Arus GFR

Is = ( 20 % − 30 %) * In / CCC Dimana, Is

: Seting Arus GFR (Ampere)

In

: Arus Nominal CT (Ampere).

CCC

: (Current Carrying Capacity) Kemampuan hantar arus kawat

penghantar (Ampere). Dipilih nilai terkecil antara CCC atau In 2) Seting Waktu

T (SI ) =

0.14 * TMS ( Ihsphg / Is) 0.02 − 1

Karena seting yang dimasukkan pada relai adalah seting TMS maka waktu kerja yang diinginkan pada saat terjadinya gangguan 1 fasa di bus lokal harus ditentukan (umumnya waktu kerja relai proteksi back-up penghantar adalah 1 detik pada saat terjadinya gangguan 1 fasa-tanah di bus). TMS =

( Ihsphg / Is ) 0.02 − 1 * T ( SI ) 0.14

Dimana, TMS : Time Multiple Seting. I

: Arus Hubung singkat 1 Fasa ke Tanah di lokal Bus (A).

Is

: Seting Arus GFR (A).

T(SI) : Waktu kerja yang diinginkan pada Gangguan Hubung Singkat 1 Fasa ke tanah di lokal bus (s). 112

4.6.3 Synchrocheck Sistem PLN P3B JB merupakan interkoneksi dari beberapa subsistem, interkoneksi antar subsistem harus memperhatikan dan memenuhi kondisi level/ beda tegangan, beda sudut fasa tegangan, serta beda frekuensi. Untuk memastikan kondisi tegangan dan frekuensi tersebut, maka dipasanglah relai syncrocheck. Relai syncrocheck merupakan peralatan yang berfungsi untuk mengetahui kondisi sinkron antara 2 sisi/ subsistem yang diukur. Besaran yang diukur oleh alat ini adalah perbedaan sudut fasa, tegangan dan frekuensi. 1) Beda sudut fasa Sudut fasa untuk mengetahui perbedaan sudut antara kedua sisi yang diukur,besarnya seting sudut fasa tergantung kekuatan sistem, seting sudut fasa dipilih disesuaikan dengan kekuatan sistem dengan batas maksimum adalah 20°. 2) Beda tegangan Untuk mencegah penutupan PMT jika perbedaan kedua sisi tegangan lebih besar dari seting beda tegangan. Seting perbedaan tegangan maksimal 10%Vn. 3) Beda frekuensi Untuk mencegah penutupan PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi lebih besar dari seting. Perbedaan frekuensi maksimal diseting 0.2 Hz. 113

4.6.3.1

Seting relai syncrocheck

Seting syncrocheck pada pada saluran transmisi diwilayah PLN P3B JB umumnya mengikuti seting default seperti yang disampaikan diatas. Seting ∆f : 0.1-0,2

Default umumnya 0,17 Hz pada t=0,5 detik.

∆V: 10-15%Vn.

Default umumnya 10%

∆θ : 15° Sumber dikedua sisi. -

Di sisi dengan fault level rendah S/C diset dengan DL/LB IN dan LL/DB IN.

-

Di sisi dengan fault level tinggi S/C diset dengan DL/LB OUT dan LL/DB IN.

Sistem radial dua sirkit. -

Di sisi sumber S/C diset dengan DL/LB IN dan LL/DB IN

-

Di sisi lainnya S/C diset dengan DL/LB IN dan LL/DB IN

4.6.3.2

Autorecloser

Pada SUTET/SUTT sering terjadi gangguan yang bersifat temporary, dimana gangguan akan hilang setelah trip-nya PMT.

Untuk menjaga

kesinambungan pelayanan ke konsumen pada kondisi terjadinya gangguan temporary serta mempertahankan stabilitas sistem, maka dipasanglah autorecloser.

Autorecloser

merupakan

peralatan

yang

berfungsi

menginisiasi perintah close ke PMT setelah melalui ketentuan seting pada Autorecloser dan perintah

logic input dari relai jarak maupun relai

diferensial penghantar serta mempertimbangkan kondisi PMT 114

Gambar 4.46 Wiring HV Apparatus sampai Relai

115

4.6.3.3 a.

Kaidah penyetingan autorecloser.

Setting Autoreclose 1 Phasa 1) Jumlah Shot

: Single Shot

2) Reclosing Mechanishm

: 1 pole, 1/3 pole dan 3 pole

-

Reclosing Mechanishm 1 Pole Penerapan pola ini harus memperhatikan sistem penggerak PMT dimana sistem penggeraknya sudah per-phasa / Single pole driving mecanism. Pada pola ini hanya gangguan 1 phasa yang reclose (PMT trip 1 phasa, close 1 phasa sesuai phasa yang terganggu), sedangkan gangguan 2 phasa dan 3 phasa block reclose atau ketiga Phasa PMTnya akan trip. Pola ini umumnya diterapkan untuk daerah dekat pembangkit dan area dengan statistik gangguan lebih banyak gangguan 1 Phasa). Pola ini digunakan pada transmisi EHV 500 kV dan beberapa transmisi HV 150 kV dan 70 kV yang telah menggunakan jenis PMT Single pole. Pada jenis konfigurasi 1½ PMT, khusus gangguan permanen, penutupan dua PMT yang tidak serentak akan menyebabkan gangguan berlangsung lebih lama dan menimbulkan gangguan baru yang lebih parah. Untuk mengurangi kemungkinan terjadinya hal tersebut, disarankan untuk PMT line (B) yang terhubung langsung ke busbar reclose terlebih dahulu kemudian PMT pengapit (AB) setelah PMT line (B) berhasil masuk. Apabila PMT line (B) gagal bukan diakibatkan oleh gangguan permanent maka PMT pengapit (AB) harus bisa reclose tetapi bila diakibatkan gangguan permanen maka PMT pengapit (AB) harus diblok.

-

Reclosing Mechanishm 1 /3 Pole 116

Penerapan pola ini harus memperhatikan sistem penggerak PMT dimana sistem penggeraknya sudah perphasa/Single pole driving mecanism dan kondisi PMT. Pada pola ini gangguan 1 phasa dan 2 phasa yang reclose (PMT trip 1 phasa, close 1 phasa sesuai phasa yang terganggu, pada gangguan 2 phasa, PMT trip 3 phasa close 3 phasa ), sedangkan gangguan 3 phasa block reclose atau ketiga Phasa PMTnya akan trip. Pola ini umumnya diterapkan untuk daerah dekat pembangkit dan area dengan statistik gangguan 2 Phasa yang bersifat temporary. -

Reclosing Mechanishm 3 Pole Penerapan pola ini harus memperhatikan sistem penggerak PMT dimana sistem penggeraknya sudah perphasa/Single pole driving mecanism dan kondisi PMT. Pada pola ini gangguan 1 phasa dan 2 phasa yang reclose (PMT trip 1 phasa, close 1 phasa sesuai phasa yang terganggu, pada gangguan 2 phasa, PMT trip 3 phasa close 3 phasa ), sedangkan gangguan 3 phasa block reclose atau ketiga Phasa PMTnya akan trip. Pola ini umumnya diterapkan untuk daerah dekat pembangkit dan area dengan statistik gangguan 2 Phasa yang bersifat temporary.

3) Dead Time

: 1 atau 3 detik.

Setting dead time tergantung Kebutuhan Sistem dan Kemampuan Peralatan. Penentuan dead time harus mempertimbangkan hal berikut :

117

-

Stabilitas dan sinkronisasi sistem : a) Tidak berpengaruh pada jaringan radial tetapi berpengaruh pada jaringan yang memiliki lebih dari satu sumber (pembangkit atau IBT). b) Dead time dipilih sesuai dengan kebutuhan sistem dan keamanan peralatan.

-

Karakteristik PMT : a) Waktu yang diperlukan oleh PMT untuk trip dan

reclose

harus

diperhitungkan, khususnya untuk A/R cepat. b) Waktu de-ionisasi udara ( lihat tabel di bawah ini) Tabel 4.3 Waktu deionisasi udara

-

Tegangan Sistem

Waktu De-ionisi

(kV)

(detik)

66

0.1

110

0.15

132

0.17

220

0.28

275

0.3

400

0.5

Karakteristik peralatan proteksi. Harus diperhitungkan waktu yang dibutuhkan untuk reset peralatan proteksi. Berikut adalah criteria yang dibutuhkan peralatan proteksi untuk masing-masing jenis reclose :

118

a) Kriteria Seting Untuk SPAR : Dead time •

Lebih kecil dari seting discrepancy dan seting GFR.

•

Lebih besar dari operating time pmt, waktu reset mekanik pmt, dan

waktu pemadaman busur api dan waktu

deionisasi udara. •

Tipikal set 0.5 s/d 1 detik.

Reclaim time : •

Memberi kesempatan pmt untuk kesiapan siklus O-C-O berikutnya.

•

Tipikal 40 -180 detik.

b) Kriteria Seting Untuk TPAR : Dead time : •

Lebih besar dari operating time pmt, waktu reset mekanik pmt, dan waktu pemadaman busur api dan waktu deionisasi udara.

•

Tipikal set 5 s/d 6 detik.

•

Seting berbeda untuk kedua sisi : ο Untuk sumber di kedua sisi maka sisi dengan fault level rendah reclose terlebih dahulu baru kemudian sisi lawannya. ο

Untuk sumber di satu sisi (radial Double

sirkit)

bila tidak terdapat S/C untuk operasi manual yang terpisah dari S/C untuk A/R maka untuk keperluan

119

manuver operasi, reclose pertama dapat dilakukan dari sisi sumber.

•

SUTT yang tersambung ke pembangkit : (i) A/R untuk SUTT yang kedua sisi tersambung ke Pembangkit maka pola yang dipilih TPAR (inisiate gangguan 1 fasa) dengan seting dead time lebih lama. (ii) SUTT

yang

hanya

satu

sisi

tersambung

ke

pembangkit maka pola yang dipilih TPAR dengan pola S/C di sisi pembangkit diseting DL/DB out. Reclaim Time •

40 -180 detik (tergantung dari kemampuan PMT).

•

Memberi kesempatan pmt untuk kesiapan siklus O-C-O berikutnya

4.6.3.4 a.

Faktor Teknis Dalam Pengoperasian Auto Reclose (A/R)

A/R tidak boleh bekerja pada kondisi-kondisi berikut 1)

PMT dibuka secara manual atau beberapa saat setelah PMT ditutup secara manual

2)

PMT trip oleh Circuit Breaker Failure (CBF) atau Direct Transfer Trip (DTT)

3)

PMT trip oleh proteksi cadangan (Z2, Z3, DEF backup, OCR/GFR)

4)

PMT trip oleh switch on to fault (SOTF)

5)

Bila proteksi SUTET tidak dilengkapi dengan fungsi SOTF, maka perlu ditambahkan sirkit A/R blok untuk menunda fungsi 120

A/R setelah PMT dimasukkan secara manual. Lama waktu tunda sirkit A/R blok ditentukan kemudian 6) b.

PMT trip oleh out of step protection

Kondisi A/R tidak boleh diterapkan 1) SKTT (Saluran Kabel Tegangan Tinggi) Pola autoreclose satu fasa dan tiga fasa tidak boleh diterapkan pada SKTT, karena gangguan yang sering terjadi pada SKTT adalah gangguan permanen 2)

SUTT yang tersambung ke Transformator dengan T connection dimana titik C tidak ada proteksi bay penghantar. Pola autoreclose tiga fasa tidak boleh diterapkan kecuali jika beban transformator dilepas terlebih dahulu untuk menghindari energize transformator pada saat berbeban.

121

BAB 5 PROTEKSI TRANSFORMATOR, REAKTOR DAN KAPASITOR 5.1

Definisi dan Istilah

5.1.1 Transformator Seperangkat

peralatan

statis

yang

berdasarkan

prinsip

induksi

elektromagnetik, mentransformasi tegangan dan arus bolak balik antara dua belitan atau lebih pada frekuensi yang sama besar dan biasanya pada arus dan tegangan yang berbeda. (SPLN 8 – 1 : 1991) 5.1.2 Interbus Transformator Transformator yang menghubungkan antara dua bus / rel tegangan tinggi atau tegangan ekstra tinggi dengan tegangan tinggi. Dalam hal ini adalah transformator tenaga 500/150 kV, 175/150 kV dan 150/66 kV (SPLN T5.003-1 : 2010) 5.1.3 Pengubah Sadapan Berbeban (On Load Tap Changer) Penyadap tegangan didalam transformator yang dapat dioperasikan dalam keadaan berbeban (SPLN T5.003-1 :2010). Sebuah peralatan pengubah posisi koneksi pada belitan, cocok untuk pengoperasian pada transformator yang sedang bertegangan atau berbeban (IEV 421-11-01). 5.1.4 Pentanahan netral sistem Suatu hubungan antara titik netral sistem ke tanah (ground) baik langsung, melalui tahanan, reaktansi atau kumparan Petersen (SPLN 2 : 1978) 122

a. Pentanahan netral sistem langsung b. Pentanahan netral sistem dengan tahanan Pentanahan netral sistem melalui impedansi yang unsur utamanya adalah tahanan (SPLN 2 : 1978) c. Pentanahan netral sistem dengan reaktor Pentanahan netral sistem melalui impedansi yang unsur utamanya adalah reaktansi (SPLN 2 : 1978) d. Pentanahan netral sistem dengan kumparan Petersen Pentanahan netral sistem melalui kumparan pertersen. Disebut juga dengan kumparan peredam busur atau kumparan kompensasi gangguan tanah (SPLN 2 : 1978) 5.1.5 Reaktor Suatu peralatan yang digunakan untuk mengkompensasi daya reaktif kapasitif dari jaringan transmisi tenaga listrik. 5.1.6 Kapasitor Kapasitor adalah suatu peralatan listrik yang dapat menyimpan muatan arus listrik didalam medan listrik sampai batas waktu tertentu. Shunt kapasitor adalah kapasitor yang dipasang parallel yang berfungsi mencatu daya reaktif atau arus yang menghilangkan komponen arus induktif.

5.2 Dalam

Pertimbangan Pemilihan Proteksi Transformator Tenaga menentukan

sistem

proteksi

yang

akan

dipasang

pada

transformator harus memperhatikan aspek teknis dan non teknis, yaitu :

123

5.2.1 Potensi Gangguan pada transformator Mencegah dampak yang lebih parah akibat gangguan dalam/luar ttransformator (minimalisasi kerusakan) Potensi gangguan ini antara lain (SPLN T5.003-1 :2010): a. Beban lebih b. Penurunan unjuk kerja transformator yang disebabkan oleh umur c. Hubung singkat di dalam bay transformator akibat peralatan penangkap petir (LA), CT, PMT, PMS, kabel dan terminasinya. d. Arus hubung singkat yang besar akibat gangguan di sisi sekunder atau di luar transformator. e. Kerusakan dalam belitan transformator. f.

Kegagalan isolasi pada bushing transformator.

g. Gangguan pada kontak – kontak geser pengubah sadapan (OLTC) 5.2.2 Peranan dalam sistem Transformator tenaga tegangan 500 kV mempunyai peran yang sangat penting, sehingga perlu sistem proteksi yang berlapis (redundancy)

5.2.3 Aspek Ekonomi Transformator dengan kapasitas besar / tegangan tinggi harus mempunyai relai proteksi yang lengkap. 5.3

Desain Sistem Proteksi Transformator

5.3.1 Pentanahan sistem Setiap

cara

pentanahan

mempunyai

sekurang

–

kurangnya

satu

keunggulan menonjol dengan mengorbankan ciri – ciri lainnya. Yang 124

menjadi perhatian utama adalah pentanahan yang tepat bagi sistem. Untuk itu perlu diperhatikan faktor – faktor berikut dalam menentukan jenis pentanahan pada sistem: a. Sensitifitas dan selektifitas pengamanan gangguan ke tanah b. Pembatasan arus gangguan ke tanah c. Tingkat pengamanan terhadap tegangan surja dengan penangkap petir (LA) d. Pembatasan tegangan lebih terhadap sistem

Berikut adalah deskripsi sistem pentanahan : 5.3.1.1

Pentanahan langsung atau pentanahan dengan reaktansi

Arus hubungsingkat 1 fasa ketanah yang akan terjadi : 1 5.3.1.2

0.25

3

Pentanahan dengan resistansi rendah (12 Ω – 62 Ω)

Arus hubungsingkat 1 fasa ketanah yang akan terjadi : 1 5.3.1.3

0.1

0.25

3

Pentanahan dengan Petersen dan pentanahan dengan

tahanan tinggi (200 Ω - 500 Ω) Arus hubungsingkat 1 fasa ketanah yang akan terjadi : 1

0.1

125

3

Karena di PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali mempunyai tiga jenis pentanahan

diatas

maka

untuk

kepentingan

mobilisasi

relokasi

transformator antar regional yang berbeda metoda pentanahan maka spesifikasi minimum desain transformator harus mengacu ke standar maksimum ketahanan transformator terhadap arus hubung singkat. Dalam hal ini adalah pentanahan langsung (solid).

Tabel 5.1 Spesifikasi teknik transformator PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali 2013 Short Circuit Available At HV terminals LV terminals TV terminals

kA kA kA

500/150 kV 500 MVA

150/70 kV 100 MVA

150/20 kV 60 MVA

150/20 kV 30 MVA

70/20 kV 30 MVA

40 40 25

40 25 -

40 16 -

40 16

25 16

5.3.2 Skema proteksi utama Dalam penerapan pola proteksi transformator (SPLN T5.003 - 1 : 2010), jenis proteksi dibagi atas 2 bagian yaitu : 5.3.2.1

Proteksi mekanik & deteksi panas (Thermal Detection)

Metoda proteksi relai jenis ini adalah deteksi gangguan transformator yang tidak dapat terukur oleh relai elektrik (IEEE Std C37.91-2000). Untuk mendeteksi nilai – nilai yang tidak terukur tersebut bisa dilakukan dengan dua metoda deteksi kondisi gangguan / ketidaknormalan transformator. Yaitu metoda deteksi mekanis dan metoda deteksi termal. Metoda

deteksi

mekanis

mencakup

pendeteksian

ketidaknormalan kondisi transformator melalui :

126

gangguan

/

•

Akumulasi gas selama terjadi dekomposisi insulasi transformator atau minyak yang lambat

•

Kenaikan minyak tangki atau tekanan gas akibat gangguan di internal transformator

Sementara untuk deteksi termal didefinisikan sebagai pendeteksi kondisi trasformator dalam kondisi overheat. Beberapa faktor yang menyebabkan transformator overheat adalah sebagai berikut : •

Ambien temperatur yang tinggi

•

Kegagalan sistem pendingin transformator

•

Gangguan luar yang tidak segera diisolasi

•

Beban lebih

•

Kondisi ketidaknormalan sistem seperti frekuensi rendah, tegangan tinggi, beban nonsinusoidal atau ketidakseimbangan tegangan fasa

Akibat dari overheat tersebut antara lain : •

Penurunan usia transformator

•

Kegagalan isolasi komponen transformator

•

Kegagalan sistem pendingin transformator yang dapat memicu kebakaran

•

Memicu munculnya gas yang menghasilkan kegagalan fungsi elektrik

Untuk mendeteksi hal tersebut diatas maka transformator dilengkapi dengan relai mekanik dan termal, yaitu : a.

Relai Bucholz

127

Bekerja dengan cara mendeteksi akumulasi gas atau aliran minyak dari tangki utama menuju konservator. Relai ini berfungsi untuk mendeteksi gangguan (SPLN T5.003-1 : 2010) : •

Hubung singkat antar belitan dalam satu fasa

•

Hubung singkat antar fasa

•

Busur api listrik antar laminasi

•

Busur api listrik karena kontak yang kurang baik

•

Kejutan aliran minyak dan/ atau gas yang disebabkan gangguan dalam transformator

b.

Relai Jansen

Prinsip kerja relai ini sama dengan relai Bucholz, tapi hanya mempunyai satu pelampung yang bereaksi terhadap aliran minyak dan pada tekanan tertentu akan mengerjakan kontak trip. Relai ini dipasang di antara tangki OLTC dan konservator OLTC.

c.

Relai tekanan lebih (sudden pressure)

Relai ini berfungsi untuk mendeteksi kenaikan tekanan minyak yang mendadak/ spontan di dalam tangkai utama transformator dan langsung mengerjakan kontak trip. Berikut adalah gambar relai tekanan lebih (sudden pressure)

128

Gambar 5.1 Skema relai sudden pressure

d.

Relai suhu minyak

Berfungsi untuk mengamankan/ mencegah transformator dari kerusakan isolasi belitan akibat adanya panas yang berlebih. Dalam penerapannya terdapat seting alarm dan seting trip. Skema pengukuran digambarkan sebagai berikut :

Gambar 5.2 Skema relai suhu

Keterangan : 1 : bulb sensor suhu 2 : sensor suhu 3 : pipa kapiler 4 : thermometer 5 : transformator arus 129

6 : kabel CT e.

Relai suhu belitan (sisi primer dan sekunder)

Berfungsi untuk mengamankan/ mencegah transformator dari kerusakan isolasi belitan akibat adanya panas berlebih pada belitan. Prinsip kerja mendeteksi suhu belitan secara tidak langsung dan juga memperhatikan kondisi pembebanan transformator. Untuk pembebanan transformator dikompensasi dengan menggunakan CT yang dipasang di transformator. Seting relai suhu belitan ini terdiri dari seting alarm dan seting trip.

5.3.2.2

Proteksi Elektrik

Proteksi elektrik adalah relai yang mengambil parameter pengukuran dari besaran analog listrik yaitu tegangan dan arus. a. Relai diferensial Relai diferensial adalah relai yang bekerja apabila mendeteksi adanya perbedaan fasor dan atau perbedaan nilai sesaat arus masuk dan arus keluar. Dalam hal ini perbandingan arus belitan primer, sekunder dan atau tersier (jika tersier dibebani). Prinsip kerja relai ini adalah berdasarkan hukum Kircchoff I (Kirchhoff Current Law I) yaitu jumlah arus yang masuk sama dengan jumlah arus yang keluar pada titik percabangan sirkuit listrik.

Keterangan : I diff

: arus diferensial (Amp) 130

I hv I lv

: arus sisi tegangan tinggi transformator (Amp) : arus sisi tegangan rendah transformator (Amp)

Gambaran prinsip kerja relai ini diperlihatkan oleh gambar dibawah ini :

Gambar 5.3 Kondisi tanpa gangguan

Gambar 5.4 Kondisi gangguan luar

131

Gambar 5.5 Kondisi gangguan dalam

Prinsip kerja relai diferensial Apabila gangguan berada di luar daerah proteksinya maka penjumlahan arus adalah nol pada titik percabangan (restraint point). Akan tetapi pada saat terjadi gangguan di dalam daerah proteksinya maka arus yang masuk tidak lagi sama dengan arus keluar

sehingga akan timbul arus

diferensial pada titik percabangannya (restraint point). Apabila perbedaan arus diferensial ini sudah mencapai titik seting (pickup) maka relai ini akan bekerja (operate). Dalam mengaplikasikan relai diferensial perlu memperhatikan beberapa hal berikut : •

•

Pemilihan lokasi CT -

CT diameter

-

CT bushing

-

CT bay

Pemilihan CT 132

-

Faktor koreksi rasio (ratio correction factor)

-

Faktor koreksi sudut fasa (vector ratio)

-

Faktor kompensasi arus urutan nol

Pada relai numerik, faktor – faktor tersebut di atas sudah dikalkulasi oleh internal relai. •

Faktor kesalahan pengatur pengubah sadapan berbeban (OLTC)

Pada kondisi transformator dan sistem proteksi normal relai diferensial harus stabil bila terjadi : •

Inrush current

•

External Through Fault Current

•

Overfluxing pada transformator

•

Perubahan tap saat berbeban.

b. Relai gangguan ke tanah terbatas (Restricted Earth Fault) Berfungsi untuk mengamankan transformator dari gangguan fasa ke tanah di dekat titik netral transformator. Relai ini dipasang di transformator dengan desain vector group YNyn yang ditanahkan. Daerah pengamanan REF ini adalah daerah yang tidak terdeteksi oleh relai diferensial. Sehingga sensitifitas dari relai ini menjadi titik utama dari penyetingannya. Dan besar arus gangguan fasa ke tanah tergantung dari besar nilai tahanan yang dipasang pada pentanahan titik netral.

133

Gambar 5.6 Skema Relai REF

REF terdiri atas 2 jenis, yaitu : 1) REF high impedance Hal – hal yang perlu diperhatikan dalam mengaplikasikan jenis relai ini adalah: -

Kemampuan pembebanan CT (Burden CT)

-

Impedansi total rangkaian (impedansi CT, impedansi pengawatan & impedansi relai)

-

Level kejenuhan CT

-

Arus magnetisasi pada CT

-

Nilai tahanan geser

-

Tegangan maksimum yang mungkin terjadi pada terminal relai (metrosil requirements)

-

Lokasi penempatan CT (area protection)

2) REF low impedance Untuk aplikasi REF low impedance yang perlu diperhatikan adalah sensitifitas kurva kemiringan (slope).

134

5.3.3 Skema proteksi cadangan pada transformator Filosofi

pemasangan

relai

cadangan

adalah

untuk

mengamankan

transformator dari kerusakan akibat gangguan luar. Jika gangguan ini tidak segera diisolasi akan menyebabkan beban lebih (overload) pada transformator

sehingga

dapat

menyebabkan

pemanasan

lebih

(overheating) dan kegagalan (failure) fungsi transformator. Gangguan eksternal tidak dapat diisolasi oleh relai utama. Sehingga perlu dipasang relai lain yang bisa mengamankan transformator dari kerusakan. Pada transformator OCR/GFR dipilih sebagai relai cadangan. Karena OCR/GFR adalah relai yang bekerja setelah waktu tunda maka relai ini harus dikoordinsikan. Berikut adalah skema koordinasi relai OCR/GFR :

Keterangan : a : 51/51G outgoing b : 51/51G incoming c : 51G d : 51/51G HV Side e : 51/51G SUTT

135

Gambar 5.7 Skema Koordinasi OCR/GFR

5.3.3.1

Relai arus lebih (Over current relay)

Relai arus lebih yang dipasang pada transformator adalah jenis tidak berarah (non directional). Karena tidak berarah maka relai ini bisa bekerja pada gangguan dalam dan luar. Relai jenis ini dipasang pada kedua sisi transformator sehingga perlu diperhatikan penyetingan arus dan waktu kerjanya. Dalam melakukan penyetingan OCR pada transformator harus bisa mengakomodir

antara

kebutuhan

operasional

dan

pengamanan

transformator itu sendiri, maka seting arus kerja (pickup) harus lebih tinggi dari kemampuan transformator itu sendiri. Tapi dalam kondisi tertentu, seting arus kerja dapat lebih kecil daripada kemampuan transformator. Pemilihan dan penyetingan OCR harus mempertimbangkan faktor sebagai berikut: a. Kondisi sistem (X/R dari sistem termasuk sumber (source) dan transformator serta fluktuasi tegangan) b. Ketahanan transformator terhadap gangguan hubung singkat luar (external) c. Ketahanan transformator terhadap beban lebih d. Proteksi utama transformator yang sudah tersedia

Dalam elemen OCR terdapat seting OCR highset yang berfungsi untuk mengatasi arus gangguan yang sangat besar (through fault current) sehingga dibutuhkan waktu kerja yang sangat cepat untuk mengisolasi / memutuskan gangguan tersebut. 136

5.3.3.2

Relai gangguan ke tanah (GFR)

Prinsip kerja relai gangguan ke tanah sama dengan relai arus lebih. Berdasarkan fungsi relai gangguan ke tanah mendeteksi arus urutan nol yang nilainya sangat kecil (unbalance system detection). Nilai seting relai gangguan tanah minimum adalah total arus urutan nol maksimum yang bersirkulasi dalam transformator. Oleh sebab itu seting GFR sangat berkaitan erat dengan kombinasi belitan transformator. Aspek teknis penyetingan relai gangguan ke tanah memperhatikan faktor berikut: a. Pola pentanahan netral transformator b. Ketahanan termis resistansi netral transformator c. Ketahanan termis pelindung (shielding) kabel di sisi sekunder transformator (khususnya pada sistem dengan netral yang ditanahkan langsung atau dengan NGR rendah) d. Sensitifitas relai terhadap gangguan ke tanah e. Pengaruh konfigurasi belitan transformator (dilengkapi belitan delta atau tidak) f.

Tipe inti transformator

Untuk elemen highset

relai ini diblok kecuali untuk sistem pentanahan

langsung (solid). Karena relai gangguan ke tanah juga dipasang di beberapa titik pengamanan

sisi

primer,

sisi

sekunder,

NGR

(outgoingfeeder) maka seting relai harus dikoordinasikan.

137

dan

penyulang

5.3.3.3

Relai Standby Earth Fault (SBEF)

Filosofi relai ini adalah untuk mengamankan NGR dari kerusakan akibat panas. Panas bisa dihasilkan karena arus hubung singkat atau arus urutan nol yang mengalir ke titik netral transformator secara terus menerus (continue). Prinsip kerja relai ini sama dengan relai gangguan ke tanah (GFR/RGT)

dan

dipasang

hanya

untuk

pentanahan

yang

bukan

pentanahan langsung. Karena terdapat berbagai nilai dari resistansi pentanahan titik netral maka setingnya pun harus mempertimbangkan nominal dan ketahanan termis dari resistansi pentanahan itu sendiri, sehingga karakteristik waktu relai ini menjadi sangat penting. Adapun karakteristik waktu kerja SBEF adalah kurva landai (long time inverse).

Gambar 5.8 Skema Wiring SBEF

5.3.3.4

Relai tegangan lebih (Over Voltage Relay)

Relai tegangan lebih memproteksi transformator dari tegangan lebih yang dapat merusak isolasi transformator, baik itu isolasi minyak transformator ataupun belitan transformator. Akibatnya dapat menyebabkan hubung 138

ssingkat di dalam (intternal) tran nsformator. Dalam ap plikasinya dilapangan n relai tegang gan lebih diseting mem mperhatikan kurva the ermal transfformator. 5.3.3.5

Relai pe engaman belitan b ters sier (Interbus Transfo ormator)

alam menentukan pola proteksi transforma ator bergan ntung pada a Metoda da penggunaa an dari belitan terssier itu sendiri, apa akah belittan tersierr d dipergunakkan sebaga ai penyalura an daya ata au tidak (IEE EE C37.91--2000). Belitan terssier pada trransformato or dapat be erfungsi sebagai stabilisator dan n bisa juga dipergunak d kan untuk menyalurka an daya. Apabila A belitan tersierr d dipergunakkan sebaga ai stabilisato or maka be elitan bisa ditanahkan n atau tidakk ttergantung dari spes sifikasi atau u rekomen ndasi pabrikkan transfo ormator itu u ssendiri. • Untuk belitan terrsier ditana ahkan diprroteksi den ngan relai gangguan n tanah (GFR). ( Prin nsip kerja re elai ini sam ma dengan relai gangg guan tanah h (GFR)

Gambar 5.9 Skema protteksi Tersier ditanahkan (grounding)

•

Untuk belitan ters sier mengambang diproteksi den ngan relai pergeseran p n tegangan titik netrral (Neutrall Displacem ment Voltag ge Relay) attau dengan n 139

elai tegang gan lebih (OVR). Relai R ini mendeteksi m i menggunakan re di pergeseran titik ne etral akibatt tegangan urutan nol pada saat terjad alah skema a proteksinyya : terjadi gangguan. Berikut ada

(a) NVDR

(b) OVR G Gambar 5.10 0 Skema pro oteksi Tersier mengamba ang (floating))

140

5.3.4 Skema proteksi sistem Proteksi sistem adalah suatu mekanisme yang dipergunakan untuk membantu peralatan proteksi dalam meminimalisasi kerusakan peralatan serta mengurangi efek pemadaman meluas akibat fenomena sistem tenaga. Dalam aplikasinya proteksi sistem harus memperhatikan kondisi sistem atau kondisi operasional peralatan itu sendiri.

5.3.4.1

Synchrocheck

Relai synchrocheck dibutuhkan untuk memparalel dua atau lebih transformator. Metode seting mengacu pada poin 4.6.3

5.3.4.2

Pengatur pengubah sadapan berbeban (AVR)

Relai pengatur tegangan adalah peralatan kontrol otomatis pada transformator yang menggerakan motor OLTC. Secara prinsip fungsi kontrol mengikuti tap demi tap operasi tap changer dari tap posisi service ke tap berikutnya. Dasar pengontrolan tegangan ini disesuaikan dengan pelayanan kualitas tegangan yang terdapat dalam Aturan Jaringan JawaMadura-Bali. Ketika terukur adanya deviasi tegangan dari tegangan yang dipertahankan, voltage regulator memberikan sinyal kontrol dan memerintahkan motor penggerak (motor drive) agar bekerja dalam dua kasus naik (raise) atau turun (lower).

141

Bila level tegangan menjadi turun (rendah) dan jika diperlukan pelepasan beban (load shedding), maka AVR dilengkapi dengan fasilitas load shedding device yang dapat dipilih melalui eksternal relai kontak (switches). Pada kondisi gangguan sistem menjamin/ memastikan motor penggerak unit OLTC tidak akan bekerja (troublefree operation) dengan cara menyeting

undervoltage

dan

overcurrent

blocking

functions

dan

overvoltage monitoring. Dalam melakukan penyetingan AVR perlu memperhatikan hal – hal sebagai berikut: •

Besarnya nilai tegangan nominal yang akan dipertahankan di titik pengaturan (Vn)

•

Deviasi tegangan yang diijinkan (%)

•

Voltage drop pada impedance line (Line Drop Compensator) atau nilai kompensasi impedansi drop (Z-Compensation)

•

undervoltage dan overcurrent blocking functions dan overvoltage monitoring pada kondisi gangguan sistem (troublefree operation)

•

Nilai tegangan per-tap pada OLTC (volt / %)

•

Jumlah kerja dari OLTC

•

Pengaturan waktu perpindahan tap (detik)

142

Gambar 5.11 Konfigurasi AVR

Tabel 5.2 Contoh plat pengenal (name plate) OLTC Tap 1 2 3 4 5 6 7 8 9a 9b 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Tegangan Tinggi Tegangan Arus 165750 104.5 163500 105.9 161250 107.4 159000 108.9 156750 110.5 154500 112.1 152250 113.8 150000 115.5 147750 117.2 147750 117.2 145500 119.0 143250 120.9 141000 122.8 138750 124.8 136500 126.9 134250 129.0 132000 131.2 129750 133.5 127500 135.8

Tegangan Rendah Tegangan Arus 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866 20000 866

Data Teknik OLTC Transformator I 150/20 kV 30 MV GI MRICA Merk : MR Type : MS III 300Y

Delta V

143

: 2250 Volt per tap : (2250/150000) x 100% = 1.5% per tap

Tap +14 +13 +12 +11 +10 +9 +8 +7 +6 +5 +4 +3 +2 +1 0 ‐1 ‐2 ‐3 ‐4

Tegangan Tinggi Tegangan Arus 500000 491.9 500000 491.7 500000 502.5 500000 508.1 500000 513.7 500000 519.5 500000 525.4 500000 531.4 500000 537.6 500000 543.9 500000 550.4 500000 557 500000 563.8 500000 570.8 500000 577.9 493750 585.2 487500 592.7 481250 600.4 475000 608

Tegangan Rendah Data Teknik OLTC Transformator I 500/150 kV 500 MV Tegangan Arus GITET KRIAN 142857 1718 Merk : ABB 144399 1718 Type : T I 1000 / 110kV ‐ D 145963 1718 147566 1718 149209 1718 Delta V : 6250 Volt per tap 150882 1718 : (6250/500000) x 100% = 1.25% per tap 152597 1718 154851 1718 156146 1718 157983 1718 159864 1718 161789 1718 163762 1718 165784 1718 168000 1718 168000 1718 168000 1718 168000 1718 168000 1718

Berdasarkan masukan arus dan tegangan, AVR terdiri atas 2 jenis : a. AVR satu fasa Biasanya dipakai pada interbus transformator. Untuk jenis ini masukan CT dan VT adalah adalah nilai fasa – fasa. Untuk masukan CT adalah satu fasa sedangkan untuk tegangan menggunakan masukan fasa – fasa. Satu relai akan mengontrol 3 OLTC pada transformator 3x1 fasa. Perlu

diperhatikan

pengawatan

(wiring)

pengaman

untuk

unsynchronized kenaikan tap perfasa. b. AVR tiga fasa (Y connection – N) Jenis ini juga harus mempunya masukan CT dan VT untuk masing – masing fasa RST. Untuk dua atau lebih transformator paralel perlu diperhatikan koordinasi kerja AVR. Hal – hal yang menjadi pertimbangan penerapan AVR pada transformator paralel adalah: 144

-

Reverse Reactance Kelemahan metoda ini adalah kontrol tegangan akan terpengaruh oleh perubahan faktor daya beban (load power factor)

-

Master and Follower Membutuhkan

pertukaran

sinyal

dan

nilai

pengukuran

antar

transformator atau antar AVR trasformator (antar bank transformator). Aplikasinya terbatas pada transformator yang identik. -

Arus Sirkulasi (Circulating Current) Biasanya diaplikasikan tipikal pada relai AVR baru yang telah numerik, dimana aplikasinya bisa mencakup pada transformator yang tidak sama pada saat operasi paralel. Tujuan utama dalam mengaplikasikan metoda ini adalah mampu mengatur tegangan sisi sekunder dengan nilai target yang telah ditetapkan dan mampu meminimalkan arus sirkulasi pada transformator yang paralel pada posisi tap yang berbeda, untuk mendapatkan nilai berbagi antar transformator yang optimal untuk beban reaktif antara transformator operasi paralel.

5.3.5 Persyaratan Pemilihan Transformator Arus (CT) 5.3.5.1

Faktor remanensi dan arus magnetisasi

Pemilihan 2 faktor ini akan memperngaruhi tingkat akurasi dan sensitifitas relai dalam hal pembacaan arus gangguan. 5.3.5.2

Lokasi penempatan CT

Untuk pemilihan lokasi CT akan mempengaruhi luas pengamanan (coverage area) dari relai proteksi itu sendiri. a. Jika menggunakan 1 ½ PMT (untuk diferensial) -

Pemilihan CT diameter 145

Untuk pengambilan CT diameter sebagai masukan relai diferensial akan

menambah

wilayah

proteksi

relai

diferensial.

Esensi

pengamanan relai diferensial tidak lagi menjadi pengaman internal transformator. Tapi juga sebagai pengaman diameter.

Gambar 5.12 Pemilihan CT Diameter untuk relai Diferensial Transformator

-

CT Line (bushing) Pada penerapannya CT line yang dipakai adalah CT bushing. Kelemahannya pengambilan CT dari titik ini adalah untuk pengujian stabilitas primer differensial akan rumit. Butuh alat uji injeksi dengan kapasitas yang besar untuk pengujian stabilitas diferensial transformator. Selain itu, untuk mengamankan diameternya perlu ditambahkan proteksi C.

146

Gambar 5.13 Pemilihan CT Line (bushing) untuk relai Diferensial Transformator

b. Pemilihan CT dititik netral (untuk REF) Berikut adalah konfigurasi CT eksisting untuk aplikasi REF yang terpasang di P3B Jawa Bali. -

CT Netral dipasang antara NGR dengan titik netral transformator Untuk konfigurasi ini adalah yang direkomendasikan oleh PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali. Dimana REF murni melindungi belitan ke titik netral transformator dan tidak melindungi NGR transformator.

Gambar 5.14 Dipasang antara NGR dan titik netral transformator

147

-

CT Netral terpasang antara NGR dan titik pentanahan Untuk konfigurasi ini skema pengamanan NGR juga meliputi NGR. Jika terdapat gangguan internal NGR maka REF akan bekerja. Ini tidak

sesuai

dengan

filosofi

REF

dimana

hanya

akan

mengamankan wilayah yang tidak terlindungi oleh relai diferensial.

Gambar 5.15 Dipasang antara grounding & NGR

c. Spesifikasi transformator arus (CT) Pemilihan kelas CT untuk proteksi yang terpasang di transformator tergantung dari jenis proteksinya. Untuk diferensial direkomendasikan menggunakan CT dengan kelas X atau kelas P. Kelas X digunakan untuk jenis relai high impedance dan pada sistem 500 kV karena jenis CT ini mempunyai tingkat arus magnetisasi yang kecil sehingga mempunyai tingkat akurasi yang tinggi dan presisi pada transformasi AC dan DC komponen. Pada sistem high impedance kepresisian arus sangat penting untuk meminimalisasi error perbandingan arus (I diff).

148

Sementara untuk CT kelas P dapat dipergunakan untuk jenis low impedance. Karena nilai error

dikompensasi oleh besaran kemiringan

kurva karakteristik diferensial (slope). Pada pemakaian kelas CT untuk proteksi cadangan menggunakan kelas P. Untuk pemakaian kelas CT perhatikan beban (burden) CT, yaitu 30 VA. Dan untuk instalasi baru nominal arus sisi sekunder adalah 1 Ampere

5.3.6 Skema Proteksi Elektrik Tranformator

TV SIDE

LV SIDE

HV SIDE

51N

59/59N

25 59

51/51N

64

64

51/51N

51N AVR 87T Gambar 5.16 Skema proteksi elektrik transformator

5.4

Desain Sistem Proteksi Reaktor

149

Secara um mum sistem proteksi re eaktor sama a dengan desain d siste em proteksii ttransformattor tenaga. Dimana sisstem protekksi utama reaktor r terdiri atas : 55.4.1 Protteksi Utam ma 5.4.1.1

Proteksi mekanik dan detek ksi panas (T Thermal de etection)

Mengacu ke k poin 5.3.2.1 5.4.1.2

Proteksi Elektrik

Pada aplika asi proteks si utama rea aktor , bisa a memilih antara a relai diferensiall a atau Restri ricted Earth h Fault (RE EF). terganttung dari ko onstruksi re eactor, jika a kontruksi re eactor satu u fasa dalam satu tan ngki utama maka proteksi utama a menggunakkan rele diferensial dan d jika ko ontruksi rea actor tiga fasa f dalam m ssatu tangki utama maka proteksi utama menggunakan n rele REF. a a.

Diferensial Currrent nsial relai pada p reakto or sama de engan diferrensial relaii Filossofi diferen yang g diaplikasikan pada trransformato or.

Gambar 5.17 Filosofi F diferrensial reakto or

150

Gambar 5.18 Desain pemasangan diferensial reaktor

Pada aplikasinya CT dipasang sebelum reaktor dan sebelum titik bintang reaktor.

b.

Restricted Earth Fault (REF)

151

Gambar 5.19 Desain pemasangan REF reaktor

Pada aplikasinya CT dipasang sebelum reaktor dan setelah titik bintang reaktor.

5.4.2 Proteksi Cadangan Pada reactor, proteksi cadangan yang dipakai adalah relai arus lebih (OCR/GFR) untuk mendeteksi arus lebih pada fasa atau arus gangguan ke tanah. Filosofi relai arus lebih (OCR) relai pada reaktor sama dengan relai arus lebih yang diaplikasikan pada transformator atau penghantar.

152

Gambar 5.20 Desain pemasangan arus lebih pada reactor

Semua gambar diperbaharui lihat gitet depok

5.5

Desain Sistem Proteksi Kapasitor

Shunt Capacitor bank adalah peralatan yang digunakan untuk memperbaiki kualitas pasokan energi listrik antara lain memperbaiki mutu tegangan disisi beban, memperbaiki faktor daya dan mengurangi rugi-rugi transmisi. Kekurangan

dari

pemakaian

kapasitor

bank

adalah

menimbulkan

hamonisasi pada proses switching untuk itu diperlukan desain khusus PMT atau switching controller.

153

Gambar 5.21 Konstruksi Kapasitor

5.5.1 Konstruksi Kapasitor 5.5.1.1

Elemen Kapasitor

Elemen kapasitor merupakan bagian terkecil dari kapasitor yang berupa belitan aluminium foil dan plastic film. 5.5.1.2 Sebuah

Unit Kapasitor unit

kapasitor

terdiri

dari

elemen-elemen

kapasitor

yang

dihubungkan dalam suatu matriks secara seri dan paralel, unit kapasitor rata-rata

terdiri

dari

40

elemen-elemen.

Elemen-elemen

kapasitor

dihubungkan secara seri untuk membangun tegangan dan dihubungkan secara paralel untuk membangun daya (VAR) pada unit kapasitor. Unit kapasitor dilengkapi dengan resistor yang berfungsi sebagai elemen pelepasan muatan kapasitor (discharge device). Rating tegangan unit kapasitor bervariasi dari 240 V sampai 25 kV dan rating kapasitas dari 2,5 kVAR sampai 1 MVAR. Menurut IEEE std 18-1992 dan std 1036-1992 menyatakan : 154

-

Unit kapasitor harus mampu beroperasi terus menerus pada rating 110% Vrms dan tegangan puncak tidak melebihi 1,2 √2 Vrms serta harus mampu dilalui arus sebesar 135% Inominal.

-

Pada rating tegangan dan frekuensi, daya reaktif harus berkisar antara 100% sampai 115% rating daya reaktif.

5.5.1.3

Capasitor Bank

Unit-unit kapasitor terpasang dalam rak baja galvanis untuk membentuk suatu bank kapasitor dari unit-unit kapasitor fasa tunggal. Jumlah unit-unti kapasitor pada sebuah bank ditentukan oleh tegangan dan daya yang dibutuhkan. Untuk daya dan tegangan yang lebih tinggi, unit kapasitor dipasang secara seri dan pararel.

5.5.2 Kapasitor Koneksi Wye Koneksi ini terdiri dari gabungan koneksi seri dan pararel dari unit kapasitor di setiap fasa 5.5.2.1

Terhubung ke tanah (Grounded Wye).

Keuntungan dari koneksi ini adalah : -

Koneksi ini memiliki impedansi yang rendah terhadap tanah sehingga dapat melindungi dari arus surja petir dan beberapa pengamanan terhadap tegangan surja. Kapasitor bank pada koneksi ini dapat dioperasikan tanpa arrester karena kemampuan kapasitor dalam menyerap surja.

-

Mengurangi tegangan transient pada PMT dan peralatan switching lainnya. 155

Beberapa kekurangan dari koneksi ini : -

Sirkulasi harmonic dan inrush current dapat menyebabkan salah kerja atau terlalu sensitif pada relai proteksi dan fuse.

-

Diperlukan phase series reactors untuk mengurangi tegangan yang muncul pada sekunder CT karena efek dari frekuensi tinggi dan besarnya amplitudo arus.

Jika desain kapasitor telalu besar, sehingga energi/ daya unit kapasitor paralel dari group kapasitor seri terlalu besar (di atas 10 MVar), bank dapat dibagi menjadi dua bagian wye. Karakteristik dari wye ganda mirip dengan bank wye ground tunggal. Kedua netral harus langsung terhubung dengan koneksi tunggal ke tanah.

(a) Grounded Kapasitor dengan Single Wye

(b) Grounded Kapasitor dengan Double Wye

Gambar 5.22 Koneksi Kapasitor Bank Grounded Wye

5.5.2.2

Koneksi Wye tidak terhubung ke tanah (Ungrounded

Wye) Pada koneksi ungrounded Wye shunt capacitor bank, tidak di ijinkan adanya arus urutan nol, third harmonic currents, atau arus discharge yang 156

besar pada kapasitor (untuk gangguan fasa – fasa masih mungkin muncul arus discharge yang besar). Keuntungan lainnya dari koneksi ini tegangan lebih pada sekunder CT tidak sebesar bandingkan pada koneksi grounded Wye, namun untuk sisi netralnya harus terisolasi dengan baik atau terisolasi sebesar tegangan line. Untuk skema proteksi unbalance pada koneksi ini, sensitive terhadap unbalance tegangan.

(a) Ungrounded Kapasitor dengan Single Wye

(b) Ungrounded Kapasitor dengan Double Wye

Gambar 5.23 Koneksi Kapasitor Bank Ungrounded Wye

Kapasitor yang terpasang pada sistem tegangan tinggi P3BJB memakai ungrounded Wye 5.5.3 Switching

Saat proses switching atau proses memasukan PMT kapasitor bank tegangan tinggi dapat menghasilkan arus transient. Metode switching yang dikenal saat ini adalah reactor, preinsertion resistor, preinsertion inductor dan pengaturan switching (control switching).dijelaskan semua

157

Pada saat pemasukan kapasitor dapat terjadi keadaan hubung singkat apabila kondisi kapasitor kosong muatan yang akan menghasilkan arus yang sangat besar (arus inrush) dan kedip tegangan yang cukup dalam di sistem. Persyaratan memasukan PMT kapasitor adalah tegangan sesaat pada kontak PMT sama dengan nol. Dengan mengatur saat penutupan PMT maka akan mengurangi arus inrush pada kapasitor bank. Pengaturan pemasukan PMT pada kapasitor bank tergantung pada sistem pentanahan netral kapasitor bank. 5.5.3.1

Switching

pada

kapasitor

bank

yang

ditanahkan

(grounded Wye). Jika kapasitor bank ditanahkan maka setiap fasa berdiri sendiri dan pemasukan setiap fasa berbeda 1/6 cycle atau 30 derajat listrik (3,3 ms untuk sistem 50Hz).

5.5.3.2

Switching pada kapasitor bank yang tidak ditanahkan

(ungrounded Wye). Jika kapasitor tidak ditanahkan maka dua fasa pertama harus pada saat perbedaan tegangan diantara ke dua fasa tersebut sama dengan nol sedangkan fasa ketiga dimasukan ¼ cycle atau 45 derajat listrik (5 ms untuk sistem 50Hz).

158

Proses menutup PMT yang disyaratkan untuk kapasitor bank grounded

Proses menutup PMT yang disyaratkan untuk kapasitor bank grounded

Gambar 5.24 Switching PMT Capacitor gambar ulang dan gambar ground/ungrod dipisah (sumber gambar dimasukan)

5.5.4 Persyaratan

Pemilihan

Transformator

Arus

Transformator Tegangan (VT/CVT)

5.5.4.1 a.

Pemilihan CT dan VT untuk proteksi unbalance

Transformator arus (CT).

159

(CT)

dan

Rating arus adalah dasar untuk menghitung unbalance. Arus harmonic harus dipertimbangkan dalam pemilihan rating. Untuk kapasitor dengan internal fuse arus yang mengalir biasanya sangat rendah dan pemilihan transformator arus (CT) harus disesuaikan. Untuk kapasitor bank yang tidak ditanahkan (ungrounded) rating tegang harus sebesar tegangan sistem, sedangkan untuk kapasitor bank yang ditanahkan (grounded) dapat digunakan rating tegangan yang lebih rendah. Transformator arus (CT) harus mampu menahan arus selama kondisi tidak normal seperti short circuit, gangguan tersebut dapat menyebabkan peak transient tinggi dan arus frekuensi tinggi. Arus transient saat switching juga harus diperhitungkan. Transformator arus dapat diamankan dengan memasang surja arrester. Class 5P cukup untuk mengakomodir kesalahan pengukuran transformator arus (CT), saat kondisi unbalance maksimun yang menghasilkan arus jauh lebih rendah dari rating transformator arus (CT) maka diperlukan class akurasi yang lebih baik.

b.

Transformator tegangan (VT/ CVT) Rating tegangan primer transformator tegangan (VT/ CVT) harus sesuai dengan perhitungan unbalance maksimum. Untuk kapasitor bank yang tidak terhubung ketanah class isolasi harus baik (rating tegangan sebesar tegangan sistem pada jaringan). 160

Ketika belitan primer VT/ CVT menjadi jalur discharge dari kapasitor, transformator tegangan (VT/ CVT) harus mampu menahan peak arus akibat energi discharge saat PMT kapasitor bank dikeluarkan. Transformator tegangan dipilih untuk class akurasi 0,5 untuk penggunaan normal, sedangkan skema differential tegangan perlu perhatian khusus agar transformator tegangan (VT/ CVT) pada setiap fasa matching.

5.5.4.2

Pemilihan transformator arus untuk proteksi overload

dan hubungsingkat. Transformator arus (CT) untuk proteksi overload harus mempunyai rating arus primer paling kecil 1,4 kali dari rating arus kapasitor bank, dan untuk standar akurasi dipilih class 5P. Jika dalam satu transformator arus (CT) digunakan untuk meter dan proteksi, maka penggunaan winding skunder harus dipisah antara fungsi proteksi dan meter dan mengakomodir kebutuhan proteksi eksisting (contoh busbar proteksi).

5.5.5 Sistem Proteksi Kapasitor 5.5.5.1

Proteksi Unbalance (Unbalance Relay)

Proteksi shunt capasitor bank terhadap gangguan internal terdiri dari beberapa elemen/ peralatan proteksi dalam skema koordinasi, biasanya 161

elemen/ peralatan proteksi yang terdapat pada shunt kapasitor bank untuk gangguan internal adalah individual fuses (tidak dibahas dalam buku ini), proteksi unbalance untuk trip dan alarm serta proteksi arus lebih. Terisolasinya elemen/ unit kapasitor yang rusak akibat putusnya fuse internal akan menyebabkan kenaikan tegangan di elemen/ unit kapasitor lainnya dan ini akan mengakibatkan unbalance pada kapasitor bank. Tegangan lebih secara berkelanjutan harus dihindari (di atas 1,1 pu) dalam setiap unit kapasitor dengan cara mengetripkan kapasitor bank oleh relai proteksi. Proteksi unbalance merupakan proteksi utama untuk gangguan busur api pada kapasitor bank dan gangguan lainnya yang dapat merusak elemen/ unit kapasitor, gangguan ini dapat merusak elemen/ unit kapasitor secara substansial dalam waktu singkat, sehingga proteksi unbalance harus memiliki waktu tunda sekecil mungkin untuk meminimalkan kerusakan pada kapasitor bank dalam hal busur api eksternal. Pada kapasitor bank, busur api eksternal yang terjadi tidak mengakibatkan perubahan yang cukup pada arus di fasa untuk mengerjakan proteksi yang lain pada kapasitor bank (relai arus lebih) Proteksi unbalance pada kapasitor bank tersedia dalam berbagai bentuk tergantung pada susunan kapasitor dan sambungan pentanahannya. -

Unbalance bawaan (inherent) dan sistem Unbalance Pada prateknya unbalance yang dilihat oleh relai unbalance adalah hasil dari rugi-rugi unit/ elemen kapasitor secara individu dan sistem inherent serta unbalance pada kapasitor bank. Pada umumnya unbalance yang terjadi pada semua instalasi kapasitor bank (dengan atau tanpa fuse) utamanya disebabkan oleh unbalance tegangan dan toleransi dari pabrikan kapasitor, penyebab lainnya unbalance error 162

adalah toleransi dari peralatan pendeteksi unbalance dan perubahan relative kapasitansi akibat perbedaan suhu pada unit kapasitor dalam satu bank. Error akibat inherent unbalance harus diperhatikan untuk mencegah bekerjanya relai unbalance atau salah kerja relai unbalance. Tabel 5.3 Acuan untuk menentukan efek inherent unbalance. Efek dari

Efek dari

Konfigurasi

toleransi

perbedaan besaran

Efek dari perbedaan sudut

kapasitor bank

pabrikan

tegangan sistem

phasa dari tegangan sistem

kapasitor

anatar phasa

Grounded wye

∆

∆

dengan netral arus

Ungrounded wye

∆

dengan netral

Ungrounded wye

3

∆

dengan differential

0

6

netral arus Ungrounded wye ∆

2 sin 3 2

∆ 3

tegangan

dengan differntial

sin

2

3

∆

netral tegangan

3

∆

0

0

IN

: Arus netral

∆C

: Perbedaan kapasitansi antar phasa

varB

: Rating power reaktip kapasitor bank

varU

: Rating power reaktip pada unit kapasitor

VC

: Rating tegangan kapasitor

163

∆

0

2

-

VLG

: Tegangan phasa ke tanah

VNN

: Tegangan antara netral

Θ

: Perbedaan sudut phasa antara dua phasa mulai dari 120°

Toleransi Pabrikan Pengoperasian unit kapasitor bervariasi antara 100% sampai 110% dari rating tegangan, KVar dan frekuensi pada suhu 25°C, batasan ini harus mengakomodir dari toleransi pabrikan dimana pada umumnya toleransi pabrikan tidak lebih dari 107%. Toleransi ini harus dipertimbangkan dalam pemasangan kapasitor bank dan merupakan pertimbangan yang penting ketika mendisain proteksi unbalance.

-

Pengaruh suhu terhadap unit kapasitor Kapasitansi unit terpengaruh terhadap suhu dan suhu unit kapasitor dari keseluruhan bank sangat tergantung pada saat pembangunan dan faktor lingkungan, misalnya pada saat musim panas sebagian unit kapasitor mendapat sinar matahari langsung dan sebagian lagi tidak. Oleh

karena

itu

penting

memperhitungkannya.

untuk

Gambar

memahami

5.25

perubahan

menunjukan

dan

perubahan

kapasitansi per unit (C/C25°C) terhadap suhu untuk unit kapasitor yang direndam dalam Faradol 810, cairan isolasi yang digunakan oleh ABB.

164

Gambar 5.25 Kurva perubahan kapasitansi terhadap suhu

a. Proteksi unbalance pada Ungrounded Wye kapasitor bank. •

Single Ungrounded Wye kapasitor Bank. Metode paling sederhana dalam mendeteksi unbalance pada Single ungrounded Wye kapasitor bank adalah dengan mengukur tegangan netral atau tegangan urutan nol, jika kapasitor bank seimbang dan sistem tegangan pada jaringan seimbang maka tegangan netral akan nol, perubahan kapasitor bank di setiap fasa akan menghasilkan tegangan urutan nol atau netral.

165

(a). Unbalanced tegangan dengan 1 VT

(b). Unbalanced tegangan dengan open delta VT

Gambar 5.26 Skema proteksi untuk ungrounded Single wye

Gambar 5.26 (a) menunjukan metode pengukuran tegangan antara titik netral ke gound pada kapasitor bank mengunakan VT dan relai tegangan lebih yang dilengkapai filter harmonisa ke tiga. Metode ini sangat sederhana namun dihadapkan dengan permasalahan unbalance tegangan pada jaringan dan unbalance inherent,

peralatan sensing tegangan umumnya

menggunakan transformator tegangan (VT) namun bisa juga menggunakan

peralatan

pontensial

kapastif

(CVT)

dan

peralatan potensial resisitif. Peralatan sensing tegangan dipilih yang mamapu mencapai ratio tegangan terendah dan juga mampu

terhadap

berkesinambungan

kondisi untuk

tegangan mendapatkan

lebih

yang

sensitivitas

pendeteksian unbalance secara maksimal. VT/ CVT yang

166

digunakan pada aplikasi ini harus mempunyai rating sebesar tegangan sistem. Gambar 5.26 (b) menunjukan skema proteksi netral unbalance dengan

differential

tegangan,

skema

proteksi

ini

menghilangkan ketidakseimbangan tegangan pada system jaringan. Pada metode ini unbalance proteksi didapat dengan membandingkan tegangan pada titik netral kapasitor dengan tegangan urutan nol (3V0) yang didapat dari VT/CVT pada busbar. Relai digital yang lebih modern dapat menghitung tegangan urutan nol dari tegangan fasa. Skema ini menghilangkan kebutuhan transformator tegangan (VT/CVT) tambahan untuk mendapatkan tegangan urutan nol.

•

Double Ungrounded Wye kapasitor Bank. Terdapat beberapa metode proteksi unbalance untuk double ungrounded Wye seperti pada Gambar 5.27(a) menggunakan transformator arus (CT) yang terpasang pada kedua titik netral dan terhubung pada relai arus lebih (atau pararel dengan relai tegangan). Gambar 5.27 (b) di bawah merupakan contoh kapasitor menggunakan transformator tegangan (VT/CVT) yang terpasang pada kedua titik netral dan terhubung pada relai tegangan lebih. Pada metode ini tidak dipengaruhi oleh unbalance tegangan pada jaringan dan tidak sensitif terhadap hamonisa ketiga. 167

Transformator arus (CT) dan transformator tegangan (VT/CVT) harus memiliki rating tegangan sebesar tegangan sistem.

(a) Unbalance proteksi untuk Double ungrounded wye dengan CT

(b) Unbalance proteksi untuk Double ungrounded wye dengan CT

Gambar 5.27 Skema proteksi unbalance pada ungrounded double wye

b. Proteksi unbalance pada Gronded Wye kapasitor bank. •

Single Grounded Wye kapasitor Bank Unbalance pada kapasitor bank akan menyebabkan arus mengalir dititik netral seperti pada Gambar 5.28 menunjukan proteksi didasarkan transformator arus (CT) yang dihubungkan antara netral kapasitor bank ke tanah. Dalam skema ini memiliki rasio CT yang rendah, resistor beban dan relai tegangan lebih digunakan untuk mendapatkan sensitifitas yang diinginkan, relai yang mengukur tegangan sebanding dengan

168

arus netral (3I0). Pada umumnya skema ini digunakan pada kapasitor bank bedaya (MVAR) rendah.

Gambar 5.28 Skema proteksi unbalance dengan grounded Single wye

•

Double Grounded Wye kapasitor Bank Pada pola ini kapasitor bank dibagi menjadi dua bagian yang terhubung ke tanah (kedua bank ini harus indentik). Gambar 5.29 (a) menunjukan dimana transformator arus (CT) dipasang pada setiap netral ke tanah (common ground) dari kapasitor

bank

double

grounded

Wye,

sisi

skunder

kedua

transformator arus (CT) terhubung silang ke relai arus lebih, sehingga relai tidak sensitif terhadap semua kondisi luar kapasitor bank (cara lain penggunaan satu transformator arus (CT) dengan koneksi dua titik netral berlawanan arah melalui transformator arus).

169

Transformator arus (CT) dapat menjadi sasaran switching arus transient sehingga dibutuhkan proteksi terhadap surja.

(a) grounded Double wye dengan 2 CT CT

(b) grounded Double wye dengan 1

Gambar 5.29 Skema Proteksi Unbalance Double wye grounded

5.5.5.2

Proteksi Arus Lebih (Over Current Relay)

Arus kapasitor yang berlebih didapat dari gangguan sistem tegangan, harmonisa dan gangguan hubung singkat. Untuk memproteksi kapasitor, transformator arus dihubungkan ke relai untuk mendeteksi kelebihan arus (overload) dan mengetripkan kapasitor bank. Untuk kapasitor bank yang lebih kecil (tipikal kurang dari 10 MVAR), memiliki inrush transient lebih singkat, relai overload dan relai hubung singkat penggunaannya dapat digabung dalam satu fungsi proteksi.

170

Arus transien yang dihasilkan oleh kapasitor bank yang lebih besar, untuk itu penggunaan relai overload dan relai hubung singkat harus dipisahkan. Pengaturan arus untuk relai hubung singkat diatur lebih tinggi untuk menghindari salah operasi saat switching.

(a) koneksi grounded

(b) koneksi ungrounded

Gambar 5.30 Skema proteksi arus lebih

5.5.5.3

Overvoltage dan undervoltage

Relai tegangan pada instalasi kapasitor tidak difungsikan sebagai proteksi pengaman,

tetapi lebih banyak berperan sebagai kontrol close / open

sesuai kebutuhan sistem. Sumber tegangan untuk sistem proteksi ini bisa didapat dari transformator tegangan (VT/ CVT) bubar yang terhubung pada kapasitor bank.

171

5.5.5.4

Skema Proteksi Kapasitor Bank

Gambar 5.31 Skema proteksi kapasitor bank

172

5.6

SETING & KOORDINASI PROTEKSI TRANSFORMATOR

5.6.1 Tipikal Seting 5.6.1.1 a. •

Proteksi Utama

Diferensial Seting arus 0.2

0.3

Catatan : seting diizinkan minimum selama arus magnetisasi transformator tidak lebih dari 4 kali seting minimum diferensial 4 atau 0.8

1

0.5

Catatan : Nilai 0.8 adalah pertimbangan untuk faktor kesalahan relai, CT dan wiring sebesar 20%. Sedangkan nilai 0.5 adalah nilai arus gangguan tertinggi yang dapat terjadi, yang dipakai sebagai batas atas dalam menentukan seting arus untuk relai moment

•

Seting kecuraman (slope)

Dalam melakukan penyetingan kecuraman (slope) diferensial, tingkat stabilitas relai harus diperhatikan. Relai harus stabil dalam keadaan beban tinggi ataupun jika terjadi interupsi eksternal akibat adanya gangguan eksternal. 173

Oleh karena itu seting kecuraman (slope) harus memperhatikan hal – hal sebagai berikut : -

Selektifitas relai terhadap gangguan eksternal. Kedua sisi transformator arus yang digunakan harus mempunyai rasio dan karakteristik yang tipikal serta polaritas transformator arus harus betul (IEEE Std. C37.110-1996).

-

Pengaruh kejenuhan CT utama dan ACT Perbedaan faktor kejenuhan ini dapat menyebabkan arus sekunder yang melalui relai tidak sama terutama pada saat terjadi gangguan dengan nilai yang besar (through fault current)

-

Pengaruh tap ACT Dapat mengakibatkan selisih arus antara primer dan sekunder transformator.

-

Pengaruh adanya OLTC ( On Load Tap Changer ) Waktu operasi perbandingan transformasi berubah–ubah mengikuti tegangan yang masuk sementara tap CT / ACT tidak mengalami perubahan.

-

Pengaruh

kesalahan

(error)

yang

harus

dikompensasi

menentukan seting kecuraman (slope) yaitu : 9 Kesalahan sadapan

: 10 %

9 Kesalahan transformator arus CT

: 10 %

9 Mismatch

: 4 %

9 Arus eksitasi

: 1 % 174

dalam

9 Faktor keamanan

: 5 %

Maka penyetingan slope adalah sebagai berikut: Slope-1 = (25 – 35) % Slope-2 = (50 – 80) % Dimana slope adalah : 100%

Gambar 5.32 Contoh slope 87T

Beberapa pabrikan mempunyai formula tersendiri dalam menentukan besaran untuk arus restraint (Irest). Formula pabrikan Alstom, ABB, Toshiba, GE adalah : 2 Untuk pabrikan Siemens menggunakan :

175

•

2nd harmonic blocking

Pada saat awal pengoperasioan transformator, diferensial harus stabil untuk kondisi inrush. Pada kondisi harmonisa kedua muncul, relai diferensial harus stabil (blocking 2nd harmonic). Untuk fungsi ini, relai tetap harus trip jika terjadi gangguan internal selama proses 2nd harmonic berlangsung. Berdasarkan statistik dan literatur memperlihatkan bahwa 2nd harmonic terjadi pada 9% - 13% arus nominal transformator. Maka seting 2nd harmonic direkomendasikan : 2

b.

0.15

Restricted Earth Fault

Rekomendasi seting tipikal arus kerja REF adalah : 0.15

0.25

Catatan : arus kerja REF memperhatikan error maksimum arus diferensial urutan nol pada saat operasi normal transformator. Untuk seting kecuraman REF adalah : Slope-1 = (25 – 35) % Dalam penyetingan kecuraman (slope) REF low impedance cukup satu slope saja. Hal ini dikarenakan pada REF tidak terpengaruh faktor perubahan rasio akibat perpindahan tap. Selain itu estimasi gangguan 176

maksimum 1 fasa – tanah masih berada dibawah batas kejenuhan CT. Tapi apabila relai mempunyai 2 seting slope, rekomendasi slope kedua mengikuti rekomendasi dari pabrikan. •

REF high impedance

9 Seting arus REF 15%

25%

1

Keterangan : Is Ihs 1Ø n Ie

: Seting arus REF : Arus hubungsingkat 1 fasa maksimum : jumlah CT terhubung ke relai : arus magnetisasi CT

9 Seting tegangan 1

2

Keterangan : Vs Ihs 1Ø CT ratio Rct 2Rl R relai

: Seting tegangan REF : Arus hubungsingkat 1 fasa maksimum : Rasio CT yang digunakan untuk proteksi REF : Resistansi CT (nilai tertinggi) : Impedansi rangkaian tertutup (looping) : Impedansi relai REF

Untuk penyetingan tegangan stabilitas ini harus memenuhi syarat yaitu Vk > 2Vs 9 Seting tahanan 1 I set

Vs

Va I set

Keterangan : Rs I set

: Seting resistansi variabel : Seting arus REF (0.1 – 0.2 x In transformator) 177

Vs Va

: seting tegangan REF : burden relai

9 Kebutuhan metrosil (metrosil requirement) Pada gangguan internal yang sangat besar, tegangan yang cukup tinggi dapat terjadi melalui relai serta stabilizing resistor. Apabila tegangan > 3kV (rekomendasi alstom), maka harus menambahkan Metrosil 2

2

Keterangan : Vp : tegangan gangguan Vk : tegangan lutut (knee point) Vf : tegangan RMS maksimum jika CT tidak saturasi 2

Untuk karakteristik metrosil itu sendiri :

Keterangan : V

: Tegangan puncak (Volt)

I

: Arus puncak (Amp)

C

: Konstanta tergantung pada konstruksi metrosil

β

: Konstanta dengan range 0.2 – 0.25

Nilai C dan β dipilih untuk membatasi tegangan metrosil tidak lebih dari 3 kV pada arus gangguan maksimum.

178

5.6.1.2

Proteksi Cadangan

a. Relai arus lebih (Over Current Relai / OCR ) •

Seting arus kerja

Untuk melakukan penyetingan arus untuk OCR, harus memperhatikan arus nominal terlemah dari rangkaian peralatan di bay tersebut (CT, PMS, PMT dan transformator daya) Maka : 1.2 Keterangan : I set In •

: Seting arus OCR : arus nominal terkecil peralatan bay terpasang

Seting waktu

Seting waktu OCR pada trasformator adalah 1 detik pada hubung singkat maksimum di busbar terhubung. Pemilihan karakteristik waktu OCR adalah menggunakan Standar Inverse / Normaly Inverse. Untuk interbus transformator 500/150 kV seting waktu relai OCR antara sisi tegangan tinggi dan tegangan rendah tidak dikoordinasikan. Untuk interbus transformator 150/70 kV dan transformator distribusi 150/20 kV dan 70/20 kV seting waktu dikoordinasikan (grading) dengan waktu 1 detik pada OCR terpasang di incoming tegangan rendah. Perbedaan waktu (delta t) antara OCR sisi tegangan tinggi dan OCR sisi incoming adalah 0.3 – 0.5 detik dengan karakteristik waktu standart inverse/ normally inverse.

179

b. Relai gangguan ke tanah (GFR) & Stand By Earth Fault (SBEF) Untuk seting relai GFR harus memperhatikan 2 hal : •

Jumlah belitan transformator

Ketersediaan belitan ketiga (delta) akan mempengaruhi nilai seting GFR sisi tegangan tinggi (HV side) transformator. Dimana : -

Tanpa belitan delta 0.2

-

Dengan belitan delta 0.5

0.8

Dimana, In •

: Arus nominal peralatan terkecil (Amp)

Sistem pentanahan transformator.

Sistem pentanahan transformator akan mempengaruhi besar arus gangguan

hubungsingkat

fasa

–

tanah

disisi

tegangan

rendah

transformator, sehingga seting arus kerja dari GFR akan bervariasi, tergantung dari jenis pentanahan dari transformator : -

Langsung (solid)

-

Tahanan rendah 12 Ω, 40 Ω, 62 Ω (low impedance)

-

Tahanan tinggi 200 Ω & 500 Ω (high impedance)

Besar nilai setingan GFR dan SBEF dapat dlihat dilapiran

180

Tabel T 5.4 Tip pikal Seting GFR G & SBEF F

Nominal NGR 500 Ω 62 Ω 40 Ω 12 Ω Langsung

GFR LV I set T TMS

SBEF I set

T TMS ≥ 30 0% (LTI) ketahanan thermis NGR ≥ 50 0% (LTI) ketahanan thermis NGR 0% (LTI) ≥ 50 ketahanan thermis NGR 0% (LTI) ≥ 50 ketahanan thermis NGR

-

-

0.4* In NGR R

(0.3 - 0.4) * In

( pada 1 dtk (SI) hubung singkat LV

(0.3 - 0.4) * In I NGR

(0.2 - 0.4) * In

( pada 1 dtk (SI) hubung singkat LV

(0.3 - 0.4) * In I NGR

(0.2 - 0.3) * In

( pada 1 dtk (SI) hubung singkat LV

(0.1 - 0.2) * In I NGR

0.4 * In

1 dtk (SI) ( pada hubung singkat LV

-

-

I highset : 3 * In

500 mss (definite)

-

-

cc. Relai te egangan lebih (Over Voltage V Rellay / OVR) Penyetinga an OVR harrus mempe erhatikan ke emampuan termis tran nsformator.

Tabel 5.5 5 Contoh ke emampuan termis transfformator

181

•

Seting tegangan

Seting tegangan terdiri dari : • •

Seting alarm 1

1.05

2

1.10

Seting trip Keterangan : Vs1 Vs2 Vnom

•

: Seting tegangan alarm (volt) : Seting tegangan trip (volt) : Tegangan normal operasi

Seting waktu

Untuk seting waktu alarm tidak ada waktu tunda (seketika). Sementara untuk seting waktu trip diberikan 5 detik (mengacu ke kurva ketahanan transformator terhadap tegangan lebih).

d. Neutral Voltage Displacement Relay (Floating Delta Tertier) dan Over Voltage Relay (OVR) Diaplikasikan pada delta tersier mengambang. Seting tegangan terdiri dari : •

Seting alarm NVDR -

Seting tegangan 1

-

0.2

Seting waktu Waktu tunda alarm adalah 5 detik 182

•

Seting trip NVDR -

Seting tegangan 2

-

0.3

Seting waktu Waktu tunda alarm adalah 2.5 detik

Dimana, Vo1 Vo2 Vnom •

: Seting tegangan alarm (volt) : Seting tegangan trip (volt) : Tegangan normal operasi (fasa – netral)

Seting alarm OVR -

Seting tegangan 1

-

1.2

Seting waktu Waktu tunda alarm adalah 5 detik (definite)

•

Seting trip OVR -

Seting tegangan 2

-

1.5

Seting waktu Waktu tunda alarm adalah 2.5 detik (definite)

e. Sensitif Earth Fault ( Grounding Delta Tertier) Diaplikasikan pada delta tersier ditanahkan -

Seting arus 0.25

-

Seting waktu Waktu tunda trip adalah 0.2 detik (definite) 183

5.6.1.3 a.

Proteksi Sistem

Relai synchrocheck

Seting synchrocheck adalah : •

Seting tegangan

Jika relai mendeteksi tegangan sistem tidak memenuhi standar tegangan minimum operasi, tidak direkomendasikan untuk memasukan PMT. 0.8 Untuk seting perbedaan tegangan antara dua sistem : ∆ •

0.05

10

Seting frekuensi

Setingan frekuensi dipengaruhi oleh pengaturan waktu dan susut fasa, dinyatakan dalam persamaan seperti dibawah ini: ∆

∆ 180°

Keterangan : ∆f : perbedaan frekuensi (Hz) ∆ : seting perbedaan sudut fasa (º) t : setingan waktu kerja (0.5 s) Maka selisih frekuensi : ∆

10 180° 0.5

∆f = 0.111 Hz ≈ 0.1 Hz •

Seting sudut fasa 184

Seting sudut fasa sangat penting dalam menyatukan 2 sistem. Setingan sudut fasa adalah: ∆

5°

15°

Catatan : Semakin kecil seting sudut fasa, maka penutupan PMT untuk proses sinkron semakin aman, tetapi semakin sulit proses paralel. Untuk mendapatkan seting yang paling optimum dalam suatu titik sinkron harus mengacu kepada hasil studi. 5.6.1.4

Relai Automatic Voltage Regulator (AVR)

Dalam melakukan penyetingan AVR yang paling penting diperhatikan adalah

185

Tabel 5.6 Pertimbangan seting AVR No Fasilitas Setting Batas Penyetelan 1 Voltage level 85 -------140 V

2 Band Width

+ 0,5% --+ 9%

3 Delay Time

0 ---------180 s Karakteristik pilihan :

• Linear

• Inverse

4 Line drop Compensator

5 Load Shedding 6 Undervoltage Blocking

Ur=0--+25V

Sasaran Kualitas tegangan yang dibutuhkan pelanggan

Referensi dan Data yang Diperlukan •Standar mutu tegangan •Permintaan pelanggan •Rasio PT terpasang Range maksimum dan minimum tegangan •Rasio Transformasi OLTC •Tegangan rating maksimum terlemah dari peralatan Instalasi Menghindari resiko : •Frekwensi operasi dari Life dari OLTC •Berkurangnya umur OLTC •Periode daya tahan peralatan untuk menerima tegangan maksimum dan minimum •Kerusakan peralatan Instalasi & konsumen •Fluktuasi tegangan akibat tegangan system dan beban pada hari kerja dan hari libur •Konsumen menerima mutu tegangan diluar standar tegangan dalam periode cukup lama

Ux=0--+25V

Akurasi tegangan yang diterima oleh pelanggan dg memperhitungkan tegangan drop

3 step 0--9% tiap step 70------95 % dg waktu tunda 10s

Menjaga kualitas tegangan berdasar skala prioritas pelanggan Mencegah operasi tap OLTC akibat penurunan tegangan dibawah standar

•Imformasi dari pelanggan tegangan di titik mana yang diinginkan •Besarnya Resistive dan Inductive line drop •Skala prioritas pelanggan •Standar undervoltage akibat penurunan frekwensi atau gangguan system •Besar tegangan tap terendah dari OLTC

7 Overvoltage Detection

105 -- 130% dg pulse/pause periode 1,5s/1,5s

Deteksi kenaikan tegangan yang melebihi standar yang dapat merusak peralatan

8 Overcurrent Blocking

100---210% step setting 5%

Mencegah operasi tap OLTC akibat arus lebih

•Standar overvoltage akibat pelepasan beban atau gangguan system •daya tahan peralatan untuk menerima tegangan lebih •Data arus nominal Trafo atau OLTC •Rasio CT terpasang

5.6.2 Koordinasi seting cadangan Dalam melakukan penyetingan relai cadangan pada transformator harus dilakukan pemetaan koordinasi seting untuk relai OCR dan GFR.

186

Gambar 5.33 Kurva koordinasi OCR

Gambar 5.34 Kurva koordinasi GFR

Untuk IBT tidak 500/150 kV tidak berlaku koordinasi OCR dan GFR.

187

5.6.3 Pola non kaskade Pola non kaskade diterapkan ditransformator distribusi 150/20 kV dan 70/20 kV. Pola ini menerapkan koordinasi relai OCR dengan sistem pengawatan (hardwire). Pola non kaskade ini bertujuan untuk membantu mengamankan transformator dari gangguan hubung singkat yang besar (through fault current) yang dapat merusak struktur internal transformator (struktur belitan atau inti besi). Prinsip kerja pola non kaskade adalah mengakomodir kegagalan eksekusi oleh PMT penyulang dan mempercepat eksekusi PMT 20 kV transformator (incoming).

I>

OCR Incoming

t delay

I2 >> T CBF B

&

≥1

TRIP TO INCOMING CB

≥1

TRIP TO OUTGOING CB

I1 >> &

0 – 200 ms

t>

OCR Outgoing

t >>

Gambar 5.35 Pengawatan untuk Pola Non Kaskade

188

Dalam menentukan waktu seting penundaan waktu perintah keluar (trip) ke PMT 20 kV incoming tergantung dari kekuatan transformator terhadap arus hubung singkat (ANSI/IEEE C57.109-1985) Untuk sistem penyulang yang sudah menggunakan relai – relai numerik yang dilengkapi dengan elemen CBF direkomendasikan mengaktifkan CBF sebagai elemen pemicu untuk mengeksekusi PMT incoming apabila terjadi kegagalan di PMT outgoing.

5.7

SETING PROTEKSI REAKTOR

5.7.1 Tipikal Seting 5.7.1.1 •

Relai Diferensial

Seting arus 0.15

0.3

Untuk seting diferensial moment (high set differenstial) adalah : 2

5.7.1.2

Restricted Earth Fault (REF)

Merujuk pada point 4.6.1.1. (b)

5.7.1.3

Relai Arus Lebih (Over Current Relay)

Merujuk pada point 4.6.2.1. (a)

189

5.8

SETING PROTEKSI KAPASITOR

5.8.1 Tipikal Seting 5.8.1.1

Unbalanced relay

Relai yang digunakan untuk proteksi unbalance harus tidak boleh sensitive terhadap frekuensi selain freksuensi dasar/fundamental untuk mencegah salah operasi dari relai unbalance. Seting proteksi unbalance pada bay kapasitor adalah sebagai berikut : a.

Seting alarm •

Seting tegangan ≥ 101% dari tegangan nominal unit kapasitor atau setara dengan 1 unit kapasitor rusak

•

Seting waktu Waktu tunda alarm selama 5 sec

b.

Seting trip •

Seting tegangan ≥110% dari tegangan nominal unit kapasitor atau setara dengan 5 unit kapasitor usak

•

Seting waktu Waktu tunda trip selama 0.1 sec - 1 sec

190

Tabel 5.7 contoh referensi nilai seting berdasarkan nameplate kapasitor

5.8.1.2

Relai Arus Lebih (Over Current Relay)

Akurasi dari relai yang digunakan untuk proteksi overvoltage harus valid dalam range frekuensi 50Hz sampai 1000Hz. Sensitivitas relai saat relai reset terhadap pickup (Id/Ip) tidak kurang dari 95%. Seting proteksi kapasitor bank adalah sebagai berikut (disesuaikan dengan kemampuan peralatan) : a. Untuk kapasitor bank yang kecil (<10MVAR), seting untuk fungsi proteksi overload dan hubung singkat disamakan dengan seting sebagai berikut : •

Seting arus kerja 1.2

1.4

191

•

Settng waktu tunda max 10 Atau 0.2

b. Untuk kapasitor bank yang lebih besar (>10MVAR), fungsi proteksi overload dan hubung singkat dibedakan dengan seting sebagai berikut : -

Fungsi proteksi overload •

Seting arus kerja 1.2

•

1.4

Settng waktu tunda Seting waktu tunda dibuat cukup lama untuk menghindari salah kerja selama switching atau tidak lebih dari 5 menit (IEC 60871-1 clause 32).

-

Fungsi proteksi hubung singkat •

Seting arus kerja 3

•

Settng waktu tunda 0.2 192

5.8.1.3

Overvoltage dan Undervoltage

Kapasitor bank dapat merasakan tegangan lebih (overvoltage) ketika tegangan sistem pada kondisi normal. Batasan yang harus diperhitungkan dalam membuat seting proteksi ini adalah kemampuan tegangan kapasitor tidak lebih dari 110% dari rating tegangannya dan batasan dari tingkat mutu pelayanan PLN (-10% dan +10% untuk tegangan 150KV), sehingga jika tegangan sistem melebihi dari batasan tersebut maka kapasitor harus dikeluarkan dari sistem. -

Seting untuk overvoltage adalah sebagai berikut : •

Seting tegangan 1.01

•

Waktu kerja 3

-

Undervoltage. •

Seting tegangan 0.9

•

Seting waktu 5

193

1.1

5.9

SKEMA PROTEKS SI TRANSF FORMATOR R

55.9.1 Skema Masuk kan CT & PT P Relai Prroteksi Inte erbus Tran nsformatorr (IBT)

Gambarr 5.36 Skema a Masukan CT C & VT relai proteksi inte erbus transfo ormator

194

5.9.2 Skema eksekusi Interbus Transformator (IBT) Tabel 5.8 Skema Eksekusi relai di Interbus Transformator (IBT)

No

Relai

LO 1

LO 2

LO 3

LO 4

Trip

Trip

PMT

PMT

1

2

HV

LV

1

Diferensial Tx

√

-

-

-

√

√

√

√

2

REF HV

√

-

-

-

√

√

√

√

3

REF LV

√

-

-

-

√

√

√

√

4

Bucholz

-

√

-

-

√

√

√

√

5

-

√

-

-

√

√

√

√

6

Sudden Pressure Oil Temp

-

√

-

-

√

√

√

√

7

Winding Temp

-

√

-

-

√

√

√

√

8

OCR HV

-

-

√

-

√

√

√

√

9

OCR LV

-

-

-

√

√

√

-

√

10

OVR

-

-

√

-

√

√

√

√

11

NDVR

-

-

√

-

√

√

√

√

12

SEF

-

-

√

-

√

√

√

√

195

5.9.3 Skema Masu ukan CT & PT Relai R Prote eksi Tran nsformatorr Distribusi

Gambar 5.37 Skema a Masukan CT T & VT relai proteksi tran nsformator distribusi d

196

5.9.4 Skema eksekusi transformator distribusi Tabel 5.9 Skema eksekusi Transformator Distribusi

No

Relai

LO 1 LO 2 LO 3 LO 4

Trip

Trip

PMT

PMT

1

2

HV

LV

1

Diferensial Tx

√

-

-

-

√

√

√

√

2

REF HV

√

-

-

-

√

√

√

√

3

REF LV

√

-

-

-

√

√

√

√

4

Bucholz

-

√

-

-

√

√

√

√

5

-

√

-

-

√

√

√

√

6

Sudden Pressure Oil Temp

-

√

-

-

√

√

√

√

7

Winding Temp

-

√

-

-

√

√

√

√

8

OCR HV

-

-

√

-

√

√

√

√

9

OCR LV

-

-

-

√

√

-

-

√

10

SBEF

-

-

-

√

√

-

-

√

197

BAB 6 PROTEKSI BUSBAR DAN DIAMETER

6.1

Proteksi Busbar, Diameter, dan CBF/SZP

6.1.1 Definisi dan Istilah 6.1.1.1

Busbar

Bagian utama dalam suatu gardu induk yang berfungsi sebagai tempat terhubungnya semua bay yang ada pada gardu induk tersebut, baik bay penghantar maupun bay transformator (SK. DIR 114/2009). 6.1.1.2 Bagian

Diameter utama

dalam

suatu

gardu

induk

yang

berfungsi

untuk

menghubungkan dua busbar pada sistem gardu induk satu setengah PMT. Diameter

dilengkapi

dengan

tiga

buah

Pemutus

Tenaga

(PMT),

diantaranya : PMT busbar A (PMT A), PMT busbar B (PMT B) dan PMT pengapit (PMT AB) (SK DIR 114/2009). 6.1.1.3

Kopel

PMT dalam suatu gardu induk yang berlokasi antara dua busbar dan dapat memperbolehkan busbar untuk digandengkan, kopel ini dapat dilengkapi dengan selector apabila terdapat lebih dari dua busbar (IEV 605-02-40). 6.1.1.4

Proteksi busbar/diameter

suatu sistem proteksi yang berperanan penting dalam mengamankan gangguan yang terjadi pada busbar/diameter (SK DIR 114/2009).

198

6.1.1.5

Proteksi Kegagalan PMT (CBF)

Proteksi yang bekerja apabila terjadi kegagalan pemutusan PMT saat terjadi gangguan (SK DIR 114/2009).

6.1.1.6

ShortZoneProtection (SZP)

Jenis proteksi yang digunakan untuk mengamankan daerah antara CT dan PMT pada diameter saat PMT tersebut dalam kondisi terbuka (SK DIR 114/2009).

6.2

Proteksi Busbar

6.2.1 Prinsip kerja proteksi busbar Relai busbar merupakan proteksi utama yang menggunakan prinsip diferensial, dimana jika pada kondisi sistem normal maka penjumlahan fasor dari semua arus yang masuk dan keluar sama dengan nol, atau jika terjadi gangguan di luar busbar maka minimum satu arah arus berlawanan arah dengan arus lainnya. Dan jika terjadi gangguan pada busbar, maka penjumlahan fasor tersebut tidak lagi sama dengan nol sehingga menyebabkan relai bekerja

6.2.2 Desain Sistem Proteksi Busbar 6.2.2.1 a.

Konfigurasi Proteksi Busbar pada Sistem P3B Jawa Bali

Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV

199

Gambar 6.1 Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV

Untuk menjamin keberhasilan dalam

mengamankan

peralatan

instalasi dari berbagai jenis gangguan maka pola proteksi yang diterapkan

dalam

saluran

transmisi

tegangan

ekstra

tinggi

menggunakan pola dua proteksi utama (redundant), yaitu proteksi utama-A dan proteksi utama-B (SPLN T5.002-2 2010). b.

Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV

200

Gambar 6.2 Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 150 kV

dan 70 kV 6.2.2.2 a.

Komponen Penyusun Sistem Proteksi Busbar

BusZone Berfungsi untuk menentukan busbar yang terganggu. Apabila gardu induk mempunyai lebih dari satu busbar, maka sistem proteksi busbar di gardu induk tersebut mempunyai beberapa zona proteksi tergantung dari jumlah busbar dan PMT kopel/PMT Section yang dimiliki (satu zona mengamankan satu busbar dan satu PMT kopel/PMT Section (jika ada)). Penggambaran pembagian bus zone adalah sebagai berikut : 1) Double busbar-satu setengah PMT, jumlah bus zone terdiri dari satu zone yang di proteksi oleh satu relay untuk tiap busbar. Konfigurasi seperti ini biasanya terdapat pada GITET 500 kV dan GI Pembangkit.

201

Gambar 6.3 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar-satu setengah

PMT

2) Double busbar , jumlah bus zone terdiri dari duazone

Gambar 6.4 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar

3) Double busbar dan satu PMT kopel/PMT Section/PMS Section, jumlah bus zone terdiri dari tiga zone :

202

Gambar 6.5 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar dan satu PMS section

4) Double busbar dan dua PMT kopel/PMT Section/PMS Section, jumlah bus zone terdiri dari empat zone :

Gambar 6.6 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar dan dua PMS section

b.

CheckZone Berfungsi untuk menentukan bahwa relai proteksi busbar akan bekerja dengan benar pada saat terjadi gangguan internal dan tidak akan bekerja pada saat gangguan eksternal. Checkzone bekerja dengan cara membandingkan semua arus pada bay yang tersambung pada 203

gardu induk tanpa membandingkan arus yang ada pada bay kopel.Dengan adanya checkzone maka akan menambah tingkat security dalam sistem proteksi busbar

Gambar 6.7 Daerah cakupan checkzone

6.2.3 Tipe Sistem Proteksi Busbar Sistem proteksi busbar yang digunakan pada sistem Jawa Bali ada dua yaitu 6.2.3.1

Sistem proteksi busbar tipe high impedance

Persyaratan untuk sistem ini adalah sebagai berikut : a. Semua CT pada bay yang terhubung ke busbar harus mempunyai rasio dan kelas CT yang sama. Kelas CT yang digunakan untuk proteksi busbar adalah kelas TPX untuk sistem tegangan 500 kV dan kelas PX untuk sistem tegangan 150 kV atau 66 kV (SPLN T3.0031:2011)

204

b. Pada sistem tegangan 500 kV menggunakan dua core CT kelas TPX sebagai inputan untuk buszonerelai busbar main a dan relai busbar main b (SPLN T3.003-1:2011). c. Manajemen zona proteksi berasal dari rangkaian CT yang melalui kontak bantu PMS. Kontak bantu PMS menggunakan kontak bantu khusus d. Pada sistem tegangan 150 kV menggunakan dua core CT kelas X sebagai inputan untuk buszonedan checkzone e. Untuk menjaga stabilitas sistem proteksi busbar pada saat terjadi gangguan

luar

yang

sangat

besar,

maka

dilengkapi

stabilizingresistoryang dapat dipasang di dalam atau di luar relai. f. Untuk melindungi relai proteksi busbar dari bahaya tegangan lebih (≥2 kV) yang dapat merusak relai dan rangkaian pengawatan pada saat terjadi gangguan hubung singkat di busbar, maka dipasangnon-linear resistor. g. Memerlukan relai supervisi (CT wiringsupervision) memantau rangkaian arus terbuka antar CT

untuk yang menghasilkan

ketidakseimbangan arus. Rangkaian sistem proteksi busbar tipe high impedance dapat dilihat sebagai berikut :

205

Gambar 6.8 Sistem proteksi busbar tipe high impedance

Penerapan proteksi busbar tipe high impedance pada PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali yaitu pada : -

Gardu induk eksisting dimana semua bay terhubung ke busbar memiliki ratio dan kelas CT yang sama dan

-

Gardu induk baru dengan jumlah bay yang masih sedikit (minimum 4 bay) dan pengembangan bebannya akan dilakukan 10-20 tahun ke depan.

6.2.3.2

Sistem proteksi busbar tipe low impedance

Persyaratan untuk sistem ini adalah sebagai berikut : a. Semua CT pada bay yang terhubung ke busbar diperbolehkan mempunyai rasio dan kelas CT yang berbeda. Kelas CT yang digunakan adalah klas khusus proteksi (klas PX atau klas P) b. Menggunakan hanya satu core CT sebagai masukan ke sirkit arusrelai 206

c. Pada konfigurasi double busbar relai membutuhkan statusdigital inputuntuk kondisi buka dan tutup masing-masing pemisah rel (doubel status Disconnecting Switch). d. Pada konfigurasi Single busbar atau satu setengah PMTrelai tidak membutuhkan masukan status digital inputuntuk pemisah rel. Fasilitas digital inputpada relai dimanfaatkan sebagai status buka dan tutup Pemutus Tenaga (PMT) setiap diameter yang terhubung ke busbar. e. Manajemen zona proteksi dikerjakan secara internal logic dari relai f. Relai ini telah dilengkapi fasilitas fungsi proteksi relai supervisi (CT wiring supervision) CT

untuk memantau rangkaian arus terbuka antar

yang menghasilkan ketidakseimbangan arus, sehingga tidak

diperlukan relai tambahan . g. Relai dilengkapi voltage supervision element untuk meningkatkan kehandalan dan security sistem proteksi busbar. Pada saat terjadinya internal fault di busbar, maka arus gangguan menjadi sangat besar, sementara tegangan di bus menjadi sangat kecil atau nol. Apabila terjadi permasalahan pada peralatan seperti CT trouble, kendornya wiring atau pada kasus tertentu misalnya error pada CT input di relay, maka ada kemungkinan terjadi fluktuasi tingginya arus di bus yang dapat menyebabkan busbar protection pick-up. Akan tetapi pada kondisi ini tegangan tidak drop. Untuk kondisi ini, busbar protection akan di block oleh Voltage Supervision element. h. Pemasangan relai low impedancebusbar harus menyiapkan cadangan input bay yang jumlahnya disesuaikan dengan rencana pengembangan bay pada GI tersebut (berdasarkan pengembangan GI pada RPTL yang berlaku pada tahun tersebut). i.

Membutuhkan satu atau lebih Marshalling Kiosk (MK) khusus untuk busbar proteksi sebagai interface dari HVapparatus ke gedung kontrol. 207

Konfigurasi dari proteksi busbar tipe low impedance terdiri dari dua jenis yaitu : a. Proteksi busbar centralized low impedance Semua inputan baik arus maupun status PMS dimasukkan ke dalam satu unit relai busbar.

Gambar 6.9 Sistem proteksi busbar tipe centralized low impedance

b. Proteksi busbar distributed low impedance Proteksi ini terdiri dari dua bagian yaitu : 1) Central Unit (CU); yang berfungsi sebagai pengatur konfigurasi semua data, seting dan manajemen zona proteksi 2) Bay Unit (BU); yang berfungsi sebagai input arus dan status PMS dan atau PMT masing-masing bay yang terhubung Konfigurasi proteksi ini membutuhkan dua atau lebih proteksi, karena setiap bay masing-masing memiliki relai bay unit. 208

Status buka dan tutup DS Bus 1 dan DS Bus 2

Gambar 6.10 Sistem proteksi busbar tipe distributedcentralized low impedance

6.2.4 Bay Kopel, PMS section, dan PMT section dalam Sistem Proteksi Busbar 6.2.4.1

Bay Kopel

Konfigurasi dan seting bay kopel dengan atau tanpa proteksi busbar pada gardu induk adalah sebagai berikut : a. Konfigurasi dan seting proteksi OCR/GFR bay kopel dengan adanya proteksi busbar adalah sebagai berikut :

209

BUSBAR A PMT KOPEL BUSBAR B B

A

C

D

87B ZONE 2

87B ZONE 1

Gambar 6.11 PMT kopel pada sistem proteksi busbar

1) Bay kopel harus dilengkapi dengan dua unit CT untuk menghindari adanya dead zone dalam zona proteksi busbar (input kedua CT kopel dibuat intercrossing). 2) Apabila terjadi gangguan pada daerah PMT kopel , maka proteksi busbar yang bekerja adalah bus zone 1 dan bus zone 2. 3) Pada proteksi busbar jenislowimpedance, status PMT bay kopel harus dimasukkan ke digital inputrelai. 4) Setingrelai OCR/GFR bay kopel sebagai berikut : - Seting arus relai Iop

1.2 x In

OCR

Iop

0.2 x In GFR

Dimana, In : arus nominal peralatan terkecil. - Seting waktu kerja waktu kerja t - Seting karakteristik relai

210

1.5 det

Karakteristik

Standar Inverse SI

Nilai hubung singkat yang digunakan dalam menentukan seting TMS yaitu didasarkan pada nilai breaking capacity PMT bay kopel. b. Pada kasus khusus dimana pada gardu induk tidak terpasang proteksi busbar,maka

seting

proteksi

OCR/GFR

bay

kopel

yang

direkomendasikan adalah sebagai berikut : 1) Setingrelai OCR/GFR bay kopel adalah sebagai berikut : - Seting arus relai Iop

1.2 x In

OCR

Iop

0.2 x In GFR

Dimana, In : arus nominal peralatan terkecil. - Seting waktu kerja waktu kerja t

0.5 detik

- Seting karakteristik relai Karakteristik

Definite Time DT

2) Seting waktu zone-2 relai jarak pada GI remote dibuat t2 = 0.8 detik, hal ini dimaksudkan jika terjadi gangguan pada salah satu busbar, maka untuk menyelamatkan busbar yang lain, relai OCR/GFR bay kopel akan bekerja lebih dahulu dibandingkan relai jarak zone-2 di GI Remote Ilustrasi kerja sistem proteksi bay kopel saat terjadi gangguan di busbar-2 adalah sebagai berikut :

211

Gambar 6.12 Ilustrasi gangguan busbar tanpa sistem proteksi busbar

c. Kelebihan dan kekurangan dengan hanya mengandalkan relai OCR/GFR pada bay kopel apabila pada gardu induk yang tidak terpasang proteksi busbar adalah sebagai berikut: 1) Kelebihan

:

dengan seting OCR/GFR

bay kopel tersebut

diatas,maka dengan skema ini dapat menyelamatkan satu busbar ketika terjadi gangguan pada salah satu busbar. 2) Kekurangan

:

ketika terjadi gangguan pada salah satu bay

penghantar (misalnya : kegagalan teleproteksi

pada sistem

proteksi penghantar) dimana OCR/GFR bay kopel bekerja terlebih dahulu maka akan menyebabkan terjadinya ketidakseimbangan antara arus masuk (supplycurrent) dan arus keluar (demand current) pada busbar sehingga berpotensi untuk menimbulkan pemadaman yang meluas.

6.2.4.2

PMS Section

Konfigurasi sistem proteksi busbar dengan adanya dua PMT Kopel dan dua PMS section adalah sebagai berikut :

212

Gambar 6.13 PMS section pada sistem proteksi busbar

a. Apabila terjadi gangguan pada PMT kopel 1 dengan status PMSsection1 dan 2 terbuka, maka proteksi busbar yang bekerja adalah bus zone 1 dan bus zone 3 b. Apabila terjadi gangguan pada daerah bus zone 1 dengan status PMSsection-1 tertutup, maka proteksi busbar yang bekerja adalah bus zone 1 dan bus zone 2 c. Konsekuensidengan menggunakan konfigurasi seperti ini yaitu jika terjadi gangguan pada salah satu bus zone, maka daerah pembebasan gangguan dapat menyebabkan ikut tripnya bus zone lainnya (misal : bus zone 1 dan bus zone 3 menjadi satu bus zone) , karena PMS section dalam kondisi tutup tidak lagi dapat digunakan untuk membagi zona proteksi busbar. d. Pada relai numerik busbar, status PMS section harus dimasukkan ke digital input relai. 213

6.2.4.3

PMT Section

Konfigurasi sistem proteksi busbar dengan adanya dua PMT Kopel dan dua PMT section adalah sebagai berikut :

Gambar 6.14 PMT section pada sistem proteksi busbar

a. PMT section harus dilengkapi dengan dua unit CT untuk menghindari adanya dead zone dalam zona proteksi busbar (inputan kedua CT kopel dibuat intercrossing). b. Apabila terjadi gangguan pada daerah PMT kopel, maka proteksi busbar yang bekerja adalah bus zone 1 dan bus zone 3 c. Apabila terjadi gangguan pada daerah Bus zone 1 , maka proteksi busbar yang bekerja hanya 87B Zone 1 d. Konsekuensidengan menggunakan konfigurasi seperti ini yaitu jika terjadi gangguan pada salah satu bus zone, maka daerah pembebasan gangguan dapat dibatasi hanya pada bus zone yang terganggu. e. Pada relai numerik busbar, status PMT section harus dimasukkan ke digital input relai. 214

6.2.5 Persyaratan CT Kelas CT yang digunakan pada sistem proteksi busbar yaitu : a. Untuk proteksi high impedance,kelas CT yang digunakan adalah kelas X (IEC 60044-1), dimanapemilihan knee voltage (Ek) secara umum ditentukan sebagai berikut (IEC 60044-1). : Ek

Kx

Rct

Rb

Isn

Dimana, Ek

: Knee Voltage(Volt)

Rct

: Resistansi CT (Ohm)

Rb

: Resistansi burden (Ohm)

Isn

: Arus nominal sekunder (Amp)

Kx

: Dimensioning factor

Untuk menjamin fast operation pada kondisi semua gangguan yang lebih besar dari seting arus maka dipilih persyaratan sebagai berikut : Kx

Rct

Rb

Isn

Dipilih, 2 b. Untuk proteksi low impedance, dapat menggunakan kelas P, dengan ketentuan sebagai berikut : 1) Standar akurasi kelas (standard accuracy class) adalah 5P dan 10 P (IEC 60044-1) - Nilai standard untuk burden keluaran adalah 2.5 - 5.0 – 10 – 15 dan 30 VA 215

Nilai beban keluaran lebih dari 30 VA tidak direkomendasikan. Nilai beban keluaran lebih dari 30 VA dapat dipilih jika dosertai dengan hasil kajian perhitungan kebutuhan burden sesuai dengan penerapan yang diinginkan (SPLN T3 003-1 2011).

6.2.6 Seting Tipikal Relai Proteksi Busbar 6.2.6.1

Seting tipikal relai proteksi busbar tipe high impedance

a. Seting tegangan relai

V

If max Ratio CT

Rct

Vs

2 Rl

Rr

V

Dimana , Vs

: Tegangan seting relai (Volt)

If max

: Gangguan maksimum pada busbar (Amp)

Ratio CT : Ratio CT Rct

: Resistansi CT (Ohm)

Rl

: Resistansi lead (Ohm)

Rr : Resistansi relai (Ohm) Untuk menjaga stabilitas saat terjadi gangguan eksternal, maka tegangan seting (Vs)

dibuat lebih tinggi daripada tegangan yang

muncul pada rangkaian (V), 216

b. Seting arus relai Is

30% If min

n Ie

Dimana , Is

: Seting arus relai (Amp)

Ifmin

: Arus gangguan minimum (Amp)

N

: Jumlah CT yang terhubung ke relai

Ie

: Arus pemagnetan CT (Amp)

c. Setingstabilizing resistor (Rs) Rs

1 Is

Vs

Burden Relai Is

Dimana , Rs

: Stabilizing Resistor (Ohm)

Is

: Seting arus relai (Amp)

d. PenambahanNon Linear Resistor Pada gangguan internal yang sangat besar, tegangan yang cukup tinggi dapat terjadi melalui relai + stabilizingresistor. Apabila tegangan > 3kV ,maka harus menambahkan Non Linear Resistor Vp

2

2 Vk Vf

Vk

Dimana : Vk: Tegangan knee point Vf : Tegangan RMS maksimum jika CT tidak saturasi : if (Rct + 2Rl + Rst + Rr) Untuk karakteristik Non Linear Resistor:

217

V

C I

Dimana, V : Tegangan puncak (Volt) I : Arus puncak (Amp) C : Konstanta tergantung pada konstruksi Non Linear Resistor β : Konstanta dengan range 0.2 – 0.25 Nilai C dan β dipilih untuk membatasi tegangan Non Linear Resistortidak lebih dari 3 kV pada arus gangguan maksimum. e. Seting relai supervisi

Ispv Ispv

25 Amp

10% CCC busbar

Ispv

10% InCT

Dimana, Ispv

: seting tipikal efektif dalam nilai primer (Amp)

InCT

: Nominal CT (Amp)

CCCbusbar: Nominal busbar (Amp) Arus kerja relai supervisi dipilih maksimum 10% dari kemampuan busbar atau nominal CT atau sekurang-kurangnya 25 Amp. 6.2.6.2

Seting tipikal relai proteksi busbar tipelow impedance

a. Seting arus kerja Is

0.3

0.4

Dimana, In : arus nominal relai (Amp) 218

In

b. Seting waktu kerja t

instantenous time

Dimana, t : waktu kerja relai c. SetingSlope Seting slope proteksi busbar adalah sebagai berikut : Slope 1 = 30% - 50% Slope 2 = 50% - 80% Breakpoint 1

= (2-4) In

Breakpoint 2

= 8 In

6.2.7 Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Busbar 6.2.7.1

Relai rangkaian penjatuh (tripping circuit relay)

Relai proteksi busbar meng-energize suatu relai bantu multi-kontak yang memiliki kontak tripping ke masing-masing PMT yang terhubung ke bus (ANSI/IEEE C37.97-1979). Pada proteksi busbar, relai yang digunakan sebagai relai rangkaian penjatuh ini adalah lockout relay dengan karakteristik highspeed dan high impedance. danmemiliki rangkaian kumparan

(coil) operationdan reset,

seperti yang terlihat pada gambar berikut ini :

Gambar 6.15 Lockout relay

219

Hal-hal yang terkait dengan lockout relay ini adalah sebagai berikut : a. dipasang pada proteksi setiap bay yang terhubung ke busbar b. lockout relaydiperuntukkan khusus untuk proteksi busbar tidak ditumpangkan atau digabungkan dengan lockout relayproteksi utama dan cadangan yang ada pada setiap bay. Gambar desain rangkaian tripping proteksi busbar dan salah satu bay pada suatu gardu induk adalah sebagai berikut :

BUSBAR A BAY KOPEL

CLASS X

CLASS X

CLASS P

A

CLASS X

CLASS X

BUSBAR B

F51/51N

F87B

TEST BLOCK

TEST BLOCK

F86-3 OP

B

RESET

F86-1 OP

TRIPPING COIL 1

RESET

F86-2 OP

RESET

TRIPPING COIL 2

Gambar 6.16 Rangkaiantripping antara proteksi busbar dan proteksi bay kopel

6.2.7.2

Layout proteksi busbar

a. proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV

220

Gambar 6.17 Layout proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV

b. proteksi busbar pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV 1) relai proteksi busbar tipe centralized low impedance danhigh impedance

221

Gambar 6.18 Layout proteksi busbar tipe centralized low impedance danhigh impedance

2) relai proteksi busbar tipe distributed low impedance

222

Tampak Depan

Tampak Depan

Proteksi Line (Bay eksisting)

Proteksi Busbar

BUSPRO

Bus A Bus B

BPU Q2

Q2

Q0

BU

BU

BU

Q0 BU

Q1

BU

Q1 BU

2200 mm

BU

BU

2200 mm

CU

BU

BU

MPU

Q9

Relay Lockout Buspro Q8

OHL

800mm

800mm

Trafo

Test Switch BPU

Test Switch MPU

Test Switch

800mm

Gambar 6.19 Layout proteksi busbar tipe distributed low impedance

6.3

Proteksi Diameter

6.3.1 Prinsip kerja proteksi diameter Jenis proteksi yang digunakan dikenal sebagai Circulating Current Protection (C) yang merupakan proteksi utama dari diameter. RelaiC ini menggunakanrelaidiferensial, yang umumnya diterapkan pada sistem gardu induk satu setengah PMT yang menggunakan CT line, dimana relai ini mengamankan daerah di antara CT pada bay dengan CT pada PMT pengapit diameter tersebut. Apabila terjadi gangguan di daerah kerja relai C, maka relai ini akan mentripkan dua buah PMT diameter dan mengirimkan sinyal direct transfer trip (DTT) ke GI lawan/depan.

223

6.3.2 Desain Sistem Proteksi Diameter 6.3.2.1

Konfigurasi proteksi diameter pada sistem tegangan 500

kV

Gambar 6.20 Konfigurasi proteksi diameter pada sistem tegangan 500 kV

6.3.2.2

Komponen Penyusun Sistem Proteksi Diameter

a. Relai Diferensial Relai diferensial yang digunakan sebagai proteksi C yaitu dapat berupa

relai

diferensial

busbar

proteksi

atau

relai

diferensialtransformator (disesuaikan dengan jumlah CT inputan C). Relai diferensial C hanya menggunakan input dari tiga buah CT yaitu satu buah CT bay dan dua buah dari CT diameter. b. Rangkaian intertrip Rangkaianintertrip pada relai C berfungsi untuk mengirimkan sinyal direct transfer trip (DTT) ke GI lawan/GI depan sehingga lokasi gangguan bisa dilokalisir. 224

Sinyal DTT dari masing-masing relai (C main A dan C main B) menggunakan independent channel.

Gambar 6.21 Fungsi intertrip C

6.3.3 Tipe Sistem Proteksi Diameter Sistem proteksi diameter yang digunakan pada sistem Jawa Bali ada dua yaitu 6.3.3.1

Sistem proteksi diameter tipe high impedance

Persyaratan untuk sistem ini adalah sebagai berikut : a. Semua CT pada bay yang terhubung ke diameter harus mempunyai rasio dan kelas CT yang sama. Kelas CT yang digunakan untuk diameter adalah kelas TPX untuk sistem tegangan 500 kV (SPLN T3.003-1:2011) b. Pada sistem tegangan 500 kV menggunakan dua core CT kelas TPX sebagai inputan untuk C main a dan C main b (SPLN T3.0031:2011).

225

c. Untuk menjaga stabilitas sistem proteksi busbar pada saat terjadi gangguan

luar

yang

sangat

besar,

maka

dilengkapi

stabilizingresistoryang dapat dipasang di dalam atau di luar relai. d. Untuk melindungi relai proteksi busbar dari bahaya tegangan lebih (≥3 kV) yang dapat merusak relai dan rangkaian pengawatan pada saat terjadi gangguan hubung singkat di busbar, maka dipasangnon-linear resistor. e. Memerlukan relai supervisi (CT wiringsupervision) memantau rangkaian arus terbuka antar CT

untuk yang menghasilkan

ketidakseimbangan arus.

6.3.3.2

Sistem proteksi diameter tipe low impedance

Persyaratan untuk sistem ini adalah sebagai berikut : a. Semua CT pada yang terhubung ke busbar diperbolehkan mempunyai rasio dan kelas CT yang berbeda. Kelas CT yang digunakan adalah kelas X dan kelas P b. Relai ini telah dilengkapi fasilitas fungsi proteksi relai supervisi (CT wiringsupervision) CT

untuk memantau rangkaian arus terbuka antar

yang menghasilkan ketidakseimbangan arus, sehingga tidak

diperlukan relai tambahan . 6.3.4 Persyaratan CT Kelas CT yang digunakan pada sistem proteksi diameter yaitu : a. Untuk proteksi high impedance,kelas CT yang digunakan adalah kelas X (IEC 60044-1), dimanapemilihan knee voltage (Ek) secara umum ditentukan sebagai berikut (IEC 60044-1). : Ek

Kx

Rct Rb 226

Isn

Dimana, Ek

: Knee Voltage(Volt)

Rct

: Resistansi CT (Ohm)

Rb

: Resistansi burden (Ohm)

Isn

: Arus nominal sekunder (Amp)

Kx

: Dimensioning factor

Untuk menjamin fast operation pada kondisi semua gangguan yang lebih besar dari seting arus maka dipilih persyaratan sebagai berikut : Kx

Rct

Rb

Isn

Dipilih, 2 b. Untuk proteksi low impedance, dapat menggunakan kelas P, dengan ketentuan sebagai berikut : 1) Standar akurasi kelas (standard accuracy class) adalah 5P dan 10 P (IEC 60044-1) 2) Nilai standard untuk burden keluaran adalah 2.5 - 5.0 – 10 – 15 dan 30 VA Nilai beban keluaran lebih dari 30 VA tidak direkomendasikan. Nilai beban keluaran lebih dari 30 VA dapat dipilih jika disertai dengan hasil

kajian

perhitungan

kebutuhan

burden

penerapan yang diinginkan (SPLN T3 003-1 2011).

227

sesuai

dengan

6.3.5 Seting Tipikal Relai Proteksi Diameter 6.3.5.1

Seting tipikal relai proteksi diameter tipe high impedance

a. Seting tegangan relai

V

If max Ratio CT

Rct

Vs

2 Rl

V

Dimana , Vs

: Tegangan seting relai (Volt)

If max

: Gangguan maksimum pada busbar (Amp)

Ratio CT : Ratio CT Rct

: Resistansi CT (Ohm)

Rl

: Resistansi lead (Ohm)

Untuk menjaga stabilitas saat terjadi gangguan eksternal, maka tegangan seting (Vs)

dibuat lebih tinggi daripada tegangan yang

muncul pada rangkaian (V) b. Seting arus relai Is

30% If min

n Ie

Dimana , Is

: Seting arus relai (Amp)

Ifmin : Arus gangguan minimum (Amp) n

: Jumlah CT yang terhubung ke relai 228

Ie

: Arus pemagnetan CT (Amp)

c. Penambahan Metrosil Pada gangguan internal yang sangat besar, tegangan yang cukup tinggi dapat terjadi melalui relai + stabilizing resistor. Apabila tegangan > 3kV ,maka harus menambahkan Metrosil Vp

2

2 Vk Vf

Vk

Dimana : Vk

: Tegangan knee point

Vf

: Tegangan RMS maksimum jika CT tidak saturasi : if (Rct + 2Rl + Rst + Rr)

Untuk karakteristik metrosil :

V

C I

Dimana, V : Tegangan puncak (Volt) I : Arus puncak (Amp) C : Konstanta tergantung pada konstruksi metrosil β : Konstanta dengan range 0.2 – 0.25 Nilai C dan β dipilih untuk membatasi tegangan metrosil tidak lebih dari 3 kV pada arus gangguan maksimum. d. Seting relai supervisi

Ispv Ispv

25 Amp

10% CCC busbar 229

Ispv

10% InCT

Dimana, Ispv

: seting tipikal efektif dalam nilai primer (Amp)

InCT

: Nominal CT (Amp)

CCCbusbar

: Nominal busbar (Amp)

Arus kerja relai supervisi dipilih maksimum 10% dari kemampuan busbar atau nominal CT atau sekurang-kurangnya 25 Amp.

6.3.5.2

Seting tipikal relai proteksi diameter tipelow impedance

a. Seting arus kerja Is

0.3

0.4

In

Dimana, In : arus nominal relai (Amp) b. SetingSlope Seting slope proteksi busbar adalah sebagai berikut : Slope 1 = 30% - 50% Slope 2 = 50% - 80% Breakpoint 1

= (2-4) In

Breakpoint 2

= 8 In

230

6.3.6 Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Diameter 6.3.6.1

Relai rangkaian penjatuh (tripping circuit relay)

Pada proteksi C, rangkaian tripping dilengkapi dengan lockout relay tersendiri yang tidak digabungkan dengan proteksi busbar dan proteksi bay. Hal ini untuk mempermudah pada saat dilakukan troubleshooting. Diagram internal lockout relay, seperti yang terlihat pada gambar berikut ini :

Gambar 6.22 Lockout relay

6.3.6.2

Layout proteksi diameter

a. proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV

231

Gambar 6.23 Layout proteksi C pada sistem tegangan 500 kV

6.4

Proteksi Kegagalan PMT (Circuit PMT Failure Protection) dan

Proteksi Short Zone Protection. 6.4.1 Prinsip kerja proteksi Kegagalan PMT(CBF) RelaiKegagalan PMT(CBF) merupakan proteksi yang bekerja apabila terjadi kegagalan pemutusan PMT saat terjadi gangguan. Jenis relai yang digunakan sebagai proteksi CBF adalah relai arus lebih (Over Current Relay). Relai CBF merupakan proteksi cadangan karena kerjanya menunggu proteksi utama/cadangan bekerja terlebih dahulu (SK DIR 114/2009). 232

Relai CBF bekerja apabila memenuhi persyaratan sebagai berikut : a. Arus gangguan dideteksi oleh relai CBF (menggunakan relai OCR) b. Mendapat initiate dari proteksi utama atau proteksi cadangan atau dari relaiLock Out. c. Pada batas waktu tertentu (sesuai dengan seting waktu tunda relai CBF), PMT masih dalam kondisi menutup (close). 6.4.2 Prinsip kerja proteksi Short Zone Protection. RelaiShort Zone Protection (SZP) merupakanjenis proteksi yang digunakan untuk mengamankan daerah antara CT dan PMT pada diameter saat PMT tersebut dalam kondisi terbuka (open). Apabila PMT dalam kondisi tertutup (close), daerah tersebut diamankan oleh C. Relai SZP bekerja apabila memenuhi persyaratan sebagai berikut : a. Arus gangguan dideteksi oleh relaiSZP (menggunakan relai OCR) b. PMT dalam kondisi terbuka (open).

233

6.4.3 Desain Sistem Proteksi CBF/SZP 6.4.3.1

Konfigurasi proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500

kVsatu setengah PMT :

Gambar 6.24 Konfigurasi proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500 kV

6.4.3.2

Komponen Penyusun Sistem Proteksi CBF dan SZP

a. Relai Arus Lebih (OCR) Relai arus lebih pada CBF danSZP berfungsi untuk mendeteksi adanya gangguan pada sistem berdasarkan besar arus yang dideteksi oleh relai b. Rangkaian Logika (Logic) 1) Rangkaian logika pada proteksi CBF berfungsi untuk membentuk suatu persyaratan yang memungkinkan relai ini bekerja

234

Gambar 6.25 Rangkaian Logika Proteksi CBF

2) Rangkaian logika pada proteksi SZP berfungsi untuk membentuk suatu persyaratan yang memungkinkan relai ini bekerja

Gambar 6.26 Rangkaian Logika Proteksi SZP c. Rangkaian intertrip Rangkaian intertrip pada relai CBF/SZP berfungsi untuk mengirimkan sinyal Direct Transfer Trip (DTT) ke Gardu Induk remote sehingga gangguan dapat dilokalisir. 1) Rangkaian intertrip proteksi CBF

235

CBF B

CBF AB

CBF A

Gambar 6.27 fungsi intertrip CBF

Pada sistem gardu induk satu setengah PMT, proteksi CBF akan men-trip-kan PMT berdasarkan PMT yang gagal trip (gambar 5.23), yaitu : - 1). Apabila PMT A yang gagal trip , maka relai CBF akan mentrip-kan PMT A (re-trip) dalam waktu tunda (TBF(A)1) 150 ms, kemudian men-trip-kan PMT AB dalam satu diameter dan seluruh PMT yang terhubung pada busbar A dalam waktu tunda (TBF(A)2) 200 ms (∆time antara TBF 1 dan TBF 2 adalah 50 ms), lalu mengirimkan sinyal DTT ke gardu induk remote. - 2). Apabila PMT AB yang gagal trip , maka relai CBF akan mentrip-kan PMT AB (re-trip) dalam waktu tunda (TBF(AB)1) 150 ms, kemudian men-trip-kan PMT A dan PMT B dalam satu diameter dalam waktu tunda (TBF(AB)2) 200 ms (∆time antara TBF 1 dan TBF 2 adalah 50 ms), lalu mengirimkan sinyal DTT ke gardu indukremote. 236

- 3). Apabila PMT B yang gagal trip , maka relai CBF akan mentrip-kan PMT B (re-trip) dalam waktu tunda (TBF(B)1) 150 ms, kemudian men-trip-kan PMT AB dalam satu diameter dan seluruh PMT yang terhubung pada busbar B dalam waktu tunda (TBF(B)2) 200 ms (∆time antara TBF 1 dan TBF 2 adalah 50 ms), lalu mengirimkan sinyal DTT ke gardu indukremote. 2) Rangkaian intertrip proteksi SZP

Gambar 6.28 Fungsi intertrip SZP

Pada sistem gardu induk satu setengah PMT, proteksi SZP akan men-trip-kan PMT sebagai berikut : - Apabila proteksi SZP mendeteksi gangguan pada daerah antara CT dan PMT A, maka relai SZP akan mentripkan semua PMT yang terhubung ke busbar A dan mengirimkan sinyal DTT ke gardu indukremote. 237

- Apabila proteksi SZP mendeteksi gangguan pada daerah antara CT dan PMT AB, maka relai SZP akan mentripkan PMT A pada diameter 1dan mengirimkan sinyal DTT ke gardu indukremote.

6.4.4 Persyaratan CT Kelas CT yang digunakan pada sistem proteksi CBF/SZP dengan ketentuan sebagai berikut : a. Standar akurasi kelas (standard accuracy class) adalah 5P dan 10 P (IEC 60044-1) b. Nilai standard untuk burden keluaran adalah 2.5 - 5.0 – 10 – 15 dan 30 VA Nilai beban keluaran lebih dari 30 VA tidak direkomendasikan. Nilai beban keluaran lebih dari 30 VA dapat dipilih jika disertai dengan hasil kajian perhitungan kebutuhan burden sesuai dengan penerapan yang diinginkan (SPLN T3 003-1 2011).

6.4.5 Seting Tipikal Relai Proteksi CBF/SZP 6.4.5.1 -

Seting tipikal relai proteksi CBF

Seting arus relai Iop

0.2

0.4 x In

Dimana, Iop

: Arus kerja minimum relai (Amp)

In

: Arus nominal peralatan, dipilih nilai terbesar dari arus nominal CT, arus nominal konduktor

-

Seting waktu kerja 238

tBF 1

150

200 ms

tBF 2

200

250 ms

Δ time antara tBF1 dan TBF2

100 ms

Dimana, tBF1

: waktu tunda stage 1 relai CBF untuk men-trip-kan PMT lokal (retrip)

tBF2

: waktu tunda stage 2 relai CBF untuk men-trip-kan PMTterdekat (adjacent CB)

waktu kerja CBF didasarkan pada : TBF1 Dimana, CB opening time : waktu pembukaan PMT (umumnya 35 ms) CB status check

: waktu pengecekan status PMT (umumnya 15 ms)

Safety factor

: faktor keamanan untuk memastikan bahwa PMT gagal membuka (umumnya 100-150 ms)

6.4.5.2

Seting tipikal relai proteksi SZP

a. Seting arus relai Iop

0.2

0.4 x In

Dimana, Iop

: Arus kerja minimum relai (Amp)

239

In

: Arus nominal peralatan, dipilih nilai terbesar dari arus nominal CT, arus nominal konduktor

b. Seting waktu kerja top

40ms

80 ms

Dimana, Top (waktu operasi) disesuaikan dengan kecepatan waktu kerja dari buka/ tutup kontak bantu PMT.

6.4.6 Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi CBF 6.4.6.1

Proteksi CBF terhadap Proteksi Busbar

Karena relai CBF merupakan proteksi cadangan, maka fungsi proteksi ini tidak direkomendasikan untuk diaktifkan (integrated) di dalam relai busbar (proteksi utama). Pertimbangan untuk memfungsikan relai CBF sebagai independent relaiadalah sebagai berikut : a. Sesuai ketentuan SPLN T5.002-1:2010 “Fungsi proteksi utama harus terpisah secara hardwaredengan fungsi proteksi cadangan” b. Kemudahan dari sisi pemeliharaan, dimana pada saat pemeliharaan bay, pihak pelaksana hanya perlu melakukan pengujian relai pada relai CBF saja tanpa harus masuk ke relai busbar. Sehingga dengan relai CBF difungsikan sebagai independentrelaimaka dapat meminimalisir kesalahan pengujian (maltest) dan perubahan yang bersifat sementara baik logic ataupun setingrelai pada relai buspro.

240

6.4.6.2

Relai rangkaian penjatuh (tripping circuit relay)

Pada proteksi CBF/SZP, rangkaian tripping dilengkapi dengan lockout relay yang tidak dapat digabungkan dengan proteksi busbar. Hal ini untuk mempermudah pada saat dilakukan troubleshooting dan . Diagram internal lockout relay, seperti yang terlihat pada gambar berikut ini :

Gambar 6.29 Lockout relay

6.4.6.3

Layout proteksi CBF

a. proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500 kV

241

Gambar 6.30 Layout proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500 kV

242

BAB 7 PROTEKSI PENYELAMATAN OPERASI SISTEM

7.1

Definisi dan Istilah

7.1.1 Frekuensi Frekuensi merupakan jumlah perioda sinusoidal tegangan dalam satu detik. dan diukur dengan besaran Hertz. Frekuensi arus bolak balik adalah jumlah perubahan arah arus per detik, dimana 1 Hz = 1 Cycle per detik. (Teori Dasar Listrik, Pelatihan Operator Gardu Induk). Frekuensi dapat dinyatakan dengan formula: 1 T Keterangan rumus: f : frekuensi (Hz) T : waktu yang dibutuhkan untuk satu siklus gelombang sinusoidal (detik) 7.1.2 Island Island adalah bagian dari sistem kelistrikan yang terpisah dari sistem interkoneksi yang tetap beroperasi (IEV 617-04-12). 7.1.3 OLS (Over Load Shedding) Load shedding adalah proses pelepasan beban terpilih secara sengaja dari sistem

listrik

dalam

menanggapi

kondisi

abnormal

mempertahankan integritas sisa sistem (IEV ref 603-04-32). 243

dalam

rangka

OLS (Over load Shedding) adalah operasi load shedding dimana overload pada bagian sistem tertentu dipakai sebagai pemicu. Pola load shedding dengan sensor overload relai (OLS) diterapkan untuk menjaga agar instalasi penyaluran tidak sampai overload bila terjadi perubahan konfigurasi akibat gangguan hubung singkat atau pelepasan suatu pembangkit dalam suatu sistem. 7.1.4 Proteksi Penyelamatan Operasi Sistem Proteksi penyelamatan operasi sistem (defence scheme) adalah suat u sk em a proteksi yang digunakan untuk memproteksi sistem saat terjadi kondisi abnormal pada operasi sistem. 7.1.5 Transient Stability Transient stability adalah kestabilan sistem tenaga ketika gangguan yang memilki tingkat rates of change yang besar dan atau magnitude yang relatif besar (IEV ref 603-03-03). 7.1.6 Voltage Collapse Voltage collapse adalah penurunan tegangan secara tiba-tiba yang menyebabkan hilangnya tegangan di seluruh atau sebagian dari sistem tenaga listrik. Kaskade tripping unit pembangkit dan atau saluran transmisi biasanya terjadi selama voltage collapse (IEV ref 604-01-22). 7.1.7 Voltage Stability Voltage stability adalah kualitas suplai yang berdasarkan perubahan tegangan di sistem tenaga listrik selama periode waktu tertentu (IEV ref 604-01-15).

244

7.2

Latar Belakang Proteksi Penyelamatan Operasi Sistem

Dalam merencanakan proteksi penyelamatan operasi sistem, harus memperhatikan kondisi pasokan (pembangkitan) dan kondisi pembebanan. Apabila terjadi ketidakseimbangan antara pasokan dan pembebanan, maka akan menimbulkan kondisi yang disebut abnormal operasi sistem. Kondisi abnormal operasi sistem yang dimaksud adalah: 1. Apabila ada satu atau beberapa pembangkit yang trip akan menyebabkan pasokan ke sistem berkurang secara tiba-tiba, maka dapat menyebabkan frekuensi turun dan atau tegangan turun (pasokan daya lebih kecil dari beban). 2. Apabila ada beban yang cukup besar keluar dari sistem secara tibatiba, maka dapat menyebabkan frekuensi naik dan atau tegangan naik. Selain

disebabkan

oleh

ketidakseimbangan

antara

pasokan

dan

pembebanan, gangguan (saat terjadinya perubahan parameter arus, tegangan, frekuensi dan daya) juga dapat menyebabkan ketidakstabilan sistem. Jika terjadi gangguan di salah satu titik, maka akan mempengaruhi di titik lain pada sistem. Hal ini berdampak terhadap ketidakstabilan sistem. Ketidakstabilan

dan

ketidakseimbangan

sistem

tersebut

dapat

menyebabkan pemadaman yang lebih luas. Klasifikasi dari penyebab pemadaman tersebut dapat dilihat pada bagan berikut:

245

Forced Outage

System Fault

Non-system Fault Protection

Active

ive

- Petir

- Over/ Under Frequency

- Tegakan

- Over/ Under Voltage

- Isolator rusak - CT/CVT meledak - Transformer fault

Proteksi Penyelamatan

System

Failure - Mala kerja relai - SF6 low PMT - Mala kerja TP - DC ground

Operasi Sistem

- dll

Gambar 7.1 System dan non system fault

Berdasarkan Gambar 7.1, ive system fault diamankan oleh proteksi penyelamatan operasi sistem. Proteksi penyelamatan operasi sistem berusaha menjaga ketersediaan energi ke sebagian besar konsumen, agar kondisi operasi darurat tersebut tidak bekembang menjadi sebuah gangguan yang berdampak luas. Dengan demikian, waktu pemulihan lebih cepat dan kerugian menjadi minimum. Tujuan penyelamatan operasi sistem adalah: -

untuk meminimalkan dampak akibat gangguan

-

mengatasi kondisi N-1 tidak terpenuhi

-

mengantisipasi kenaikan beban 246

Hal-hal terkait dengan kestabilan sistem adalah sebagai berikut: 1. Transient stability merupakan kemampuan sistem tenaga untuk mempertahankan sinkronisasi sistem saat terjadi gangguan transient yang sangat besar. Kestabilan sistem tergantung pada dua hal, yaitu pengoperasian sistem dan jenis gangguan. 2. Dynamic stability memiliki pengertian yang beragam di beberapa negara. Berdasarkan literature di Amerika Utara, dynamic stability digunakan untuk mengindikasikan kestabilan sistem saat terjadi gangguan kecil (small-signal stability). Sedangkan literatur Prancis dan Jerman, dynamic stability memiliki pengertian yang sama dengan transient stability. Karena begitu banyak kesimpangsiuran akan hal tersebut, maka baik CIGRE dan IEEE merekomendasikan untuk tidak menggunakannya. 3. Voltage stability merupakan kemampuan sistem untuk menjaga kestabilan sistem pada tegangan yang diijinkan di semua gardu induk pada kondisi under normal operating dan setelah terjadi gangguan. Ketidakstabilan tegangan (voltage instability) terjadi karena adanya kondisi gangguan, peningkatan akan permintaan beban atau adanya perubahan pada sistem yang menyebabkan drop tegangan secara progresif dan tidak terkontrol. Faktor utama ketidakstabilan tersebut karena adanya ketidakmampuan sistem untuk memenuhi permintaan daya reaktif. Voltage instability berupa fenomena lokal, namun dapat memberikan dampak yang lebih luas. Sejumlah rangkaian peristiwa yang disertai voltage instability akan menuju ke profil tegangan rendah pada bagian yang signifikan di sistem yang selanjutnya akan menyebabkan voltage collapse. Skema penyelamatan operasi sistem yang digunakan di P3B Jawa Bali adalah sebagai berikut: 247

1. UFR (Under Frequency Relay) 2. OLS (Over Load Shedding) 3. OGS (Over Generator Shedding) 4. UVLS (Under Voltage Load Sheeding) 7.2.2 UFR (Under Frequency Relay) Frekuensi merupakan salah satu indikator yang menunjukan kualitas tenaga listrik. Dalam suatu sistem tenaga listrik, frekuensi sistem menunjukkan keseimbangan sesaat antara daya aktif (MW) pembangkitan dengan daya aktif (MW) yang dikonsumsi beban (load demand). Bila terjadi ketidakseimbangan daya aktif maka akan menimbulkan perubahan frekuensi sistem. Operasi sistem pada frekuensi diluar batas frekuensi yang diizinkan dapat menyebabkan kerusakan pada turbin dan atau generator serta mengganggu beban industri yang tersambung. Korelasi perubahan frekuensi dengan tingkat daya konsumen dan daya aktif pembangkitan: 1. Pada kondisi normal keseimbangan daya yang dibangkitkan dengan beban dinyatakan pada frekuensi 50 Hz. 2. Frekuensi sistem akan bernilai di dibawah 50 Hz saat daya aktif pembangkitan lebih kecil dari daya aktif yang dikonsumsi beban sehingga titik keseimbangannya berada pada frekuensi yang lebih rendah. Untuk mengembalikan frekuensi ke 50 Hz, maka dilakukan pengaturan di sisi pembangkitan, dan jika tidak mampu lagi maka dilakukan pengurangan disisi beban. Dan sebaliknya apabila terjadi kenaikan frekuensi maka dilakukan pengurangan disisi pembangkitan. Perubahan frekuensi diluar batas toleransi akan mempengaruhi unit pembangkit maupun beban konsumen yang mengunakan motor. Frekuensi 248

dalam batas toleransi yang diizinkan, yaitu frekuensi sistem dipertahankan dalam kisaran ±0,2 Hz di sekitar 50 Hz, kecuali dalam priode transien yang singkat, dimana penyimpangan sebesar ±0,5 Hz diizinkan, serta selama kondisi darurat (Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali No. OC 3.1). Penurunan

frekuensi

diluar

batas

toleransi

yang

diperbolehkan

mengakibatkan unit-unit pembangkit trip. Untuk mengantisipasi hal tersebut perlu dilakukan pelepasan beban (Load shedding) dengan UFR (Under Frequency Relay) yang mampu bekerja secara cepat untuk memperbaiki frekuensi kerja sistem ke batas frekuensi yang diperbolehkan. UFR juga digunakan untuk keperluan pemisahan sistem pulau-pulau (sistem islanding). Sistem island berfungsi untuk mempertahankan pembangkit yang masih beroperasi sebelum sistem padam total (sesuai seting titik frekuensi island). Sistem island akan membuka PMT di GI tertentu secara otomatis menggunakan UFR, sehingga terbentuk suatu sistem yang terisolasi dari sistem interkoneksi grid. Alokasi pengurangan beban (load shedding) di setiap distribusi ditentukan oleh konsumsi energi masing-masing setiap tahunnya. Adapun jenis-jenis relai frekuensi adalah: a. Under frequency Pelepasan beban dilakukan jika frekuensi sistem yang terukur dibawah seting frekuensi relai ini. Pelepasan beban dapat diatur waktunya dengan terlebih dahulu memberikan sinyal start saat batas seting frekuensi dilampaui. 249

Gambar 7.2 Tahapan UFR

b. Rate of change of frequency (df/dt) Rate of Change of Frequency Relay atau yang biasa disebut dengan df/dt merupakan relai yang mendeteksi perubahan frekuensi terhadap perubahan

waktu.

Pelepasan

beban

dilakukan

jika

kecepatan

perubahan frekuensi melampaui batas setingnya. Fungsi ini dapat diterapkan untuk perubahan frekuensi atau kehilangan pembangkitan yang besar, yang dengan tahapan pelepasan beban parsial tidak cukup untuk kembali ke frekuensi normal. Fungsi ini dapat mempercepat pelepasan beban pada keadaan darurat. Karakteristik kerja df/dt ditunjukkan pada Gambar 7.3.

Gambar 7.3 Karakteristik kerja df/dt

250

Kegunaan df/dt adalah sebagai berikut: a. Mendeteksi kehilangan pasokan daya aktif yang besar pada saat gangguan (unit pembangkit terbesar). b. Untuk keperluan skema load shedding, pada saat frekuensi sistem turun secara curam/ signifikan. c. Mempertahankan kehandalan sistem dari ancaman black out akibat overload pembangkitan. d. Element df/dt akan mendeteksi kecenderungan gejala perubahan frekuensi, yang selanjutnya akan melepas beban/pembangkitan agar kembali pada frekuensi sistem (50 Hz) tanpa harus menunggu adanya penurunan/kenaikan frekuensi yang lebih besar. Pengukuran Frekuensi df/dt berdasarkan inputan tegangan 3 fasa (3 Vph-n). Mode df/dt ada dua yaitu : -

Fixed Mode Pada Fixed Mode, relai df/dt hanya akan bekerja pada satu nilai yaitu nilai seting df/dt itu sendiri. Sebagai contoh, bila seting df/dt = 1 Hz/s maka ketika relai mendeteksi penurunan frekuensi sebesar 1 Hz dalam waktu 1 sec maka relai akan bekerja sebagaimana ditunjukkan pada kurva Gambar 7.4.

251

Gambar 7.4 df/dt Fixed Mode

-

Progressive Mode Pada Progressive Mode, relai df/dt akan bekerja pada nilai yang bervariasi. Sebagai contoh, bila seting df/dt = -1 Hz/s, yang berarti ratio df/dt adalah 1 maka ketika relai mendeteksi penurunan frekuensi sebesar 1 Hz dalam waktu 1 sec maka relai akan bekerja, begitupula untuk penurunan frekuensi sebesar 0.5 Hz dalam waktu 0.5 sec, relai juga akan bekerja, karena ratio 1 dari df/dt tersebut terpenuhi. Hal ini juga akan berlaku pada nilai variatif lainnya selama ratio df/dt tercapai.

252

Gambar 7.5 df/dt Progressive Mode

7.2.2.1

Prinsip Kerja

Prinsip kerja UFR adalah sebagai berikut: a. UFR bekerja bila frekuensi sistem lebih kecil atau sama dengan frekuensi seting . b. Besaran input dari relai frekuensi adalah tegangan yang diambil dari trafo tegangan (PT), umumnya dari tegangan busbar atau busbar imitasi. c. Pada kondisi under voltage (tegangan masukan sekunder PT turun di bawah nilai tertentu) relai ini akan blok. Pengaturan daya aktif dan frekuensi dilakukan dengan mengatur penggerak (prime mover) generator. Ditinjau dari mesin penggerak generator ini berarti pengaturan frekuensi sistem adalah pengaturan energi 253

primer dimana hal tersebut dilakukan oleh governor unit pembangkit. Menurut hukum Newton hubungan antara kopel mekanis penggerak generator dengan perputaran generator, yaitu:

Dimana, TG

: Torsi penggerak generator

TB

: Torsi beban yang membebani generator

H

: Momen inersia dari generator beserta mesin penggeraknya : Kecepatan sudut perputaran generator

7.2.2.2

Aspek Teknis

Hal yang perlu diperhatikan dalam penerapan UFR antara lain: 1. Tingkat sensitifitas dari kerja UFR 2. Kekuatan pembangkit kecil menahan overload 3. Lama waktu pembukaan PMT 4. Besarnya pengaruh beban terhadap frekuensi sistem Implementasi UFR mengacu pada 2 hal penting, yaitu: a. IKS (Indeks Kekuatan Sistem) Yang harus diperhatikan dalam seting UFR antara lain: ‐

Harus mempertimbangkan keamanan peralatan pembangkit

‐

Harus mendukung load shedding dan islanding operation

‐

Tidak trip pada operasi normal (49,5 ≤ f ≤ 50,5 Hz)

‐

Dimungkinkan untuk trip dengan time delay pada load shedding atau islanding operation (47,5 ≤ f ≤ 49,5 Hz)

254

‐

Dapat trip secara instan pada frekuensi dibawah load shedding atau islanding operation (f< 47,5 Hz)

Bila memiliki lebih dari satu unit daripada unit kedua, dimungkinkan untuk tidak trip secara instan pada 51,5 Hz. b. Batang Frekuensi Standar frekuensi: Frekuensi dalam batas kisaran operasi normal (50 ± 0,2 Hz), kecuali penyimpangan dalam waktu singkat diperkenankan pada kisaran (50 ± 0,5 Hz). Frekuensi dalam kondisi gangguan: Frekuensi nominal 50 Hz diusahakan untuk tidak lebih rendah dari 49,5 Hz atau lebih tinggi dari 50,5 Hz, dan selama waktu keadaan darurat (emergency) dan gangguan, frekuensi sistem diijinkan turun hingga 47,5 Hz atau naik hingga 51,5 Hz sebelum unit pembangkit diijinkan keluar dari operasi (Aturan Jaringan Jawa-Madura-Bali CC.2.1) Hz 51,50 50,20 50,00 49,80 49,50 49,00

Operasi normal, frekuensi 50 + 0,2 Hz Ekskursi, + 0,5 Hz, brown-out Df/dt, - 0,6 Hz/s, Load shedding tahap 5, 6, 7 (1181 MW) Df/dt, - 0,8 Hz/s, Load shedding tahap 5, 6, 7 + 394 MW Load shedding Skema A & B, frek 49,50 Hz ( 394 MW - 788 MW) Df/dt, - 1,0 Hz/s, Load shedding tahap 5, 6, 7 + 788 MW Load shedding tahap 1 s.d. 7, frek 49,00 s.d. 48,40 (2756 MW)

48,40 48,30

Islanding Operation, mulai 48,30 - 48,00 Hz 48,00 47,50

Host load unit-unit pembangkit

255

Gambar 7.6 Batang frekuensi 2006

Pengembangan pola UFR di masa yang akan datang dapat diterapkan pola UFR dengan adaptive load shedding, dimana pelepasan beban dilakukan dengan suatu alat kontrol yang dapat mengatur atau menentukan beban mana saja dalam satu Gardu Induk atau beban-beban dari beberapa GI dapat dilepaskan sesuai dengan kebutuhannya. Dengan cara ini ketepatan besarnya pelepasan beban akan jauh lebih baik. Pengembangan lainnya adalah dengan memanfaatkan kemampuan Automatic recovery load restoration pada saat frekuensi sistem pulih kembali, sehingga secara otomatis jika frekuensi naik ke nilai tertentu, beban-beban akan masuk kembali secara otomatis.

7.2.2.3

Desain Pengawatan (Wiring)

UFR diaplikasikan dengan cara: a. Dipasang

pada

penyulang

TM , untuk load

shedding

secara

otomatis bila terjadi penurunan frekuensi sistem, akibat kehilangan daya pembangkit .ada 6 tahap penyetelan relai UFR di penyulang 20 kv PLN yaitu 48,8 – 48,3 Hz. b. Dipasang pembangkit

di pembangkit atau gardu induk, untuk dari sistem interkoneksi, bila

terjadi

sistem (islanding system) dilengkapi dengan UVR .

256

memisahkan

gangguan pada

Gambar 7.7 Wiring UFR

-

Input tegangan untuk UFR pada intinya harus mendapatkan tegangan selama target dari UFR tersebut masih bertegangan/ berbeban.

-

Input tegangan untuk target pada penyulang diambil dari : •

Rel 20 kV tunggal dipasang dari PT rel 20 kV tersebut.

•

Rel 20 kV ganda dipasang dari PT kedua rel 20 kV dengan change over switch.

-

Input tegangan untuk target pada trafo dan atau SUTT/ SKTT radial diambil dari PT kedua rel 150 kV atau 70 kV dengan change over switch.

257

Gambar 7.8 Wiring UFR dengan 1 PT

258

Gambar 7.9 Wiring UFR dengan konfigurasi 2 trafo dan 2 bus 20 kV

7.2.2.4

Teori Perhitungan

a. Konstanta Inersia Sistem Makin besar unit pembangkit yang hilang makin cepat frekuensi turun. Kecepatan menurunnya frekuensi juga tergantung pada besar kecilnya inersia sistem. Hubungan tersebut dapat dilihat pada persamaan H. Konstanta inersia pembangkit merupakan konstanta dari karakteristik kelambanan suatu mesin berputar. Suatu mesin generator yang sebelumnya berputar pada kecepatan putar konstan pada frekuensi nominalnya akan mengalami perlambatan setelah terjadi kelebihan beban. Perlambatan ini terjadi karena adanya energi kinetik yang 259

tersimpan dalam putaran rotor. Mula-mula kelebihan beban ini dilayani oleh sebagian energi kinetik yang dimiliki mesin-mesin tersebut. Hai inilah yang menyebabkan frekuensi sistem turun. Dengan demikian konstanta inersia dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara kinetik yang tersimpan pada rotor yang berputar pada frekuensi nominal dengan daya generator. Harga konstanta inersia dari suatu unit pembangkit telah ditentukan oleh pabrikan atau juga dapat ditentukan dengan persamaan berikut :

b. Respon Frekuensi Terhadap Waktu Area G1

Area Tie

G1

MW

Gambar 7.10 Load flow 2 area

Penurunan frekuensi rata-rata : ∆ 2 ·

1

2

dimana : : Rata-rata penurunan prekuensi pada sistem ∆

: Beban Unit Pembangkit Trip ( MW )

1, 2

: Koefisien Inersia Area 1 dan Area 2

260

Dari persamaan diatas, semakin besar konstanta inersia sistem, laju penurunan frekuensi semakin lambat. Besaran inersia sistem (H) merupakan ukuran kekakuan sistem (Stiffness). c. Perhitungan Besar Target Load Shedding Besarnya beban yang dilepas a. Cadangan sistem memadai : ∆

.∆

b. Cadangan sistem kurang memadai : < ∆PG 2

∆

∆

.∆

dimana, : Beban dipadamkan (MW) ∆

: Beban Unit Pembangkit trip ( MW ) K

∆ SR Adapun

: Indeks Kekuatan Sistem (Stiffness) (MW/HZ) : Selisih frekuensi akhir setelah shedding terhadap frekuensi normal (Hz) : Spinning Reserve (MW) metode atau langkah-langkah yang dikerjakan dalam

melakukan review program UFR ini adalah dengan menggunakan kajian analisis sistem tenaga berupa simulasi under frekuensi pada kejadian trip salah satu pembangkit di sistem Jawa Bali. Secara garis besar tahapan yang dilakukan adalah sebagai berikut: 1. Analisis menggunakan aplikasi PSS/E. 2. Memilih salah satu basecase dari rekaman gangguan yang pernah terjadi untuk disimulasikan ulang/ rekonstruksi. 261

3. Mensimulasikan ulang kasus gangguan yang dipilih dengan menggunakan data pemodelan sistem tenaga menyerupai kondisi pada saat gangguan terjadi. Pada tahap ini agar didapatkan hasil yang mendekati rekaman gangguan dilakukan tuning terhadap model dynamic pembangkit di sistem Jawa Bali. 4. Melakukan simulasi under frekuensi pada berbagai kondisi beban sistem

tahun

berikut

menggunakan

pemodelan

dynamic

pembangkit hasil rekonstruksi dengan tambahan model pembangkit yang akan beroperasi tahun berikutnya. 5. Hasil simulasi under frekuensi pada poin 4 dianalisis untuk mendapatkan prakiraan IKS (Indeks Kekuatan Sistem) pada tahun berikut. 6. Hasil perhitungan IKS pada poin 5 digunakan untuk menentukan program UFR tahun berikut yang merupakan tahapan load shedding/ pelepasan beban dari tahap 1 sampai dengan tahap 7 pada kondisi system mengalami penurunan frekuensi kurang dari 49.0 Hz.

7.2.2.5

Seting

Nilai seting frekuensi berdasarkan Indeks Kekuatan Sistem. a. Set f :

disesuaikan dengan batang frekuensi

b. Set t :

seketika

Dalam implementasi seting UFR, beberapa hal yang perlu diperhatikan: a. Perbedaan frekuensi setiap step load shedding yang diterapkan adalah 0.1 Hz sehnigga peralatan UFR harus memiliki akurasi di atas 0.1 Hz (dipilih 0.01 Hz) 262

b. Under voltage blocking diset 80% Vn untuk mencegah malakerja UFR c. Seting waktu, instantaneous.

7.2.3 OLS (Over Load Shedding) OLS adalah skema yang dipasang pada instalasi yang tidak memenuhi N – 1, dengan tujuan : a.

Mengamankan peralatan dari beban lebih

b.

Menyelamatkan sebagian beban dari efek pemadaman yang lebih besar

7.2.3.1

Aspek teknis dan Non teknis

Penerapan pola pelepasan beban dengan OLS harus memperhatikan beberapa pertimbangan sebagai berikut: a. -

Pertimbangan teknis Kemampuan peralatan terkecil Untuk menerapkan pola pengamanan OLS, harus memperhatikan kemampuan pembebanan peralatan terkecil yang ada di bay tersebut yaitu transformator, konduktor, CT, PMT, PMS dan crossbar. Kemampuan yang dimaksud disini adalah kemampuan hantar arus peralatan

(arus

nominal)

dan

ketahanan

peralatan

dalam

mengahantarkan arus pada periode waktu tertentu. -

Koordinasi seting dengan proteksi lain Setingan OLS harus dikoordinasikan dengan seting OCR peralatan dan juga seting dead time autorecloser pada penghantar.

-

Lokasi atau instalasi yang dipasang pola OLS adalah pada penghantar atau IBT yang dinilai mempunyai kendala (pada saat itu), dimana untuk 263

perkembangannya selalu dimonitor sesuai kebutuhan dan keperluan yang sifatnya sangat dinamis serta mengikuti perkembangan sejalan dengan kebijakan dalam pengaturan operasi sistem. -

Pemasangan OLS IBT 500/150 kV di GITET memerlukan persyaratan sebagai berikut: • OLS yang dipakai adalah

relai OCR dengan karakteristik waktu

definite. • Satu tahapan pelepasan beban menggunakan satu buah timer. • Mempunyai MCB sumber DC tersendiri tiap OLS. MCB ini berfungsi untuk menonaktifkan OLS IBT dengan memblok sumber DC saat pemeliharaan tahunan pengujian individu relai OCR 150 kV IBT. • Antara rangkaian trip OLS dan timer dipasang switch yang berfungsi mengaktifkan/ block OLS. Switch ini berfungsi untuk melakukan pengujian individu relai OLS tanpa mentripkan beban. • Antara timer dengan lockout relai dihubungkan terminal link yang dapat di buka, yang digunakan saat pengujian OLS + Timer. • Bila OLS menggunakan PLC sebagai media komunikasi untuk melepas beban di Gardu induk lain, maka timer diletakkan di sisi pengirim

dan

penerima.

Pemasangan

seperti

ini

bertujuan

mengantisipasi munculnya spike/ noise di PLC, OLS tidak langsung membuang beban. • Dipasang announciator untuk menentukan trip peralatan tersebut berasal dari OLS. • Bila OLS sudah diimplementasikan agar dibuatkan berita acara. b.

Pertimbangan non teknis

OLS adalah skema yang mengharuskan sistem untuk memadamkan sebagian

konsumen.

Sangat

penting 264

untuk

memperhatikan

kelas

konsumen yang dipilih untuk dipadamkan (non priority consumer). Dalam penentuan target pemadaman PLN P3B JB harus berkoordinasi dengan PLN Distribusi.

7.2.3.2

Prinsip Kerja

OLS sistem Jawa Bali menggunakan Over Current Relay (OCR) sebagai sensor utama dalam mendeteksi kenaikan beban. Prinsip kerja OLS sama dengan OCR, hanya saja karakteristik waktu yang digunakan dalam OLS adalah definite dan biasanya mempuyai setingan waktu bertahap. Tahapan waktu ini berfungsi sebagai parameter kebutuhan pembuangan beban yang sesuai dengan kondisi kelebihan beban dari peralatan itu sendiri dan beban yang dibuang dapat berupa beban transformator maupun penghantar. Ada beberapa mekanisme pelepasan beban oleh OLS, yaitu: a. Pemadaman beban lokal b. Pemadaman beban remote yaitu pelepasan beban pada GI lain dengan fasilitas teleproteksi melalui media PLC atau FO.

7.2.3.3

Desain Pengawatan OLS (Wiring)

Desain pengawatan OLS mempertimbangkan fleksibiltas dan keandalan, dimana:

265

a. input arus/ sensor

diambil dari CT peralatan (transformator atau

penghantar). Inputan arus OLS harus menggunakan core CT tersendiri atau serial core CT yang digunakan proteksi cadangan. Untuk core CT serial dengan proteksi yang lain, posisi inputan arus OLS harus berada paling ujung dari rangkaian serial tersebut (end point) Seperti ditunjukkan pada Gambar 7.11.

Gambar 7.11 Wiring pemasangan OCR dan OLS (serial)

b. mekanisme tripping OLS seperti pada Gambar 7.12.

266

Gambar 7.12 Contoh Pengawatan OLS

7.2.3.4

Seting

Nilai seting beban ditentukan dari nominal terkecil dari bay peralatan yang tidak memenuhi N – 1 ‐

Set I : 1.1 x In

‐

Set t : Kemampuan thermal peralatan

Dimana, In

: Arus nominal peralatan terkecil (Amp)

7.2.3.5 a.

Koordinasi Proteksi

Koordinasi Seting A/R dengan OLS dan OCR Agar tidak terjadi kesalahan koordinasi perlu diperhatikan seting OLS terhadap seting OCR dan dead time recloser (TPAR). ‐

Pada saat gangguan OCR harus bekerja lebih cepat dari OLS 267

‐ OLS diseting maksimum 1 detik lebih cepat dari seting OCR pada 2xIn. Dead time TPAR diseting lebih cepat dari OLS (tols)

‐ t

t2In-OCR OLS

tols

OCR

1.1 In

2 In

In

Gambar 7.13 Koordinasi seting OLS dan OCR

Apabila OLS, OCR dan AR tidak dikoordinasikan maka dikhawatirkan pemadaman luas. b.

Koordinasi Seting OCR 500 kV/ OCR 150 kV Dan OLS Tabel 7.1 Seting OCR dan OLS IBT

OCR 500 kV

OCR 150 kV

OLS

Iset=1.2xIn

Iset=1.2xIn

Iset=1.1xIn

Time delay (SI)

Time delay (SI)

Time delay (Def)

Tk=1.5 dt pd ggn. 2 fasa

Tk=1 dt pd ggn. 2 fasa

Tk < saat 2xIn OCR 150

268

7.2.4 Over Generator Shedding (OGS) OGS adalah mekanisme pelepasan pasokan (pembangkit) akibat tripnya satu atau beberapa penghantar yang mengakibatkan N-1 tidak terpenuhi. Jadi, untuk menghindari tripnya pembangkit yang lebih besar maka dipasanglah OGS. Pelepasan unit – unit pembangkit dengan skema OGS memiliki beberapa tahapan pelepasan. Hal ini disebabkan oleh kondisi pembebanan di setiap pembangkit yang berbeda-beda

7.2.4.1 a.

Aspek Teknis dan Non teknis

Aspek teknis

-

Kondisi N-1 tidak terpenuhi.

-

Penurunan andongan (sagging) sampai di bawah batas clearance yang diijinkan.

-

Kondisi pembebanan pada pembangkit

-

Kemampuan hantar arus peralatan (CT, penghantar)

-

Koordinasi seting dengan proteksi lain Seting OGS harus dikoordinasikan dengan seting OCR peralatan.

b.

Aspek non teknis

OGS adalah skema yang mengharuskan sistem untuk memadamkan satu atau lebih pasokan (pembangkit). Dalam penentuan target pemadaman PLN P3B JB harus berkoordinasi dengan PLN Pembangkitan.

269

Gambar 7.14 Contoh Skema OGS Suralaya

7.2.4.2

Seting OGS

Jika dipasang di GITET, tidak perlu dikoordinasikan dengan proteksi lain (karena di 500 kV tidak ada OCR). Jika dipasang di GI 150 kV perlu dikoordinasikan dengan OCR dan distance relay pada GI tersebut, dan diharapkan OGS bekerja lebih cepat. ‐

Set I : (1.1 s/d 1.2) x In

‐

Set t :

delay tiap taapan OGS diatur berdasarkan kemampuan

peralatan CT dan penghantar (andongan penghantar). Dimana, In

: Arus nominal peralatan terkecil (Amp)

7.2.5 UVLS (Under Voltage Load Shedding) UVLS adalah mekanisme pelepasan beban akibat tegangan sistem yang rendah. Rendahnya tegangan sistem bisa disebabkan oleh kondisi 270

pembebanan yang sangat tinggi dan atau tripnya satu atau beberapa pembangkit kapasitas kecil. Jadi, untuk menaikkan tegangan pada sistem diterapkan skema UVLS dengan tujuan melepas beban pada transformator distribusi (beban yang menyerap MVAR). Untuk memulihkan tegangan sistem tersebut ada beberapa pertimbangan yang harus dilakukan dalam melakukan pelepasan beban, yaitu :

Pelepasan beban pada transformator distribusi dengan skema UVLS memiliki beberapa tahapan pelepasan. Hal ini mempertimbangkan kondisi beban transformator distribusi.

7.2.5.1 a. ‐

Aspek Teknis dan Non teknis

Aspek teknis UVLS perlu mempertimbangkan level tegangan sistem minimum pembangkit lain.

‐

Lamanya waktu pembangkit bisa bertahan saat tegangan sistem turun secara terus menerus.

‐

b.

Kemampuan exciter pembangkit terlemah.

Aspek non teknis

Karena

UVLS

mengharuskan

untuk

melakukan

pemadaman

disisi

konsumen, maka sangat penting mempertimbangkan konsumen mana yang harus dipadamkan. 271

Skema UVLS pada sistem P3B Jawa Bali saat ini baru diterapkan pada sub sistem Bali. Contoh penerapan UVLS pada sub sistem Bali dapat dilihat pada Gambar 7.15.

Gambar 7.15 Skema UVLS pada sub sistem Bali

Seting UVLS pada sub sistem Bali (GI Pesanggaran) ditunjukkan pada

Tabel 7.2.

Tabel 7.2 Contoh setting UVLS pada GI Pesanggaran

Seting UVLS GI Pesanggaran GI Pesanggaran

V = 125 kV

Tahap I: GI Sanur. Trip PMT 20 kV Incoming

t=5s t=0s

transformator #3 Tahap II: GI Pesanggaran.

Trip PMT 20 kV 272

t=2s

Incoming transformator #3

7.2.5.2

Seting UVLS

Sensor tegangan UVLS dipasang pada busbar pembangkit. ‐

Set v : sesuai tegangan minimum pembangkit

‐

Set t : delay tiap tahapan UVLS diatur berdasarkan kemampuan pembangkit bertahan pada tegangan minimum.

273

BAB 8 KOORDINASI SETING PROTEKSI TRANSMISI DENGAN PEMBANGKIT Pada awal operasi sebuah pembangkit dan sistem transmisi , seringkali dijumpai setelan relai proteksi (yang ditentukan oleh kontraktor/konsultan) cenderung lebih memperhatikan keamanan disisi pembangkit/transmisi daripada keamanan grid secara keseluruhan. Untuk menghindari hal tersebut perlu ditetapkan suatu panduan (guide) yang dapat dipakai untuk menetapkan setelan relai proteksi generator/pembangkit sehingga sistem proteksi generator dan transmisi/grid terkordinasi dengan baik. 8.1

Definisi dan istilah

8.1.1 Generator Sebuah mesin yang mengkonversi energi mekanik menjadi energi listrik (IEV 151-13-35). 8.1.2 Transformator Generator Transformator yang terhubung ke terminal generator dimana keluaran daya dari pembangkit siap untuk disalurkan (IEV 602-02-31) 8.1.3 Kurva Kapabilitas Generator Kurva yang menggambarkan kemampuan generator dan penggerak mulanya (prime mover). Kurva kapabilitas menggambarkan batasan untuk menentukan seting proteksi dan kontrol dari generator. Untuk melakukan koordinasi seting proteksi transmisi dengan pembangkit dibutuhkan data kurva kapabilitas 274

generator yang diperoleh dari pihak pembangkit berdasarkan hasil pengujian generator (data pabrik).

Gambar 8.1 Kurva Kapabilitas Generator

Kurva kapabilitas menggambarkan kemampuan pada generator seperti batas arus untuk stator maupun rotor, batas kemampuan turbin, dan batas arus eksitasi. 8.1.4 Slip Adalah perbedaan antara kecepatan sinkron dengan kecepatan yang sebenarnya dari rotor dan dinyatakan dalam satuan per unit (pu) atau sebagai presentase kecepatan sinkron (IEV 411-46-07).

275

8.2

Tujuan

Tujuan dikordinasikannnya proteksi generator dengan proteksi sistem adalah untuk menilai selektifitas dari koordinasi proteksi generator dengan proteksi yang ada di sistem transmisi serta menetapkan nilai seting yang disepakati bersama, agar keamanan peralatan dan keperluan operasi sistem dapat dipenuhi secara optimal. Selain itu koordinasi proteksi generator dan grid bertujuan untuk mendapatkan koordinasi proteksi pembangkit

dan transmisi

yang mendukung operasi grid yang aman,

andal dan efisien dimana evaluasi terhadap koordinasi proteksi melibatkan dan dilakukan oleh pengguna grid yang bersangkutan. Pedoman ini digunakan untuk mereview koordinasi sistem proteksi transmisi dengan sistem proteksi pembangkit

agar koordinasi sistem

proteksinya bekerja dengan baik sesuai dengan standar-standar yang ada (IEEE, SPLN dan Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007). Koordinasi proteksi generator dan sistem transmisi ditetapkan dengan mengacu pada aturan grid yang mewajibkan semua pengguna grid untuk berpartisipasi dalam pengoperasian grid aman, andal dan efisien. 8.3

Pola Proteksi Generator Dan Transformator Generator

Proteksi generator diperlukan untuk mendeteksi gangguan pada generator, untuk memproteksi generator dari keadaan tidak normal pada power system dan untuk mengisolir generator dari gangguan sistem yang tidak bisa diisolir oleh proteksi sistem transmisi. Standar pola proteksi generator dan transformator sudah ditetapkan di SPLN 47-4 1984, pola proteksi ini perlu ditinjau kembali disesuaikan dengan perkembangan teknologi saat ini. Dalam buku panduan proteksi ini,

276

pola proteksi generator diberikan dalam bentuk contoh yang mengacu pada salah satu unit pembangkit yang ada. Pembahasan tentang koordinasi proteksi pembangkit dan sistem transmisi terutama diterapkan untuk proteksi generator yang responsif terhadap gangguan/ kondisi abnormal yang terjadi di grid. Dengan demikian, penetapan contoh pola proteksi pembangkit di atas tidak mengurangi hasil pembahasan tentang koordinasi pembangkit dan sistem transmisi.

Gambar 8.2 Pola Proteksi Generator dan Transformator Generator

277

Tipikal proteksi generator dapat dilihat pada Gambar 8.2 seperti differential relay, voltage balance relay, negative sequensial relay, reverse power relay, out of step relay, loss of field relay, frekuensi, voltage relay, over excitation relay, distance relay, OCR/GFR dan lain–lain. Diantara relai–relai tersebut daerah kerja relai (zone of protection) dapat menjangkau sistem transmisi atau unjuk kerjanya dapat dipengaruhi oleh kondisi sistem transmisi. Proteksi yang dimaksud adalah out of step relay (78), loss of field (40), frekuensi (81), impedance relay (21) atau relai arus lebih dengan penahan/control tegangan (51V/51C), OCR/GFR milik main trafo generator sisi HV (51ST/51 STN) dan unbalance/negative sequence relay (46). Berdasarkan 2007

Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali

disebutkan

bahwa

proteksi

semua

Unit

Generator

harus

dikoordinasikan dengan proteksi jaringan transmisi, setidak-tidaknya untuk: proteksi cadangan terhadap gangguan tanah dan hubung singkat seperti relai arus lebih (relai 50/51) dan relai arus lebih dengan penahan/kontrol tegangan (51V/51C), proteksi terhadap gangguan eksitasi lebih seperti relai over-excitation(relai V/Hz atau 59/81 atau 24), proteksi terhadap gangguan yang dapat menyebabkan generator beroperasi asinkron seperti relai out of step relai (78)dan relai loss-of-field (40), proteksi Tegangan dan Frekuensi seperti relai under/over-voltage (relai 59) dan relai under/over-frequency (relai 81). 8.3.1 Proteksi Utama Generator dan Transformator Generator Proteksi Utama merupakan sistem pengaman yang bekerja tanpa waktu tunda atau instant. Adapun proteksi utama pada generator dan transformator generator terdiri dari beberapa jenis yaitu :

278

8.3.1.1

Differential Relay (87)

Proteksi diferensial generator tidak resposif terhadap gangguan di grid, sehingga stabilitas dari relai diferensial ini harus dipastikan sejak awal beroperasi. Proteksi diferensial pada pembangkit yaitu diferensial relai untuk generator, trafo generator, diferensial trafo start up dan diferensial general/umum, dimana diferensial yang terpasang di generator,trafo generator dan trafo start up berfungsi sebagai unit protection bagi masing-masing wilayah yang dilindungi

sedangkan untuk relai diferensial general meliputi wilayah

generator, trafo generator dan trafo start up dimana fungsinya selain sebagai proteksi tetapi juga untuk memudahkan dalam mencari lokasi atau titik gangguan. 8.3.1.2

Voltage Balance Relay (60)

Proteksi ini dipakai untuk keperluan control AVR atau locking sistem proteksi generator (tidak responsif terhadap gangguan di grid), tidak dibahas. 8.3.1.3

Directional Power Relay (32)

Merupakan relai daya yang bekerja berdasarkan kedudukan relatif dari arus dan tegangan, sedang besar perbedaannya itu tidak penting. Disebut juga relai daya terarah atau reverse power relay. Dapat bekerja pada kondisi swing , oleh karena itu diberi waktu tunda yang cukup.

Gambar 8.3 Reverse power relay logic for anti motoring

279

8.3.2 Proteksi Cadangan Generator dan Transformator Generator Proteksi cadangan merupakan suatu proteksi yang dipasang untuk bekerja sebagai pengganti bagi proteksi utama pada waktu proteksi utama gagal atau tidak dapat bekerja sebagai mana mestinya (IEC-16-05030). Adapun proteksi cadangan generator dan transformator generator yang harus dikoordinasikan dengan proteksi penghantar terdiri atas 4 (empat) kelompok, yaitu: „

Kelompok I Proteksi cadangan terhadap gangguan tanah dan hubung singkat (21G/51V atau 51G dan 27 , 51GT, 51NGT dan 46 ). Khusus untuk pembangkit kecil menggunakan relai 51G dan 27

„

Kelompok II Proteksi terhadap gangguan eksitasi lebih (relai V/Hz atau 59/81 atau 24 dan 81).

„

Kelompok III Proteksi terhadap gangguan yang dapat menyebabkan generator beroperasi asinkron (relai 78 dan 40 ).

„

Kelompok IV Proteksi cadangan transformator start - up untuk gangguan tanah dan hubung singkat (relai 51N/ST)

280

8.3.2.1

Relai Pembangkit Kelompok I (21G, 51G/51V , 51GT ,

51NGT dan 46) a.

Relai Jarak (Distance Relay atau 21G) Relai jarak adalah proteksi cadangan generator dan transformator generator terhadap gangguan hubung singkat di daerah generator dan transformator generator (proteksi cadangan dari diferensial generator dan transformator generator). Jangkauan impedansi relai jarak diharapkan hanya sampai ke ujung transformator step up generator, apabila impedansi melampaui impedansi transformator generator maka waktu kerja dari jangkauan tersebut harus di kordinasikan dengan relai jarak di transmisi. Relai jarak mendapat arus dari CT fasa di sisi netral generator dan tegangan dari VT di terminal generator. Pada umumnya relai jarak generator diset antara 150-200% kapasitas (MVA) generator (0,5 - 0,67 impedansi generator pada MVA nominalnya) dan telah banyak diaplikasikan dimana dinilai telah terbukti memberikan koordinasi yang baik pada saat kondisi beban normal, kondisi power swing, dan pada saat kondisi gangguan sistem (IEEE Std C37.102-2006). Pada kondisi lain, input CT dan VT relai jarak generator berada di antara generator dan transformator generator, dimana seting jangkauan forward relai jarak diseting diatas 80% dari impedansi transformator generator.

b.

Relai arus lebih dengan penahan/control tegangan (51V/51C). Relai arus-lebih bekerja relatif lambat. Lambatnya waktu kerja relai berpeluang menyebabkan arus hubung singkat dari generator turun dibawah nilai Iset sebelum relai bekerja. 281

Pada relai arus lebih dengan penahan/control tegangan, depresi tegangan

(Vrest)

pada

terminal

generator

digunakan

untuk

mengontrol sensitifitas relai sebanding dengan penurunan Vrest. Dengan demikian relai masih dapat bekerja walaupun arus hubung singkat menurun lebih kecil dari Iset (dari transien ke tunak). Terdapat

dua

jenis

skema

Pada

relai

arus

lebih

dengan

penahan/kontrol tegangan , yaitu skema menggunakan kontrol tegangan dan menggunakan penahan tegangan.

Gambar 8.4 Karakteristik relai arus lebih dengan kontrol tegangan

Gambar 8.5 Karakteristik relai arus lebih dengan penahan tegangan

282

c.

Relai Arus Lebih Generator (Generator Over Current Relay atau 51G) Relai arus lebih generator berfungsi sebagai proteksi cadangan generator terhadap gangguan hubung singkat.

d.

Relai Arus Lebih Transformator Generator (Generator Transformer Over Current Relay atau 51GT) Relai arus lebih transformator generator berfungsi sebagai proteksi cadangan

transformator generator terhadap gangguan hubung

singkat. e.

Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi Transformator Generator

(Generator Transformer Netral Ground Relay atau

51NGT) Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi transformator generator berfungsi sebagai proteksi cadangan

transformator generator

terhadap gangguan tanah. Relai ini dipasang pada sisi netral tegangan tinggi transformator generator. f.

Negative Sequence Relay (46) Negative Sequence Relay atau relai arus urutan negatif berfungsi untuk memproteksi generator terhadap pemanasan pada rotor yang disebabkan

oleh

beban

tidak

seimbang

pada

generator.

Pembebanan tak seimbang di generator dapat disebabkan oleh kondisi operasi di sistem (grid). Ada dua jenis proteksi ini, yaitu electromechanical time overcurrent relay dengan karakteristik EI (Extreme Inverse) dan static atau digital time overcurrent relay dengan karakteristik

yang

sesuai dengan kurva K= I22.t dari

generator. 283

Gambar 8.6 Kurva ketahanan generator terhadap pembebanan tidak seimbang

Berdasarkan IEEE Std C37.102-2006, kemampuan generator terhadap pembebanan tidak seimbang dalam hal ini arus urutan negatif (I2 dinyatakan dalam persentase dari arus nominal generator) dapat dilihat pada tabel dibawah ini Tabel 8.1 Kemampuan generator terhadap arus tidak seimbang

Tipe Generator Salient Pole

I2 (persen) 10

Connected amortisseour winding

10

Non‐connected amortisseour winding

5

Cylidrical Rotor Indirectly cooled

10

Directly cooled ‐ up to 350 MVA

8

‐ 351 to 1250 MVA

8‐(MVA‐350)/300

‐ 1251 to 1600 MVA

5

284

Ketahanan

generator

terhadap

pembebanan

tidak

seimbang

dinyatakan dengan faktor K yang proporsional dengan I22.t, dimana I2 adalah arus urutan negatif yang dinyatakan dalam per-unit dari arus nominal generator. Tabel 8.2 Kemampuan generator terhadap arus tidak seimbang berdasarkan faktor K

Tipe Generator

I22t (K)

Salient Pole

40

Synchronous condenser

30

Cylidrical Rotor Indirectly cooled

30

Directly cooled (0 – 800 MVA)

10

Directly cooled (801 – 1600 MVA)

8.3.2.2 a.

Seperti pd gbr 7.6

Relai Pembangkit Kelompok II (81, 24 atau 59/81)

Relai Frekuensi Kurang/ Lebih (Under/ Over Frequency Relay atau 81) Seting relai frekuensi kurang/ lebih yang ada di pembangkit perlu dikoordinasikan agar diperoleh kepastian bahwa kerja relai tersebut dapat mendukung strategi operasi pelepasan beban dan pola operasi pulau yang telah diprogramkan oleh operasi sistem, di samping tugas utamanya untuk melindungi peralatan pada kondisi frekuensi kurang/ lebih. Seting dari relai frekuensi kurang/ lebih dipilih atau ditentukan berdasarkan rentang batas frekuensi turbin.

285

Tabel 8.3 Range frekuensi berdasarkan standart IEC 34.3

Frekuensi (Hz) 51.0 ‐ 51.5 50.5 ‐ 51.0 48.5 ‐ 50.5 48.0 ‐ 48.5 47.5 ‐ 48.0 47.0 ‐ 47.5

Waktu Operasi yang diijinkan Total min per tahun Setiap saat (sec) 30 ≥ 180 ≥ 180 Continuous 300 300 60 60 10 20

Pada tabel diatas dijelaskan standar waktu operasi yang diijinkan pada kondisi frekuensi abnormal berdasarkan standar IEC 34.3 . b.

Relai Eksitasi Lebih (Over Excitation Relay atau 24 atau 59/81) Tugas utama relai eksitasi lebih pada pembangkit adalah untuk melindungi peralatan pembangkit dari timbulnya eksitasi lebih, baik pada stator maupun pada transformator step up. Eksitasi lebih dapat terjadi pada saat start up ataupun pada saat putaran rendah. Eksitasi lebih memberikan dampak pemanasan yang selanjutnya dapat mengakibatkan kerusakan isolasi pada belitan stator maupun transformator. Eksitasi lebih pada generator akan terjadi pada kondisi rasio V/Hz yang diterapkan pada terminal generator melebihi 1,05

pu

(generator

base),

sedangkan

eksitasi

labih

pada

transformator generator terjadi pada kondisi rasio V/Hz pada sisi sekunder (high voltage) melebihi 1,05 pu (transformator base) dengan kondisi beban penuh dan power factor 0,8, dan 1,1 pu pada kondisi tidak berbeban (IEEE Std C37.102-2006).

286

Tabel 8.4 Overexcitation Capability (IEEE Std C37.102-2006).

Gambar 8.7 Karakteristik V/Hz

8.3.2.3

Relai Pembangkit Kelompok III (78 dan 40)

Dilihat dari kondisi sistem eksitasi pada generator serta dampak yang ditimbulkan oleh kondisi asinkron, dimana kondisi asinkron tersebut dibedakan dalam dua kelompok , pertama adalah operasi asinkron karena hilangnya arus eksitasi oleh gangguan pada sistem eksitasi (kondisi Loss 287

Of Field) dan kedua operasi asinkron karena lepas sinkron dimana pada kondisi ini arus eksitasi masih ada dan sistem eksitasi tidak mengalami gangguan ( kondisi Out Of Step atau Pole Slipping). a.

Relai Lepas - Sinkron (relai Out Of Step atau Pole Slipping atau relai 78) Pada kondisi lepas sinkron, dimana generator masih tersambung dengan sistem, akan menyebabkan timbulnya osilasi torsi mekanis yang dapat merusak unit pembangkit. Di titik pasokan listrik yang terletak dekat electrical centre, kondisi lepas sinkron tersebut dirasakan sebagai fluktuasi tegangan yang dapat mengganggu peralatan listrik , misalnya motor listrik. Bila electrical centre tersebut berada dekat unit pembangkit lainnya maka kejadian tersebut akan menimbulkan gangguan baru, berupa lepasnya motor-motor listrik di unit pembangkit tersebut. Timbulnya gangguan lepas sinkron dapat disebabkan oleh faktor sebagai berikut : −

Arus

eksitasi

tidak

mencukupi

untuk

suatu

kondisi

pembebanan tertentu. −

Adanya perubahan beban yang besar (misalnya terjadi switching pada tie line, biasanya disertai dengan kondisi arus eksitasi kurang).

−

Gangguan besar yang tidak segera dipisahkan dari sistem.

Ada dua jenis skema yang digunakan pada relai out of step, yaitu Single blinder scheme dan Double blinder atau Double lens scheme.

288

Gambar 8.8Single blinder scheme

Gambar 8.9 Double Lens Scheme

289

Gambar 8.10 Double Blinder Scheme

b.

Relai arus medan hilang (Loss of Field , relai 40) Secara

fungsi,

relai

arus

medan

hilang

bertugas

untuk

mengamankan generator dari pemanasan lebih pada ujung-ujung lilitan stator dan rotor generator oleh kondisi asinkron karena arus eksitasi generator tidak cukup (untuk mempertahan kondisi sinkron). Seting dan kinerja relai arus medan hilang dalam mengamankan generator pada kondisi tersebut sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. Namun bila dalam melakukan seting, menyebabkan daerah proteksi relai arus medan hilang lebih luas dari sekedar mengamankan generator, maka dapat menimbulkan masalah operasional berupa berkurangnya kemampuan generator yang dapat dimanfaatkan untuk menunjang kebutuhan operasi sistem atau relai arus medan hilang akan salah kerja oleh adanya ayunan daya (power swing).

290

Kondisi hilang eksitasi dari generator dapat secara bertahap ataupun tiba-tiba hilang pada saat lepasnya PMT, rangkaian terbuka, hubung singkat (flashover pada slip ring), kerusakan sistem pengatur tegangan (voltage regulator) atapun kehilangan supply eksitasi. Hilangnya eksitasi sebuah generator yang terhubung ke grid akan menyebabkan kehilangan sinkronisasi, dan speed sedikit naik di atas kecepatan sinkron (karena daya input masih tetap). Mesin akan berperilaku seperti generator induksi, yang menarik arus eksitasi dari grid yang besarnya hampir sebesar arus beban penuh mesin. Hal ini menyebabkan overheating pada kumparan stator, juga pada rotor akibat arus induksi pada bodi rotor dan damper winding. Umumnya relai arus medan hilang dipakai untuk generator dengan tegangan lebih besar sama dengan 6 kV dan daya lebih besar sama dengan 10 MVA. Metode yang digunakan untuk mendeteksi loss of field dari sebuah generator adalah dengan menggunakan relai jarak untuk merasakan perubahan ataupun variasi dari impedansi yang dilihat dari terminal generator. Dan dapat terlihat generator kehilangan eksitasi pada saat kondisi operasi dengan beberapa variasi level beban maka variasi impedansi yang terlihat dari terminal generator akan memiliki karakter pada diagram RX yang dapat dilihat pada Gambar 8.11 dibawah.

291

Gambar 8.11 Karakter impedansi pada kondisi hilang eksitasi (loss of field)

Ada dua jenis skema yang digunakan untuk mendeteksi kondisi loss of field, yaitu skema 1 yang menggunakan negative offset mho element dan skema 2 menggunakan positive offset mho element dengan directional unit supervision.

Gambar 8.12 Skema 1 relai loss of field

292

Gambar 8.13 Skema 2 relai loss of field

8.3.2.4

Relai

Pembangkit

Kelompok

IV

(proteksi

untuk

transformator Start up/ Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi atau relai 51N/ST) Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi (Ground Fault Relay 51N/ST) adalah relai proteksi cadangan transformator start up terhadap gangguan hubung singkat satu fasa ke tanah. Relai ini dipasang pada sisi netral tegangan tinggi transformator start up. a. Transformator Start up dengan belitan delta (Ynyn0D) Proteksi cadangan untuk gangguan tanah sisi tegangan tinggi tidak boleh bekerja lebih cepat dari proteksi gangguan tanah yang ada di SUTT atau SUTET dan sisi tegangan rendah IBT yang memasok transformator tersebut. Relai ini harus bekerja lebih lambat dari proteksi cadangan di sisi hilir (SUTT/ SUTET atau IBT 500/ 150 kV) jika terjadi gangguan di sisi pemasoknya (SUTT/ SUTET dan sisi 150 kV IBT) dan bekerja lebih cepat jika gangguan terjadi di sisi transformator start up. b. Transformator Start up dengan belitan Ynyn 293

Jika transformator start up (dengan belitan Yy) tersebut terhubung melalui sistem 150 kV dimana transformator start up tersebut dianggap beban oleh sistem, secara teoritis relai tidak bekerja jika terjadi gangguan hubung singkat fasa ke tanah di sistem 150 kV. Akan tetapi karena beban transformator start up merupakan motor-motor, maka seting relai proteksi 51 N/ST harus dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah SUTT 150 kV (GFR SUTT 150 kV) pada bus 150 kV tersebut dan jika bus 150 kV juga terhubung IBT 500/150 kV maka perlu juga dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah IBT (GFR sisi 500 dan 150 kV) 8.4

Seting dan Koordinasi Relai Proteksi Generator dan Transmisi

8.4.1 Kebutuhan Data Evaluasi Kordinasi Proteksi Generator dengan Proteksi Transmisi Untuk melakukan analisa koordinasi sistem proteksi transmisi dengan pembangkit diperlukan data – data seperti 8.4.1.1 a.

Data Sistem Penyaluran

Data impedansi sistem Jawa-Bali dilihat dari titik sambungan dengan pembangkit.

b.

Diagram kutup tunggal (Single Line Diagram) penghantar (yang terhubung dengan pembangkit) beserta data peralatan utama dan peralatan proteksi penghantar dan trafo ( PT, CT, relai).

c.

Data hubung singkat 3 Fasa, 2 fasa dan 1 fasa di bus

8.4.1.2 a.

Data Peralatan Pembangkit

Diagram kutup tunggal (Single Line Diagram) dari unit pembangkit beserta data peralatan utama dan peralatan proteksi generator dan trafo ( PT, CT, relai). 294

b.

Diagram dari tripping logic dari proteksi generator , trafo - generator dan trafo start up.

c.

Reaktansi sinkron (Xd), transien (Xd’) dan sub-transien (Xd’’) dari generator yang diamankan.

d.

Batas kemampuan pembebanan generator (load capability curve) dan kemampuan generator dan trafo terhadap over excitation (V/Hz).

e.

Daerah kerja under/minimum excitation limiter dalam diagram R - X atau P – Q.

f.

Kapasitas, Impedansi (Zt) dan vektor grup trafo step up

8.4.1.3 ‐

Data Rele Pembangkit dan Penyaluran

Merk dan type relay Merk

dan

type

rele

yang

digunakan

dalam

sistem

proteksi

memperngaruhi settingan proteksi, karena tiap rele mempunyai prinsip kerja masing – masing, sehingga perlu dikenali terlebih dahulu karakteristiknya dan perhitungan nilai settingnya. Karakteristik dan nilai setting inilah yang akan dijadikan sebagai parameter koordinasi setting antar rele pembangkit dan penyaluran. Relai proteksi tersebut ada;ah sebagai berikut: Distance relay (21G), Generator Over Current relay (51G), Generator Transformer Over Current Relay (51GT), Generator Transformer Neutral Ground Relay (51NGT), Under Frequency relay (81), Over Excitation relay (24G atau 59/81G), Out of step relay / pole slipping (78), Loss of field (40), Ground Fault Relay (51N/ST). ‐

Nominal tegangan dan arus relay Nominal tegangan dan arus tertera pada relai, adalah nilai acuan yang digunakan sebagai parameter untuk perhitungan proteksi peralatan instalasi. 295

‐

Buku manual untuk relai proteksi. Digunakan sebagai referensi dalam perhitungan, instalasi dan trouble shooting rele terpasang.

8.4.1.4 a.

Data Peralatan Pembantu

Data Trafo Arus (Current Transfomer) CT yang digunakan untuk sistem proteksi harus mempunyai core terpisah antara proteksi utama dan proteksi cadangan. Klas dan Kapasitas (burden) CT untuk proteksi disesuaikan dengan kebutuhan sistem proteksi yang bersangkutan.

b.

Data Trafo Tegangan (Potential Transformer) Trafo

tegangan

untuk

sistem

proteksi

menggunakan

voltage

transformer yang mempunyai core untuk klas proteksi dan mempunyai kapasitas (burden) sesuai dengan kebutuhan sistem proteksi. Untuk kehandalan sistem proteksi maka VT dipasang pada masing – masing bay. c.

Data Pemutus Tenaga (Circuit Breaker) Kebutuhan data teknis yang diperlukan dalam perhitungan setting antara lain : - Breaking Capacity - Arus Nominal - Media pemadam busur api - Kecepatan buka – tutup PMT

8.4.1.5

Form Isian Kebutuhan Data

Form isian kebutuhan data untuk kordinasi proteksi transmisi dengan pembangkit telah distandarisasi oleh PLN P3B Jawa Bali. Form isian kebutuhan data terdapat di lampiran.

296

Relai Pembangkit Kelompok 1 (21G, 51G/51V, 51GT dan

8.4.2

51NGT) 8.4.2.1

Relai Jarak (Distance Relay atau 21G)

a. Filosofi dan seting relai : Relai jarak generator pada umumnya ada 2 tipe, yaitu menggunakan 1 zona depan dan menggunakan 2 zona depan, dimana lokasi CT relai jarak tergantung pada desain pabrikan pembangkit. Berikut jangkauan relai jarak untuk desain CT relai jarak berada di antara generator dan transformator generator.

Gambar 8.14 Zona proteksi relai jarak dengan CT diantara generator dan transformator generator

Dari Gambar 8.14 relai jarak generator memiliki zona depan (forward) dan zona belakang (reverse). Jika jangkauan relai jarak generator yang digunakan adalah ZImax (tidak boleh melampaui sirkuit transmisi 1 GI di depannya), harus dikoordinasikan yaitu dengan memberikan waktu tunda minimal sebesar 1100 ms, namun jika jangkauan yang digunakan relai jarak adalah ZImin (jangkauan hanya sampai dibusbar GI

Pembangkit)

maka

relai

jarak 297

tidak

perlu

dikoordinasikan.

Sedangkan untuk zona belakang tidak perlu dikoordinasikan. Dengan perhitungan jangkauan (impedansi) relai jarak ini adalah sebagai berikut : Arah Depan (Forward)

Arah Belakang (Reverse) Dimana, : error yang ditoleransi akibat kesalahan PT, CT & data-data sebesar 15 % = 0.85. : infeed factor dengan pembangkitan minimum operasi. : impedansi generator transformer (Ω). : impedansi generator (Ω). Untuk relai jarak dengan 1 zona depan, jika zona 1 depannya tidak melebihi atau sama dengan nilai ZImin, maka zona 1 depannya tidak perlu dikoordinasikan, namun jika nilai zona 1 yang digunakan ZImak maka zona 1 depan perlu dikoordinasikan.

298

Gambar 8.15 Relai jarak dengan 2 zona depan

Untuk relai jarak dengan 1 zona depan, jika seting zonanya tidak melebihi atau sama dengan nilai ZImin, maka waktu kerjanya tidak perlu dikoordinasikan dengan proteksi transmisi, namun jika nilai seting zonanya yang digunakan ZImak maka waktu kerjanya harus di koordinasikan.

Gambar 8.16 Relai jarak dengan 1 zona depan

299

Untuk kondisi CT untuk relai jarak di netral generator, relai jarak hanya memiliki seting forward yang di seting antara 150-200% dari kapasitas (MVA) generator (IEEE C37.102-2006.)

Gambar 8.17 Zona proteksi relai jarak dengan CT di netral generator

b. Seting waktu : Jika jangkauan impedansi arah depan yang dipilih adalah impedansi maksimum (Zfmak), maka diperlukaan koordinasi waktu antara impedansi generator (21G) dengan proteksi busbar, proteksi gagal kerja PMT (circuit breaker failure/CBF), dan waktu zona-2 impedansi saluran (21), sehingga dibutuhkan waktu ditunda sampai 1100 ms. Hal tersebut didasarkan pada Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007, yang menyatakan bahwa : − CBF akan bekerja pada : 200 ms. ≤ tCBF < 250 ms. − Waktu tunda relai jarak zona-2 adalah : 400-800 ms. − Beda waktu tunda (∆t) adalah : 300 ms.

300

8.4.2.2

Relai arus lebih dengan penahan/control tegangan (51V/51C).

a. Filosofi dan seting relai : − Relai harus bekerja mengamankan generator dan trafo generator untuk gangguan di terminal trafo − Relai tidak boleh bekerja untuk gangguan yang terjadi di bus ujung saluran transmisi − Seting arus dan tegangan sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. b. Seting waktu Waktu kerja relai (51V/51C) untuk gangguan yang terjadi diantara terminal trafo dan bus ujung saluran transmisi harus dikoordinasikan dengan waktu zone-2 dari proteksi distance saluran transmisi. Waktu tunda relai sekitar 1100 ms dengan pembagian waktu sesuai dengan Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007 sebagai berikut : − Waktu tunda relai zona-2 adalah : 400-800 ms. − Beda waktu tunda (∆t) adalah 300 ms.

8.4.2.3

Relai Arus Lebih Generator

(Generator Over Current

Relay atau 51G) a. Filosofi penyetalan − Seting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. − Seting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zona 2 relai jarak 301

penghantar

(21L), waktu kerja CBF dan proteksi busbar, namun untuk level tegangan 150 kV perlu juga dikoordinasikan dengan proteksi OCR penghantar. − Karakteristik kerja relai diutamakan inverse. b. Seting waktu Waktu tunda relai 51G sekitar 1100 ms untuk level tegangan 500 kV dan sekitar 1300 ms untuk level tegangan 150 kV dengan pembagian waktu sesuai dengan Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007 sebagai berikut : − CBF akan bekerja pada : 200 ms. ≤ tCBF < 250 ms. − Waktu tunda relai zona-2 adalah : 400-800 ms. − Waktu tunda relai OCR-GFR adalah : 1 detik − Beda waktu tunda (∆t) adalah 300 ms.

8.4.2.4

Relai Arus Lebih Transformator Generator

(Generator

Transformer Over Current Relay atau 51GT) a. Filosofi penyetalan − Seting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. − Seting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zona 2 relai jarak

penghantar

(21L), waktu kerja CBF dan proteksi busbar, namun untuk level tegangan 150 kV perlu juga dikoordinasikan dengan proteksi OCR penghantar. − Karakteristik kerja relai diutamakan inverse b. Seting waktu 302

Waktu tunda relai 51GT sekitar 1100 ms untuk level tegangan 500 kV dan sekitar 1300 ms untuk level tegangan 150 kV dengan pembagian waktu sesuai dengan Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007 sebagai berikut : − CBF akan bekerja pada : 200 ms. ≤ tCBF < 250 ms. − Waktu tunda relai zona-2 adalah : 400-800 ms. − Waktu tunda relai OCR-GFR adalah : 1 detik − Beda waktu tunda (∆t) adalah 300 ms.

8.4.2.5

Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi Transformator Generator (Generator Transformer Netral Ground Relay atau 51NGT)

a. Filosofi penyetalan − Seting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. − Seting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone 2 relai jarak

penghantar

(21L), waktu kerja CBF dan proteksi busbar, , namun untuk level tegangan 150 kV perlu juga dikoordinasikan dengan proteksi GFR penghantar. − Karakteristik kerja relai diutamakan inverse. b. Seting waktu Waktu tunda relai 51NGT sekitar 1100 ms untuk level tegangan 500 kV dan sekitar 1300 ms untuk level tegangan 150 kV dengan pembagian waktu sesuai dengan Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007 sebagai berikut : 303

− CBF akan bekerja pada : 200 ms. ≤ tCBF < 250 ms. − Waktu tunda relai zona-2 adalah : 400-800 ms. − Waktu tunda relai OCR-GFR adalah : 1 detik − Beda waktu tunda (∆t) adalah 300 ms. 8.4.2.6

Negative Sequence Relay (46)

a. Filosofi penyetalan − Seting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. − Seting nilai arus dan nilai K : I22 t , ditentukan berdasarkan jenis generator ( dapat dilihat pada Tabel 8.1 dan Tabel 8.2 Kemampuan

generator

terhadap

arus

tidak

seimbang

berdasarkan faktor K) − Seting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan waktu tunda discrepancy PMT di transmisi. b. Seting waktu Waktu tunda untuk negative sequence relay, lebih dari 1800 ms dengan pembagian waktu sebagai berikut : − Waktu tunda discrepancy PMT adalah 1.5 detik − Beda waktu tunda (∆t) adalah 300 ms. 8.4.3 Relai Pembangkit Kelompok 2 (81, 24 atau 59/81) 8.4.3.1

Relai Frekuensi Kurang/Lebih Relay atau 81)

a. Filosofi penyetingan

304

(Under/Over Frequence

− Untuk batas operasi normal (sesuai Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007) 49.5 Hz < f < 50.5 Hz relai 81 tidak boleh pickup. − Pada 47.5 Hz ≤ f < 49.5 Hz dan 50.5≤ f < 52 Hz relai 81G harus dipastikan tidak bekerja seketika (instantenous). Pada range frekuensi tersebut relai boleh trip dengan waktu tunda. Lamanya waktu tunda sangat tergantung dari kemampuan (capability) peralatan pembangkit (seperti turbin), namun agar koordinasi dapat berhasil sukses maka diharapkan seting waktu tunda harus dapat mendukung keberhasilan pola operasi sesuai dengan pola operasi sistem tenaga listrik di Jawa Bali b. Seting Waktu − Pada frekuensi < 47.5 Hz dan > 52 Hz relai 81G boleh trip seketika ataupun dengan waktu tunda tergantung jenis dan kapasitas pembangkitnya. − Standart waktu tunda untuk relai UFR ataupun OFR di PLN P3B Jawa Bali adalah minimum dari setengah waktu tunda setiap saat (Tabel 8.3 Range frekuensi berdasarkan standart IEC 34.3)

8.4.3.2

Relai Eksitasi Lebih (Over Excitation Relay atau 24 atau 59/81)

a. Filosofi penyetingan − Seting dinyatakan dalan V/Hz per unit. Tegangan maksimum pada batas operasi normal = 1.1 pu. − Relai diharapkan tidak trip pada nilai V/Hz < 1.1 pu. 305

− Relai dapat trip seketika atau waktu tunda definite pada nilai V/Hz > 1.1 pu atau dapat berupa karakteristik inverse bergantung pada kurva ketahanan terhadap over eksitasi.

24G(#1) Trip 24G(IT) Trip 24T Trip

GEN. V/Hz WITHSTAND 24G(#2) Alarm

Gambar 8.18 Contoh kurva seting relai eksitasi lebih

b. Seting waktu −

Seting waktu dapat dilihat pada

− −

Tabel 8.4 Overexcitation Capability (IEEE Std C37.102-2006).

8.4.4 Relai Pembangkit Kelompok 3 (78 dan 40) 8.4.4.1

Relai Lepas - Sinkron (Out Of Step Relay atau Pole Slipping atau relai 78)

a. Filosofi penyetingan 306

Penyetingan relai lepas sinkron untuk memastikan bahwa fungsi proteksi 78 sudah memperhatikan keamanan pembangkit dan sistem dengan uraian sebagai berikut : −

Relai 78 akan bekerja memisahkan generator dari sistem bila terjadi gangguan lepas sinkron pada generator tersebut .

−

Relai 78 tidak akan bekerja seketika bila terjadi power swing yang sumber gangguannya berada diluar unit pembangkit tersebut.

−

Pada kondisi lepas sinkron dengan slip rendah dan tinggi , relai 78 akan tetap bekerja baik.

−

Memastikan bahwa relai 78 akan memberikan komando trip pada PMT generator

hanya pada saat sudut antara kedua

sistem yang asinkron sedang mengecil . Pertimbangan ini akan semakin penting khususnya bila pengelola generator dan PMT generator bukan dari satuan yang sama. −

Relai 78 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi normal, setelah terjadi power swing (recoverable power swing).

307

Gambar 8.19 Contoh kurva out of step

−

Positive sequence impedance harus berasal dari luar blinder A atau B

−

lokus impedansi harus masuk ke area pickup (circle) dan berlanjut ke blinder B dan A

−

Waktu swing (waktu saat memotong pickup dan blinder) harus cukup lama (> seting)

−

Jika skenario ini terjadi tripping

b. Karakteristik yang dievaluasi : Seting menurut IEEE C37.102-2006 sebagai berikut : Diameter relai mho : 2

1.5 tan 90

2

308

/2

Dimana, : sudut antara generator dan sistem dimana dianggap terjadi instability (kalau tidak ada studi stabilitas biasanya diset 1200) t

: waktu yang di peroleh dari studi stabilitas, biasanya antara

40 dan 100 ms

Gambar 8.20 Contoh kurva out of step dengan diameter relai mho

− Jangkauan relai v/s lokus impedansi saat terjadi swing ( f (Eg/Es). − Jangkauan relai arah belakang v/s lokus impedansi saat terjadi swing dengan slip rendah ( <1 %). − Seting waktu yang cukup (dinyatakan dalam Z) agar relai bekerja benar pada saat terjadi swing dengan slip besar ( 10 50 % ). − Sudut tegangan antara dua sistem saat perintah trip diberikan ke PMT generator.

309

− Fluktuasi tegangan pada titik sambungan bersama dengan pembangkit terdekat.

Gambar 8.21 Contoh kurva seting out of step

− Gambar menunjukkan seting relai out of step pada kondisi slip 1%, dimana saat terjadi kondisi asinkron, slip biasanya kecil (1%) sehingga relai dapat bekerja baik pada kondisi lepas sinkron dengan slip rendah dan tinggi − Jangkauan inside reverse dan jangkauan outside reverse relai 78

mencakup

impedansi

generator

dan

transformator

generator, sehingga sudah memenuhi persyaratan seting dimana relai dapat memisahkan generator dari sistem bila terjadi gangguan lepas sinkron pada generator. 8.4.4.2 a.

Relai arus medan hilang (Loss of Field , relai 40)

Filosofi penyetingan 310

Secara

fungsi,

relai

arus

medan

hilang

bertugas

untuk

mengamankan generator dari pemanasan lebih pada rotor generator oleh kondisi asinkron karena arus eksitasi generator tidak cukup (untuk mempertahan kondisi sinkron). Seting dan kinerja relai arus medan hilang dalam mengamankan generator pada kondisi tersebut sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. Namun bila dalam melakukuan seting, menyebabkan daerah proteksi relai arus medan hilang lebih luas dari sekedar mengamankan generator, maka

dapat

menimbulkan

masalah

operasional

berupa

berkurangnya kemampuan generator yang dapat dimanfaatkan untuk menunjang kebutuhan operasi sistem atau relai relai arus medan hilang akan salah kerja oleh adanya ayunan daya (power swing). Penyetingan relai arus medan hilang atau loss of field untuk memastikan bahwa fungsi proteksi relai arus medan hilang sudah memperhatikan keamanan pembangkit dan sistem dengan uraian sebagai berikut : −

Memastikan bahwa seting waktu dan daerah kerja relai dapat memberikan jaminan keamanan bagi generator pada kondisi asinkron karena arus eksitasi kurang dan relai tidak akan salah kerja untuk kondisi abnormal diluar generator. Relai harus tetap bekerja benar pada kondisi arus eksitasi hilang/kurang yang diikuti dengan slip rendah (S<1%) maupun slip tinggi ( S >10 %).

−

Relai arus medan hilang harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi normal setelah terjadi power swing (recoverable power swing). 311

−

Pada generator yang lebih kecil dimana pola proteksinya tidak selengkap generator besar , ada kemungkinan bahwa relai arus medan hilang diberi tugas tambahan, bila kondisi tersebut dijumpai

maka perlu dilakukan kajian bersama antara

pembangkit dengan transmisi. −

Pada kondisi asinkron nilai reaktansi mesin Xg akan bervariasi sesuai nilai slip dimana untuk slip = 0 , Xg = Xd (reaktansi sinkron) slip = 100 %, Xg = Xd” (reaktansi subtransien) slip = 50%, Xg ~ Xd’ (reaktansi transien), slip = 0.33% , Xg ~ 2Xd’

−

Pada umumnya saat terjadi asinkron slip biasanya cukup kecil (mungkin 1%) sehingga diasumsikan split = 1%, Xg = 2Xd’

Gambar 8.22 Karakteristik tipikal seting 2 zone relai loss of field

b.

Karakteristik yang dievaluasi : −

Jangkauan minimum relai ada sumbu - j (biasa disebut offset).

312

−

Jangkauan maksimum relai pada sumbu - j ( disebut offset + diameter).

−

Waktu kerja relai (dilakukan evaluasi bila jangkauan kedepan melebihi

generator

).

Daerah Kerja UEL

Gen Capability

Gambar 8.23 Contoh kurva evaluasi seting loss of field

−

Pada gambar ditunjukkan seting relai arus medan hilang diharapkan mengamankan generator pada kondisi asinkron karena arus eksitasi kurang dengan batasan daerah kerja UEL 313

(Under

Excitation

Limiter)

sehingga

tidak

menyebabkan

pengurangan kapabilitas generator −

Pada saat terjadi recoverable swing dalam sistem (kondisi swing Eg/Es = 0.8) relai tidak bekerja (stabil) karena jangkauan relai arus medan hilang tidak menyentuh jangkauan swing Eg/Es = 0.8.

8.4.5

Relai Pembangkit Kelompok 4 (proteksi untuk transformator Start-up)

8.4.5.1

Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi

(Ground

Fault Relay 51N/ST) a.

Transformator Start up dengan belitan delta (Ynyn0D) 1) Filosofi penyetingan −

Relai ini harus bekerja lebih lambat dari proteksi cadangan di sisi hilir (SUTT / SUTET atau IBT 500/150 kV) jika terjadi gangguan disisi pemasokknya (SUTT/SUTET dan sisi 150 kV IBT) dan bekerja lebih cepat jika gangguan terjadi di sisi transformator start up.

−

Seting

arus

merupakan

tanggung

jawab

sepenuhnya

pengelola pembangkit. 2) Seting waktu −

Waktu kerja relai proteksi cadangan IBT 500/150 kV adalah 1.5 detik.

−

Untuk gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV, sedangkan waktu kerja relai B 51 N/ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay waktu + 300 ms. 314

b.

Transformator Start up dengan belitan Ynyn 1) Filosofi penyetingan −

Seting

arus

merupakan

tanggung

jawab

sepenuhnya

pengelola pembangkit. −

Jika transformator start up (dengan belitan Yy) tersebut terhubung melalui sistem 150 kV dimana transformator start up tersebut dianggap beban oleh sistem, secara teoritis relai tidak bekerja jika terjadi gangguan hubung singkat phase ke tanah di sistem 150 kV. Akan tetapi karena beban transformator start up merupakan motor-motor, maka seting relai proteksi 51 N/ST harus dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah SUTT 150 kV (GFR SUTT 150 kV) pada bus 150 kV tersebut dan jika bus 150 kV juga

terhubung

IBT

500/150

kV

maka

perlu

juga

dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah IBT (GFR sisi 500 dan 150 kV). 2) Seting waktu Waktu kerja relai proteksi cadangan IBT 500/150 kV adalah 1.5 detik untuk gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV, sedangkan waktu kerja relai B 51 N/ST minimum lebih dari 1 detik dengan waktu tunda + 300 ms untuk total beban maksimum motor-motor yang tersambung ke transformator start up

8.5

Rekomendasi seting relai proteksi generator

Dasar dari rekomendasi seting relai proteksi generator adalah: 315

-

Rekomendasi dari pabrikan peralatan generator ( kurva kapabilitas, dan lain-lain)

-

Standart operasi di sistem PLN P3B Jawa Bali (Variasi Frekuensi, Variasi Tegangan, waktu pemutusan gangguan dan lain-lain)

-

Standard IEEE C37.102-2006

Tabel 8.5 Rekomendasi seting relai proteksi generator dan transformator generator Relai Proteksi

Kode Relai

Zfmin

Relai jarak

21G

Zfmak

Zb

Relai arus lebih dengan penahan/control tegangan

Arus Lebih Generator

51V/51C

51G

Seting Rekomendasi Nilai Waktu

Parameter Seting

I set

I set

Keterangan

0.85 * Xgt

Rekomendasi pabrikan

-

0.85 * (Xgt + If*ZL)

Lebih besar dari trip time zone 2 pada 21 L (±1100 ms)

-

0.85 * (Xg)

rekomendasi pabrikan

- Seting arus rekomendasi pabrikan - 51 C = Seting arus pickup 50 % x In Generator,setting tegangan 75 % Vn Generator - 51 V = Seting arus pickup 150 % x In Generator,setting tegangan 100 % Vn Generator

- Seting arus rekomendasi pabrikan - Seting arus pickup 150-200% x In Generator

316

- 500 kV = Lebih besar dari trip time zone 2 pada 21 L (±1100 ms) - 150 kV = Lebih lambat dari seting OCR/GFR Line (t >1300 ms) - 500 kV = Lebih besar dari trip time zone 2 pada 21 L (±1100 ms) - 150 kV = Lebih lambat dari seting OCR/GFR Line (t >1300

-

IEEE C37.1022006

IEEE C37.1022006

Relai Proteksi

Kode Relai

Parameter Seting

Arus Lebih Transformator Generator

Gangguan tanah sisi tegangan tinggi transformator generator

51GT

Iset

-

51NGT

Iset

-

Negative Sequence Relay

46

Iset -

Seting Rekomendasi Nilai Waktu ms) - Kurva standart/nor mal inverse - 500 kV = Lebih besar dari trip time zone 2 pada 21 L (±1100 Seting arus ms) rekomendasi pabrikan - 150 kV = Seting arus pickup Lebih lambat 120 % MVA dari seting Transformator OCR/GFR Generator Line (t >1300 ms) - Kurva standart/nor mal inverse - 500 kV = Lebih besar dari trip time zone 2 pada 21 L (±1100 Seting arus ms) rekomendasi pabrikan - 150 kV = Seting arus pickup 20 Lebih lambat % In Transformator dari seting Generator OCR/GFR Line (t >1300 ms) - Kurva standart/nor mal inverse - I22t=K, kurva ketahanan K=40(salient Seting arus pole) rekomendasi pabrikan K=30(synchron ous condenser) Seting arus pickup 90 K=30 % arus kontiniu I2 (cylindrical rotor (alarm) ,indirectly Seting arus pickup cooled) 100 % arus kontiniu I2 K=10 (trip) (cylindrical rotor ,directly cooled)

- Lebih lambat dari setting

317

Keterangan

IEEE C37.1022006

Relai Proteksi

Relai Frekuensi kurang/lebih

Kode Relai

F pickup 81 F pickup Alarm

Over Excitation Relay

24 atau 59/81

78G

V/Hz definite

> 1.18 pu

40G

51N/ST

Dengan waktu tunda 45-60 detik/ rekomendasi pabrikan Dengan waktu tunda 2-6 detik/ rekomendasi pabrikan 40 – 100 ms

Offset

-2X’d

rekomendasi pabrikan

Blinder

(X’d+Xgt+Xsmax/2)x (tan (90- /2)

-

120 deg

-

1

-

Diameter

Offset Gangguan tanah sisi tegangan tinggi transformator startup

instantaneous

2X’d+1.5Xgt

Iset

-

(0,5 -1) * Xd’

(0,5 -0,75) * Xd’ - Seting arus rekomendasi pabrikan - Seting arus pickup 20 % In Transformator Startup

318

Keterangan

Dengan waktu tunda

1.05 pu

> 1.1 pu

Imp Angle Pole Slip counter Pole slip reset time

Loss of Field

47.5 Hz < f < 49.5 Hz dan 50.5 Hz < f < 52 Hz < 47.5 Hz dan > 52 Hz

V/Hz definite/inv erse

Diameter

Out Of Step

Seting Rekomendasi Nilai Waktu discrepancy PMT , 1.8 detik

Parameter Seting

rekomendasi pabrikan rekomendasi pabrikan zone 1 : ≥ 0.1 detik zone 2 : ≥ 0.5 detik - Lebih lambat dari seting OCR/GFR Line (t >1300 ms)

IEEE C37.1022006 IEEE C37.1022006 IEEE C37.1022006 IEEE C37.1022006

IEEE C37.1022006

Relai Proteksi

Kode Relai

Seting Rekomendasi Nilai Waktu - Kurva standart/nor mal inverse

Parameter Seting

319

Keterangan

BAB 9 POWER SUPPLY 9.1

Definisi dan Istilah

9.1.1 Gardu Induk Suatu sistem instalasi listrik yang terdiri dari susunan dan rangkaian sejumlah perlengkapan yang dipasang menempati suatu lokasi tertentu untuk

menerima

dan

menyalurkan

tenaga

listrik,

menaikkan

dan

menurunkan tegangan sesuai dengan tingkat tegangan kerjanya, tempat melakukan kerja switching rangkaian suatu sistem tanaga listrik dan untuk menunjang keandalan sistem tenaga listrik terkait. 9.1.2 Tegangan AC Tegangan AC adalah yang dipasok dari sumber tegangan 380/220 Volt frekuensi 50Hz yang berasal dari trafo Pemakaian Sendiri (PS) gardu induk. 9.1.3 Tegangan DC Tegangan DC adalah sumber tegangan 110 Volt DC dan 48 Volt DC yang dipasok dai Rectifier

dan batere untuk menyupply peralatan-peralatan

pada gardu induk. 9.1.4 Genset Sebuah alat yang digunakan untuk memproduksi energi listrik dengan merubah energi mekanik menjadi energi listrik dengan menggunakan prinsip induksi elektromagnetik yang digunakan pada gardu induk untuk mem-backup supply tegangan AC. 320

9.1.5 Rectifier Alat yang digunakan untuk mengubah sumber arus bolak-balik (AC) menjadi sinyal sumber arus searah (DC). 9.1.6 Batere Alat listrik kimiawi yang menyimpan energi dan mengeluarkan tenaga dalam bentuk tegangan listrik searah. 9.1.7 Load Break Switch (LBS) Alat yang digunakan untuk memutus dan menyambung tegangan listrik dalam keadaan berbeban. 9.1.8 Mini Circuit Breaker (MCB) Alat yang berfungsi untuk memutus hubungan listrik yang bekerja secara otomatis apabila ada arus / beban lebih yang melebihi kapasitas dari MCB tersebut. Disesuaikan dengan pembahasan bab 9.2

Instalasi Sistem AC (Alternating Current)

Instalasi AC pada Gardu Induk tegangan tinggi (GI 150 kV / 70 kV) atau Gardu Induk Tagangan Esktra Tinggi (GITET 500 kV) dapat dipasok dari transformator pemakaian sendiri (PS) 20 kV, genset, tegangan rendah 380 VAC (tegangan rendah dari jaringan distribusi) dan sisi tersier transformator IBT 500/ 66 kV pada GITET. Pada setiap GITET minimal harus mempunyai 2 (dua) sistem suplai AC, sedangkan untuk Gardu induk cukup menggunakan 1 (satu) sistem suplai AC, sebagai contoh berikut :

321

Tabel 9.1 Contoh instalasi AC

GITET 500 KV

GI 150 KV dan GI 70 KV

Transformator PS ke 380 V Gardu

Transformator PS ke 380 V

Induk 150KV Genset

-

Instalasi AC dibagi dalam beberapa kelompok yang dirancang sesuai dengan kebutuhan pemakaian beban. Pengelompokan sangat penting untuk keandalan suplai dan menghindari terjadinya over load. Setiap busbar output dari pengelompokan tersebut harus dilengkapi dengan fuse atau LBS. Pengelompokan/ grup dari instalasi AC dibagi menjadi dua, yaitu : 9.2.1 Grup Essensial Grup essensial terdiri dari rectifier, motor-motor (PMT, PMS, kipas transformator, OLTC dan kompressor), penerangan kontrol dan relai. 9.2.2 Grup Common Grup common terdiri dari penerangan switchyard, gedung, exhaust fan, sanitasi dan pendingin ruangan gedung, dan lain-lain. Gambar pengawatan satu garis untuk kelompok essensial dan common dapat dilihat pada gambar berikut ini :

322

Gambar 9.1 Pengawatan Satu Garis untuk Kelompok Esensial dan Common

9.3

Instalasi Sistem DC

Instalasi Sistem DC suatu gardu induk berfungsi untuk menyalurkan suplai DC yang dipasok oleh rectifier atau charger tiga fasa maupun satu fasa yang dihubungkan dengan satu atau dua set batere. Terdapat 3 (tiga) jenis instalasi atau suplai DC yang digunakan pada gardu induk meliputi : -

Instalasi Sistem DC 110 Volt.

-

Instalasi Sistem DC 48 Volt (DC suplai didapat dari fasilitas Telekomunikasi untuk kebutuhan teleproteksi)

9.3.1 Instalasi Sistem DC 110 V Sebagian besar gardu induk di sistem jawa bali menggunakan Instalasi sistem DC 110 Volt. Instalasi sistem DC 110 Volt dipasok dari rectifier atau charger serta dihubungkan dengan batere untuk mengoperasikan peralatan pada instalasi gardu induk seperti : 323

-

Motor – motor (PMT dan PMS)

-

Relai proteksi dan meter – meter digital

-

Sinyal, alarm dan indikasi

-

Tripping dan Closing coil

9.3.2 Instalasi sistem DC 48 Volt untuk Komunikasi dan Teleproteksi Instalasi sistem DC 48 Volt ini digunakan untuk menyalurkan suplai DC 48 Volt yang dipasok dari rectifier atau charger serta dihubungkan dengan batere untuk mengoperasikan peralatan pada instalasi gardu induk seperti : -

Scada / RTU

-

Teleproteksi Unit

-

Komunikasi (PLC) Unit – Continuous Load

-

Alarm, sinyal dan indikasi

Gambar 9.2 DC Distribution Board

324

9.3.3 Pola Instalasi Sistem DC Instalasi sistem DC terdiri dua pola, antara lain: 9.3.3.1

Pola 1

Pola 1 terdiri dari sumber AC grup Essential, 2 charger, 2 batere dan 1 bus DC. Pengaman utama dan pengaman cadangan menggunakan MCB yang berbeda. Sistem operasi sebagai berikut : -

Batere 1 dan charger 1 (sistem 1) operasi memikul beban sedangkan batere 2 dan charger 2 (sistem 2) operasi tanpa beban.

-

Sistem 1 dan sistem 2 operasi secara bergantian, pola ini digunakan pada Gardu Induk 150 kV dan Gardu Induk 70 kV .

325

Gambar 9.3 Pola 1 sumber ac penamaan swich batere 2

9.3.3.2

Pola 2

Pola 2 terdiri dari : sumber AC grup Essential, 2 charger, 2 batere dan 2 bus dc Pengaman utama dan pengaman cadangan menggunakan MCB yang berbeda (lihat Gambar 9.4). Pola 2 didesain untuk gardu induk 500 kV dimana dengan dengan filosofi redundant proteksi sehingga sistem operasi sebagai berikut : -

Batere 1 dan charger 1 operasi memikul beban sistem 1 (proteksi utama 1 dan sistem triping 1) dan batere 2 dan charger 2 operasi memikul beban sistem 2 (proteksi utama 2 dan sistem triping 2). 326

-

Posisi normal sistem 1 dan sistem 2 operasi secara terpisah, MCB kopel posisi keluar.

-

Pada saat pemeliharaan sistem 1, MCB sistem 1 dilepas maka MCB kopel akan masuk. Demikian sebaliknya jika yang dipelihara sistem 2.

Gambar 9.4 Pola 2

9.3.3.3

Ruangan Batere

Batere ditempatkan pada suatu ruangan khusus yaitu ruangan batere dimana ruangan batere harus ideal dari luas ruangan, kelengkapan ruangan batere dan ventilasi udara ruangan batere. Persyaratan desain ruang batere adalah sebagai berikut : 327

a. Luas ruangan batere disesuaikan dengan jumlah unit batere yang ada sehingga memudahkan untuk melakukan pemeliharaan.

Ruangan batere yang benar Ruangan batere yang salah (sempit) Gambar 9.5 Ruang Batere

b. Ruangan batere juga harus dilengkapi dengan wastafel (kran air) untuk pertolongan pertama jika terjadi kecelakaan dalam pemeliharaan.

Gambar 9.6 Wastafel di ruang batere

c. Ruangan batere harus dilengkapi dengan ventilasi atau lubang angin atau dilengkapi dengan exhaust fan untuk menjamin sirkulasi udara yang cukup. Keadaan ventilasi harus baik untuk membuang gas yang 328

berupa campuran hidrogen dan oksigen (eksplosif) yang timbul akibat proses operasi batere. d. Suhu ruangan batere tidak boleh lebih dari 38 °C untuk batere asam dan 45°C untuk batere alkalin (standar DIN 0510). e. Ventilasi atau volume udara yang mengalir dapat dirancang (standar DIN 0510) adalah : Untuk instalasi di darat (land installation) : Q = 55 x n x I Untuk instalasi di lautan (marine installation) : Q = 110 x n x I dimana

:

Q

= Volume udara ( liter/jam)

n

= Jumlah sel batere

I

= Arus pengisian pada akhir pengisian atau dalam kondisi pengisian floating.

9.3.3.4

Pemilihan Batere

Batere atau akumulator adalah sebuah sel listrik dimana didalamnya berlangsung proses elektrokimia yang reversibel (dapat berbalikan) dengan efisiensinya yang tinggi. Yang dimaksud dengan proses elektrokimia reversibel adalah didalam batere dapat berlangsung proses pengubahan kimia menjadi tenaga listrik (proses pengosongan), dan sebaliknya dari tenaga listrik menjadi tenaga kimia, pengisian kembali dengan cara regenerasi dari elektroda-elektroda yang dipakai, yaitu dengan melewatkan arus listrik dalam arah ( polaritas ) yang berlawanan didalam sel. 329

Jenis sel batere ini disebut juga Storage Battery, adalah suatu batere yang mana dapat digunakan berulang kali pada keadaan sumber listrik arus bolak balik (AC) terganggu. Tiap sel batere ini terdiri dari dua macam elektroda yang berlainan, yaitu elektroda positif dan elektroda negatif yang dicelupkan dalam suatu larutan kimia. a. Menurut Bahan Elektrolit Berdasarkan bahan untuk kebutuhan gardu induk dipilih Batere Alkali (alkaline storage battery). Ciri-ciri umum (tergantung pabrik pembuat) sebagai berikut : 1) Tegangan nominal per sel 1,2 Volt 2) Nilai berat jenis elektrolitnya tidak sebanding dengan kapasitas batere 3) Umur batere tergantung pada operasi dan pemeliharaan, biasanya dapat mencapai lebih dari 15-20 tahun dengan syarat suhu batere tidak lebih dari 200 C 4) Tegangan pengisian (referensi buku O&M Batere P3B tahun 1998) : -

Tegangan pengisian (Floating) : 1,4 - 1,42 Volt

-

Pengisian secara cepat (Equalizing) : 1,45 Volt

-

Pengisian dengan harga tinggi (Boosting) : 1,50 – 1,65 Volt

-

Pengisian awal (Initial Charge) : 1,6 – 1,9 Volt

5) Tegangan pengosongan per sel ( Discharge ) : 1 dengan ref. Batere Hoppecke & Nife)

b. Menurut Karakteristik Pembebanan

330

Volt (sesuai

Menurut karakteristik pembebanan dipilih Tipe L (Low Loading) yaitu untuk jenis pembebanan dengan arus kecil, dengan pembebanan 0,5 CnA, lama waktu pembebanan 5 jam, Tegangan akhir 1 Volt per sel. 9.3.3.5

Instalasi Sel Batere

Batere tidak boleh ditempatkan langsung di lantai sehingga memudahkan dalam melakukan pemeliharaan dan tidak terdapat kotoran dan debu diantara sel batere. Batere jangan ditempatkan pada lokasi yang mudah terjadi proses karat dan banyak mengandung gas, asap, polusi serta nyala api. Sel batere ditempatkan pada stairs rack sehingga memudahkan dalam melaksanakan pemeliharaan, pengukuran dan pemeriksaan level elektrolit.

Gambar 9.7 Susunan sel pada Batere

Agar ventilasi cukup dan memudahkan pemeliharaan maka harus ada ruang bebas pada rangkaian batere sekurang – kurangnya 25 cm antara unit atau grup batere lainnya serta grup atau unit batere paling atas.

331

Instalasi batere dan charger ditempatkan pada ruangan tertutup dan dipisahkan untuk memudahkan pemeliharaan dan perbaikan. a. Terminal dan Penghubung Batere Penghubung antara unit atau grup batere dapat berbentuk nickel plated steel atau berupa kabel yang terisolasi (insulated flexible cable). Khusus untuk kabel penghubung berisolasi, drop voltage maksimal harus sebesar 200 mVolt ( Standar : Alber. Corp ) (lihat gambar 3.8). Demikian juga untuk kekencangan baut pengghubung harus sesuai untuk menghindari loss antara kutub batere.

Drop Voltage < 200 mVolt

Gambar 9.8 Contoh kabel penghubung batere

332

b. Ukuran kabel Bagian yang terpenting dalam pemasangan instalasi batere adalah diperolehnya

sambungan

kabel

yang

sependek

mungkin

untuk

mendapatkan rugi tegangan (voltage drop) sekecil mungkin. Ukuran kabel disesuaikan dengan besarnya arus yang mengalir. Dengan demikian rumus yang digunakan adalah : .

Dimana, U : rugi tegangan (Single conductor) dalam v/meter. I

: arus dalam Ampere.

9.3.3.6

Pemilihan Rectifier

Charger atau Rectifier sering disebut

juga Converter adalah suatu

rangkaian alat listrik untuk mengubah arus listrik bolak-balik (AC/Alternating Current) menjadi arus searah (DC/Direct Current) yang berfungsi untuk pasokan DC dan mengisi batere agar kapasitasnya tetap terjaga penuh sehingga keandalan sumber DC pada gardu induk terjamin, maka batere tersebut harus selalu tersambung ke rectifier. Untuk itu pemilihan rectifier harus sesuai dengan kriteria : a. Kapasitas Kapasitas rectifier harus disesuaikan dengan kapasitas batere yang terpasang, paling tidak kapasitas arusnya harus mencukupi untuk pengisian batere jenis alkali sebesar 0,2 C ( 0,2 X Kapasitas) dan 0,1 C untuk batere asam, ditambah beban statis gardu induk, misalkan 333

kapasitas batere terpasang sebesar 200 Ah maka minimum kapasitas arus rectifier terpasang dengan kapasitas arus sebesar : 0,2 x 200 A = 40 A + I statis misal 10 A maka minimum kapasitas rectifier 50 A b. Jenis Rectifier Jenis rectifier yang digunakan untuk mendesain suatu sistem DC menggunakan rectifier 3 (tiga) fasa dengan menggunakan rangkaian penyearah dengan

diode bridge atau thyristor bridge. Penggunaan

rectifier ini sangat baik karena mengandung ripple lebih rendah dibanding dengan ripple rectifier 1 fasa akan tetapi masih diperlukan juga rangkaian filter untuk lebih memperkecil ripple tegangan input. Besar tegangan ripple yang di ijinkan pada rectifier adalah ≤ 2% c. Komponen Rectifier Untuk memenuhi syarat atau standar pengisian batere maka rectifier harus dilengkapi komponen - komponen : -

Komponen pengaturan tegangan floating

-

Komponen pengaturan tegangan equalizing

-

Komponen pengaturan tegangan boost

d. Rangkaian Voltage Dropper Pada saat rectifier dioperasikan secara Boost atau Equalizing untuk mengisi batere Gardu Induk, maka tegangan output rectifier tersebut jauh lebih tinggi dari tegangan yang ke beban (bisa mencapai 1.7 V/sel batt atau 135 V), untuk itu agar tegangan output yang menuju beban tersebut tetap stabil dan sesuai dengan yang direkomendasikan (110 V ± 10%), maka diperlukan suatu rangkaian dropper secara seri sebelum ke terminal beban. Rangkaian dropper ini terdiri dari beberapa diode 334

Silicone atau Germanium yang dirangkai secara seri sebanyak beberapa buah sesuai dengan berapa Volt DC yang akan di drop 9.3.3.7

Distribusi Sistem DC di Gardu Induk.

a. Tujuan -

Memisahkan beban DC sesuai dengan jenis beban.

-

Memudahkan trouble shooting

-

Memudahkan pemasangan wiring

-

Keandalan sistem DC

b. Jenis-jenis beban 1) Untuk sistem 150 kV -

Beban untuk Signaling/ Indikator •

Jenis beban ini terdiri dari lampu-lampu sinyal/indikator posisi PMT dan PMS, sinyal flicker, sinyal posisi tap changer, low pressure gas SF6, level minyak transformator, minyak hidrolik, indikasi relai dan lain-lain.

•

Kapasitas MCB yang dibutuhkan untuk beban ini tidak besar (6 Ampere).

•

Pengelompokkan

atau

pembagian

instalasi

beban

ini

biasanya ditandai dengan (+/-) S atau I pada kabel beban atau instalasi. -

Beban untuk Motor – motor •

Jenis beban ini terdiri dari motor-motor PMT, PMS.

335

•

Pengelompokkan

atau

pembagian

instalasi

beban

ini

biasanya ditandai dengan (+/-) M pada kabel beban atau instalasi. •

Kapasitas MCB yang dibutuhkan untuk beban ini besar (10 – 25 Ampere) dan disesuaikan dengan karakteristik / breaking capacity.

-

Beban untuk relai •

Jenis beban ini terdiri dari relai-relai proteksi.

•

Pengelompokkan

atau

pembagian

instalasi

beban

ini

biasanya ditandai dengan (+/-) R pada kabel beban atau instalasi. •

Kapasitas MCB yang dibutuhkan untuk beban ini tidak besar (6 - 10 Ampere) dan disesuaikan dengan karakteristik / breaking capacity.

-

Beban untuk Rangkaian Tripping dan Closing •

Jenis beban ini terdiri dari rangkaian Tripping dan Closing.

•

Pengelompokkan

atau

pembagian

instalasi

beban

ini

biasanya ditandai dengan (+/-) T untuk Tripping dan C untuk Closing pada kabel beban atau instalasi. •

Kapasitas MCB yang dibutuhkan minimal 10 Ampere dan sesuai dengan karakteristik beban.

-

Beban untuk Meter – meter Digital •

Jenis beban ini terdiri dari meter-meter digital.

•

Pengelompokkan

atau

pembagian

instalasi

beban

ini

biasanya ditandai dengan (+/-) M pada kabel beban atau instalasi. 336

•

Kapasitas MCB yang dibutuhkan minimal 6 Ampere dan sesua dengan karakteristik beban.

Untuk semua MCB yang terpasang pada masing-masing beban (a, b, c, d dan e) harus diberi tanda sesuai dengan peruntukannya.

2) Untuk sistem 500 kV. •

Beban untuk Signaling/ Indikator -

Jenis beban ini terdiri dari lampu-lampu sinyal/ indikator posisi PMT dan PMS, sinyal flicker, sinyal posisi tap changer, low pressure gas SF6, level minyak transformator, minyak hidraulik, indikasi relai dan lain-lain.

-

Kapasitas MCB yang dibutuhkan minimal 6 Ampere dan sesuai dengan karakteristik beban.

-

Pengelompokkan atau pembagian instalasi beban ini biasanya ditandai dengan (+/-) I pada kabel beban atau instalasi.

•

Beban untuk Motor – motor -

Jenis beban ini terdiri dari motor-motor PMT, PMS.

-

Pengelompokkan atau pembagian instalasi beban ini biasanya ditandai dengan (+/-) M pada kabel beban atau instalasi.

-

Kapasitas MCB yang dibutuhkan antara 10 – 25 Ampere dan sesuai dengan karakteristik beban.

•

Beban untuk Relai -

Jenis beban ini terdiri dari relai-relai proteksi.

-

Pengelompokkan atau pembagian instalasi beban ini biasanya ditandai dengan (+/-) C pada kabel beban atau instalasi. 337

-

Kapasitas MCB yang dibutuhkan antara 6 - 10 Ampere dan sesuai dengan karakteristik beban .

•

Beban untuk Rangkaian Tripping dan Closing -

Jenis beban ini terdiri dari rangkaian Tripping dan Closing.

-

Pengelompokkan atau pembagian instalasi beban ini biasanya ditandai dengan (+/-) T untuk Tripping dan C untuk Closing pada kabel beban atau instalasi.

-

Kapasitas MCB yang dibutuhkan 10 Ampere dan sesuai dengan karakteristik beban.

•

Beban untuk Meter – Meter Digital -

Jenis beban ini terdiri dari meter-meter digital.

-

Pengelompokkan

atau

pembagian

biasanya ditandai dengan (+/-) S

instalasi

beban

ini

pada kabel beban atau

instalasi. -

Kapasitas MCB yang dibutuhkan minimal 6 Ampere dan sesuai dengan karakteristik beban.

Untuk semua MCB yang terpasang pada masing-masing beban (a, b, c, d dan e) harus diberi tanda sesuai dengan peruntukannya.

338

Gambar 9.9 Contoh wiring DC

339

BAB 10 ALAT BANTU ANALISA GANGGUAN Perekam gangguan pada sistem tenaga listrik atau fault recorder (FR) merupakan satu kesatuan/unit peralatan yang terdiri dari 1) unit akuisisi (acquisition unit) dimana masukan analog (arus & tegangan) dan masukan digital (status peralatan) tersambung dan 2) unit pengontrol perekaman (control unit) serta 3) unit catu daya. Perekam gangguan akan secara otomatis bekerja/merekam bila dirasakan ada kondisi operasi sistem yang abnormal, dimana batas operasinya sudah ditetapkan dan di-set didalam FR. Perekam/recorder merupakan black-box yang menyimpan informasi tentang kondisi abnormal yang terjadi pada sistem kelistrikan baik kejadian yang bersifat insidentil dan mengganggu operasional maupun pelayanan. Data rekaman diharapkan dapat memberikan informasi tentang kinerja sistem yang selanjutnya dipakai sebagai salah satu acuan dalam evaluasi dan penyelesaian masalah sistem yang bersifat segera/jangka pendek (kondisi gangguan) maupun untuk rencana penyelesaian jangka panjang. 10.1

Definisi dan Istilah

10.1.1 Disturbance Interferensi daya atau gangguan elektromagnetik listrik, yang diukur dalam kondisi tertentu (IEV 161-04-03) 10.1.2 Fault Suatu keadaan dari suatu butir karakteristik yang ditandai dengan ketidakmampuan

suatu

fungsi

yang

yang

diinginkan,

termasuk

ketidakmampuan selama pemeliharaan preventif atau tindakan lain yang

340

direncanakan, atau karena kurangnya sumber daya external (IEV 191-0501). 10.1.3 Transient Fenomena atau kuantitas yang bervariasi antara dua kondisi tunak yang berurutan selama selang waktu singkat dan dibandingkan dengan skala waktu yang diharapkan (IEV 161-02-01) 10.1.4 Sequence of Event Alat yang mencatat ada atau tidak adanya kuantitas, atau keadaan dari dua perangkat, sebagai fungsi waktu produk dari arus dalam hubung singkat pada sebuah titik di sistem dan tegangan konvensional, umumnya pada tegangan operasi (IEV 313-02-03) 10.1.5 Oscilograph Instrument (suatu alat) yang dimaksudkan untuk merekam, dalam bentuk jejak permanen, nilai sesaat dari suatu kuantitas (IEV 312-02-13) 10.1.6 COMTRADE (COMmon format of TRAnsient Data Exchange) Comtrade merupakan format umum rekaman gangguan, yang dapat dibuka oleh berbagai softaware (software relay, software simulasi dan software alat uji). Secara umum file comtrade terdiri dari file dengan extensi .cfg, .dat dan .hdr (informasi sampling rate). Data comtrade dapat dipergunakan untuk bahan analisa gangguan, dimana salah satunya adalah play back (injeksi ulang record gangguan ke relay) untuk kebutuhan analisa dan evaluasi kinerja system proteksi. 1.

File .cfg berisikan data header dari format gangguan seperti ;Judul Record, Tanggal & Waktu Gangguan, Penamaan Analog dan Input. 341

Gambar 10.1 File .cfg

2.

File .dat beriskan data gangguan (sinusoidal gangguan) dan event.

Gambar 10.2 File.dat

3.

File .hdr umumnhya berisikan informasi data sampling-rate hasil Recorder.

342

Gambar 10.3. File.dat

10.2

Peralatan Bantu Analisa Gangguan di PLN

10.2.1.1

Disturbance Fault Recorder (DFR)

DFR merupakan peralatan perekam/recorder yang bekerja berdasarkan input analog arus dan tegangan (informasi kondisi sistem tenaga listrik), input digital peralatan primer (status PMT) atau input digital peralatan sisi sekunder (bekerjanya relai proteksi), merekam dan menyimpan data kondisi sistem secara otomatis sebelum, sesaat dan setelah terjadi gangguan atau fault, merekam dan menyimpan data kondisi sistem secara manual pada saat sistem normal dan pada akhirnya memberikan informasi besarnya inputan analog (nilai arus dan tegangan), durasi fault, event dan sensor yang bekerja. DFR akan bekerja secara real time untuk memonitor kondisi listrik dan peralatan terkait lainnya pada saat terjadi gangguan, karena menggunakan sistem digital maka semua data dikonversikan ke bentuk digital dan disimpan di memori, hasil monitoring tersebut akan tersimpan secara permanen dalam bentuk hasil cetakan di kertas dan data memori. Secara umum, fungsi DFR adalah : 343

a.

Mengetahui besaran listrik seperti arus (A), tegangan (V) dan Frekuensi (F)

b.

Mengetahui lamanya gangguan (fault clearing time)

c.

Mengetahui peralatan sistem proteksi yang bekerja

d.

Melihat harmonik dari sistem tenaga listrik

e.

Melihat apakah CT normal/tidak jenuh

f.

Memastikan bahwa peralatan sistem proteksi bekerja dengan baik

g.

Mendeteksi jenis gangguan

h.

Menentukan Area Gangguan

i.

Dokumentasi

10.2.1.2

Fault Locator

Fault Locator merupakan peralatan perekam atau recorder yang mengolah analog dapat berupa inputan arus dan tegangan, atau inputan arus (frekwensi tinggi) sehingga dapat memperikan titik terjadinya gangguan. Jenis fault locator ada secara umum ada dua yaitu : -

Fault Locator Berbasis Impedance merupakan peralatan perekam/pengolah anaput arus dan tagangan, melakukan proses recording, penentuan lokasi fault berdasarkan teori time-zone relai jarak. (umumnya fault locator ini merupakan salah satu bagian fungsi dari relai jarak tipe numerik dimana proses pemeliharaan tidak lakukan secara khusus).

-

Fault Locator Berbasis Travelling Wave Sistem merupakan peralatan perekam/pengolah inpulse analog arus (frekwensi tinggi), melakukan proses recording dan penentuan lokasi titik gangguan pada salurantransimisi 150 KV maupun 500 KV berdasarkan teori gelombang berjalan dan dengan fasilitas sinkron waktu. DFR yang dipasang harus dilengkapi sinkron waktu untuk membantu dan mempermudah proses analisa. 344

Perkembangan teknologi saat ini, selain untuk fungsi merekam gangguan, DFR juga dilengkapi fungsi Power Quality Recorder (PQM) bahkan untuk fungsi Phasor Measurement. Untuk kebutuhan Phasor Measurement akurasi sinkron waktu diharapkan ≤ 1µs (saat ini untuk fungsi DFR akurasi sinkron waktu adalah ≤ 4µs). Besarnya sampling-rate DFR juga dapat membantu mempermudah dalam proses analisa penyebab gangguan (termasuk proses menuju terjadinya gangguan). Saat ini sampling-rate yang disyaratkan oleh PLN P3B Jawa Bali minimum 256 sample/cycle. Secara umum Fungsi dan Manfaat DFR adalah : 1

Sequence of Event (SOE)

Melihat waktu kerja peralatan dan bahan

atau Sequential Event

evaluasi kinerja alat.

Recorder (SER) 2 3

Harmonic & Power

Melihat Informasi Harmonisa, Power Quality

Quality

(sag, sweel)

Locus

Melihat arus dan tegangan dalam digram RX, selanjutnya dipergunakan untuk evaluasi kinerja relay distance.

4

Vektor/Phasor

Melihat sudut arus dan tegangan bahkan perkembangan saat ini dapat dipergunakan untuk

melihat

trending

phasor

(Phasor

Measurement). 5

Fault Locator

Menentukan jarak atau lokasi gangguan dengan metode Impedansi. Fault Locator ini umumnya tidak akurat untuk gangguan fasatanah (tahanan tinggi).

10.2.1.3

Sequential Event Recorder (SER)

SER merupakan peralatan perekam mengolah input-input digital yang dapat berasal dari status atau kondisi peralatan di switchyard yaitu circuit 345

breaker, sta atus isolato or bahkan dapat d pula ditambahka d an informassi rele yang g bekerja. SER tidak banyak b dikkembangkan n di PLN, karena fungsi SER R e umumnya sudah terdapat pada peralatan DFR dan juga fungsi Sequence o of Event (S SOE)/Ros file SCADA RCC, JCC C. Data SER R atau SOE E berisikan n informasi waktu w kerja peralatan. 10.3

Sum mber Data Investigas I i Ganggua an.

Untuk kepe erluan inves stigasi, data a gangguan n yang berllaku adalah h data yang g bersumber dari : Hira arki – 1 : • DFR atau a (digita al fault recorder)

Hira arki – 2

:

Hira arki – 3

:

•

Rekam man gangguan berupa a oscilograffi rele atau besaran yang diu ukur rele

•

Seque ence of eve ent SCADA A (APD, RCC, JCC)

•

Indika asi rele yang bekerja

• Laporran Operato or Hirarki tersebut di atas s menunjukkkan tingka at kepercaya aan terhada ap data.

Gamb bar 10.4 Evalluasi ganggu uan dari data a SOE

346

10.4

Membaca Rekaman/Analisa Gangguan

Pembacaan rekaman DFR secara umum adalah untuk menentukan besarnya arus, besar tegangan sebelum maupun pada saat gangguan, waktu terjadinya dan durasi kejadian gangguan/fault. Pembacaan rekaman DFR dapat dilakukan dalam bentuk hardcopy maupun soft-copy (Gambar 10.5). Record gangguan berupa hard copy sudah tidak dikembangkan lagi, mengingat perkembangan teknologi komunikasi data yang sudah semakin maju. Saat ini kebutuhan minimum kumunikasi data DFR harus melalui jaringan LAN (T-IP). Pembacaan data rekaman dapat juga dilakukan melalui media/tool software DFR itu sendiri ataupun software relay.

Berdasarkan cara komunikasi data, DFR dapat dibedakan menjadi : a.

DFR tipe Dial Up (menggunakan modem)

b.

DFR tipe T/IP (menggunakan jaringan intranet)

Berdasarkan konstruksinya, DFR dapat dibedakan menjadi :

a.

DFR yang tergabung dengan peralatan proteksi

b.

DFR yang terpisah dengan peralatan proteksi

347

TEGANGAN

ARUS

SENSOR YANG KERJA

Gambar 10.5 Contoh hasil DFR dalam format softcopy

‐

Terjadi gangguan 1 (satu) phasa (S-N)

‐

Terjadi kenaikan arus antara phasa S-N (sebesar 22 kA)

‐

Terjadi pembalikan arus antar phasa S dengan N.

‐

Ada sensor kerja oleh perintah luar (external initiate)

348

10.5

Analisa Rekaman/Record DFR

DFR merupakan peralatan yang berfungsi sebagai alat untuk menganalisa kinerja peralatan system proteksi (PMT, CT, VT, Relay dan Pengawatan) pada saat gangguan. Gambar 10.6 dan Gambar 10.7 dan 10.8 berikut merupakan contoh profil komponen arus gangguan dan karakteristik arus gangguan, yaitu komponen AC dan DC. Karakteristik gangguan akan mempengaruhi peralatan/relay yang bekerja.

Gambar 10.6 Profil komponen Arus Gangguan.

349

Gambar 10.7 Karateristik Arus Gangguan.

Gambar 10.8 Karateristik Arus Gangguan.

350

Durasi atau periode terjadinya kondisi subtransient, transient dan steady state berbeda-beda. Perbedaan waktu tersebut akan mempengaruhi pengaman yang dapat bekerja pada masing-masing periode sebagaimana Tabel 10.1. Tabel 10.1 Waktu kerja peralatan

Time Periode

Harmonics

Microseconds Milliseconds Cycles Seconds

Switching Surges Harmonics Faults Load Flow Changes

Minutes Hours Days

System Stability Load Variations Continuous Recording

Variables Frequency Drives Breaker Restrikes Variable Frequency Drives Relays Governor, Exciter Response Power Swings Generation Schedules Data Power Quality

10.5.1 Menentukan Area/Lokasi Gangguan Dalam proses analisa gangguan yang tepat diperlukan data rekaman gangguan yang lengkap, dalam hal ini harus ada rekaman tegangan dan rekaman arus. Rekaman arus dan tegangan merupakan syarat utama dalam proses penentuan lokasi, arah maupun jarak gangguan di samping itu perlu ditunjang pemahaman konsep power system. Konsep sederhana di dalam proses penentuan lokasi gangguan adalah memenfaatkan tegangan sebagai referensi untuk menentukan arah kirim terima daya. Pada kondisi system normal pada Gardu Induk A dan B terdapat daya kirim dan daya terima, dimana arah daya bergerak dari sumber ke beban. Profil tegangan dan arus pada kondisi kirim adalah in-phase atau se-fasa, 351

sedangkan pada kondisi terima, profil tegangan dan arus adalah anti-phase atau berlawanan fasa seperti pada Gambar 10.9 berikut.

Terima

Kirim

Gambar 10.9 Profil Arus dan Tegangan pada Sistem Normal.

Konsep sederhana ini dapat dipergunakan untuk melihat lokasi atau area pada saat terjadinya gangguan. Pada saat terjadi gangguan diantara Gardu Induk A dan B tersebut Gambar 10.10 maka akan terjadi perubahan flow daya dari kirim-terima menjadi kirim-kirim, karena flow arus pada saat terjadi hubung singkat akan menuju kerah titik gangguan.

352

Kirim

Kirim

Gambar 10.10 Profil Arus dan Tegangan pada Gangguan.

Arah daya dapat dijelaskan lebih detail seperti Gambar 10.11 berikut. Apabila kita gambarkan dalam konsep sederhana, maka pada kondisi system normal arus akan mengalir dari tahanan tinggi ke rendah dalam hal ini dari Gardu Induk A ke B kemudian pada terjadi ganguan, maka muncul tahanan sebagi akibat hubung singkat tersebut, sehingga arus mengalir ketehanan rendah tersebut, dalam hal ini mengalir ke titik gangguan.

353

Kirim

Kirim

Gambar 10.11 Profil Arus pada Saat Terjadinya Hubung Singkat

Sehingga pada terjadi gangguan yang mengakibatkan beberapa ruas penghantar trip, maka dengan data DFR dimungkinkan dilakukan analisa untuk menentukan titik gangguan seperti pada Gambar 10.12.

354

Kirim

Terima

Kirim

Kirim

Gambar 10.12 Profil Arus dan Tegangan pada Penghantar Ganda

355

10.5.2 Gangguan Akibat Petir Kemampuan DFR external yang dimiliki PLN saat ini adalah 128-256 sample/cycle atau sekitar 6400-12800Hz, sehingga tidak mungkin dapat merekam peristiwa transient atau petir dengan frekuensinya 40000Hz. Metode yang dipergunakan untuk bahan justifikasi petir adalah mengenali bentuk rekaman gangguan akibat petir. Langkah-langkahnya berdasarkan urutannya adalah sebagai berikut : ‐

Melihat kondisi tegangan pada saat gangguan, apabila gangguan akibat petir, maka tegangan

yang terpotong umumnya adalah

tegangan

kenaikan

peak

bersamaan

arus

yang

significan,

sebagaimana Gambar 10.13 dan Gambar 10.14berikut.

Gambar 10.13 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 (LA bay IBT 500/150 kV 500MVA)

356

Gambar 10.14 Rekaman di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record CawangMuaratawar)

‐

Melihat kondisi tegangan pada saat gangguan, apabila gangguan akibat petir, maka semua phasa tegangan akan terinfeksi atau cacat (sampling rate DFR juga bisa mempengaruhi) seperti Gambar 10.15 dan Gambar 10.16 berikut.

Gambar 10.15 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 (LA bay IBT 500/150 kV 500MVA)

357

Gambar 10.16 Rekaman di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record Cawang-Muaratawar)

‐

Melihat pergeseran arus dari opsetnya (titik tengah tidak diposisi nol) apabila gangguannya dekat dengan sumber atau source sesuai Gambar 10.17 dan Gambar 10.18 berikut.

Gambar 10.17 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013

358

Gambar 10.18 Gangguan di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record CawangMuaratawar)

‐

Membandingkan dengan data TWS, dengan melihat perubahan signalnya frekuensinya menjadi se-phasa seperti Gambar 10.19 berikut.

Gambar 10.19 Contoh Gangguan Petir dari Data TWS

10.5.3 Gangguan pada Saluran Transmisi Akibat Pohon

Gangguan yang diakibatkan oleh pohon umumnya terjadi di saluran transmisi (overhead line). Karakteristik gangguan akibat pohon sampai saat ini masih sulit dibuat justifikasi, karena sangat tergantung kategori/jenis 359

pohonnya, apakah pohon tersebut basah, apakah pohon tersebut kering sehingga kualitas sifat konduktornya berbeda dan pada akhirnya akan mempengaruhi nilai besar arus dan drop tegangan seperti Gambar 10.20 dan Gambar 10.21 berikut.

Gambar 10.20 Rekaman Kembangan-Gandul 1 , Tanggal 29 Juni 2013 (Pohon)

Gambar 10.21 Rekaman Suralaya - Balaraja 1, Tanggal 25 Juni 2013 (Pohon)

360

10.5.4 Gangguan pada Saluran Transmisi Akibat Layangan Gangguan yang diakibatkan oleh layang-layang umumnya terjadi di saluran transmisi (overhead line). Karakteristik gangguan akibat layang-layang juga sama dengan gangguan akibat pohon, sampai saat ini masih sulit dibuat justifikasi, tergantung kategori benang yang dipakai, bagaimana kualitas sifat konduktornya dan pada akhirnya akan mempengaruhi nilai besar arus dan drop tegangan. Gambar 10.22 berikut adalah contoh record karena layang-layang.

Gambar 10.22 Rekaman Bandung Selatan – Cigereleng 2, Tanggal 23 Juni 2013 (Akibat Pohon)

10.5.5 Gangguan pada Transformator Gangguan pada transformator adalah gangguan yang terjadi pada area internal CT diferensial, berdasarkan statistik gangguan internal trasformator umumnya terjadi pada bushing dan gangguan internal (dalam belitan/tangki trafo) Gambar 10.23 dan Gambar 10.24 berikut.

361

Gambar 10.23 Gangguan di Bushing

Gambar 10.24 Gangguan di Internal Belitan Trafo

Berikut adalah beberapa contoh gangguan pada trafo dan penyebabnya 1. Bersamaan gangguan external dipenghantar, PMT Trafo trip akibat permasalahan internal trafo Gambar 10.25 dan Gambar 10.26 berikut.

362

Gambar 10.25 Rekaman IBT 150/70 kV Wayang Windu, Tanggal 01 April 2012

Gambar 10.26 Rekaman IBT 150/70 kV Wayangwindu, Tanggal 01 April 2012

363

2. Gangguan pada Bushing Transformator seperti Gambar 10.27 berikut :

Gambar 10.27 Rekaman IBT 500/150 kV 500 MVA GITET Cibinong, Tanggal 10 April 2012 (Gangguan bushing 150 kV)

3. Bersamaan gangguan external PMT Trafo Trip akibat permasalahan system proteksi seperti Gambar 10.28, Gambar 10.29, dan Gambar 10.30 berikut.

364

Gambar 10.28 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal 25 Februari 2012 (Bersamaan gangguan SUTET Krian-Grati).

Gambar 10.29 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal 25 Februari 2012 (REF sisi 500 kV trip bersamaan gangguan SUTET Krian-Grati).

365

Gambar 10.30 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal 25 Februari 2012 (REF sisi 150 kV tidak trip bersamaan gangguan SUTET Krian-Grati).

4. Fenomena Inrush bersamaan energize trafo sebagaimana Gambar 10.31 berikut.

Gambar 10.31 Fenomena Inrush Curent saat energize trafo.

366

5. Fenomena CT jenuh yaitu nilai arus keluaran CT tidak sesuai lagi dengan rasionya sebagaimana Gambar 10.32 dan Gambar 10.33 berikut.

Gambar 10.32 Rekaman CT Jenuh sisi 20 kV Trafo-2 (150/20 kV 30 MVA) Tambak Lorok (05-08-2013)

Gambar 10.33 Fenomena CT Jenuh

10.5.6 Swing atau Ayunan Daya Swing atau ayunan daya umumnya terjadi akibat kondisi tidak sinkron antara 2 (dua) sumber atau pembangkitan. Kondisi tidak sinkron umumnya disebabkan oleh gangguan, tripnya penghantar, trip pembangkit sehingga 367

terjadi kondisi tidak sinkron antara 2 (dua) pembangkitan. Gambar 10.34 berikut merupakan contoh terjadinya swing dan Gambar 10.35 berikut adalah contoh terjadinya swing kemudian out of step (lepas sinkron).

Gambar 10.34 Rekaman Mandirancan – Bandung Selatan, Tanggal 04 April 2005.

Gambar 10.35 Rekaman Muara Bungo - Kiliranjao, Tanggal 24 Juni 2013

368

369

DAFTAR PUSTAKA

1. Aturan

Jaringan

Sistem

Tenaga

Listrik

Jawa-Madura-Bali,

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2007 2. SPLN T5.002 -1: 2010, Pola Proteksi Saluran Transmisi Bagian Satu : Tegangan Tinggi 66 kV dan 150 kV, PT PLN (Persero), 2010 3. SPLN T5.002 -2: 2010, Pola Proteksi Saluran Transmisi Bagian Dua : Tegangan Ekstra Tinggi 275 kV dan 500 kV, PT PLN (Persero), 2010

370

LAMPIRAN A Contoh perhitungan pada distance relay 500 kV

TASIK

LPa :Micom P443

L1

PEDAN

304.5km

L2

UNGARAN

77.1km OHL-ACSR-DOVE 4x327.9 mm2 (1980 A) 0.0293+j0.2815

OHL-ACSR-GANNET 4x392.8 mm2 (2400 A) 0.0251+j0.2808

L3

202.22km

KEDIRI

L4

PITON

204.5km

OHL-ACSR-GANNET 4x392.8 mm2 (2400 A)

OHL-ACSR-GANNET 4x392.8 mm2 (2400 A)

0.0251+j0.2808

0.0251+j0.2808

1. IBT 1 500/150 kV 500 MVA : 13.45 % 2. IBT 2 500/150 kV 500 MVA : 13.05%

L1 = Penghantar yang diproteksi L2 = Penghantar di depan L1 dengan impedansi terkecil (Penghantar yang terpendek jika jenis penghantar sama) L3 = Penghantar di depan L1 dengan impedansi terbesar (Penghantar yang terpanjang jika jenis penghantar sama) L4 = Penghantar di depan L3 dengan impedansi terkecil (Penghantar yang terpendek jika jenis penghantar sama)

371

372

373

374

375

376

377

378

379

380

381

382

Contoh perhitungan pada distance relay 150 kV

L1 = Penghantar yang diproteksi L2 = Penghantar di depan L1 dengan impedansi terkecil (Penghantar yang terpendek jika jenis penghantar sama) L3 = Penghantar di depan L1 dengan impedansi terbesar (Penghantar yang terpanjang jika jenis penghantar sama, L2 = L3 karena didepan L1 hanya terdapat satu ruas ) L4 = Penghantar di depan L3 dengan impedansi terkecil (Penghantar yang terpendek jika jenis penghantar sama)

383

384

385

386

387

388

389

390

LAMPIRAN B Contoh Perhitungan Setting Proteksi Differential Penghantar Hitung setting relai terpasang pada penghantar (SUTT) Indah Kiat bay Cikande 150kV dengan proteksi sebagai berikut : a. Proteksi Utama : Relai Differensial Penghantar b. Proteksi cadangan : Relai jarak dan Relai OCR/GFR 1.

Data Instalasi & Sistem Data

Transmisi

Keterangan Penghantar / Kabel Jenis Penghantar Panjang Penghantar Arus Charging Jumlah Sirkit Konstanta - Urutan Posistif - Urutan Nol CCC Pilot Wire Panjang Jenis Kapasitansi Resistansi Jumlah Sirkit

Relai Differensial Penghantar (F87L)

Nilai

Diagram Proteksi Calculation Note Data CT Rasio CT Vknee R dalam CT

2x Zebra 7.2 km 1 0.0387+j0.2807 0.1887+j0.8421 1620 A attached attached 2000/1 A 600 V 5Ω

391

Data

Relai Jarak (F21)

OCR/GFR 150 kV

Keterangan

Nilai

R dalam Lead Data Relai Tipe Rele I Nominal Rele (In)

0.97 Ω

Rasio CT Tipe Rele I Nominal Rele (In) Diagram Proteksi Calculation Note Rasio CT Tipe Rele I Nominal Rele (In)

1600/1 A define 1A attached attached 2000/1 A define 1A

Diagram Proteksi Calculation Note

attached attached

(F50L/F51L)

Rasio CT Tipe Rele I Nominal Rele (In) DEF 150 kV Diagram Proteksi (F67N) Calculation Note Rasio CT Tipe Rele I Nominal Rele (In) Syncrocheck Diagram Proteksi Relay Calculation Note Rasio PT Tipe Rele V Nominal Rele (Vn) Autorecloser Diagram Proteksi (F79) Calculation Note Tipe Rele I Nominal Rele (In)

define 1A

2000/1 A define 1A attached attached 2000/1 A define 1A attached attached 150000/100 define 100 V (pp) attached attached Define 1A

392

2. Perhitungan Setting relay Differensial Penghantar Penghantar Indah Kiat – Cikande

2.1 Proteksi Utama: Relai Differensial penghantar di sisi Indah Kiat 150 kV 1) System Data Line Length (Ln) Tegangan Nominal (KV) CT Ratio (CT) CT Remote Ratio (CTr) PT Ratio (PT) Frequency (F) Line Impedance Line Resistance (R1) Line Reactance (X1) Line Suseptance (B)

: 7.2 km : 150000 : 2000/1 A : 1600/1 A : 150000/100 V : 50 Hz : 0.0387 Ω/km : 0.2807 Ω/km : 4.023 x 10 -6 S/km

2) Setting arus pick up atau I diff Syarat : Ic ¾ Menghitung Nilai Ic (Charging Current) 393

√

7.2

4.023 10 2.9 10 1

1 2.9 10 150

√3

10

2.9 10

2.51 Ampere (primary) .

1,25 10

Ampere (secondary)

¾ Setting I diff 2 2.51

1620 2

811.25 .

Ampere (primary)

0.41 Ampere (secondary)

Rekomendasi setting Idiff = 0.2 – 0.3 A, sehingga dipilih nilai maksimum 0.41 A (secondary) 3) Waktu kerja t = 0 ms (instantaneous) 4) Karakteristik relai Slope 1 = Error CT + Akurasi Relai + Faktor keamanan Slope 1 = 10 % + 5 % + 5 % = 20 % Rekomendasi setting slope disesuaikan dengan rekomendasi pabrikan relai dengan setting typical = 20 – 30 % Slope 2 = arus hubung singkat maksimum 394

Slope 2 = 70 % Rekomendasi setting slope disesuaikan dengan rekomendasi pabrikan relai dengan setting typical = 40 – 80 % 5) Setting Autoreclose 1P trip Mode

= 1-3

1P Dead Time 1

= 1 sec

Reclaim Time

= 40 sec

Pulse Time

= 0.2 sec

2.2 Proteksi Cadangan : Relay Jarak Indah Kiat - Cikande ¾ Data Penghantar

Dimana, L1

: Penghantar yang diproteksi (Indah Kiat- Cikande)

L2

: Penghantar dengan impedansi terkecil di depan L1 atau

penghantar terpendek L3

: Penghantar di depan L1 dengan impedansi terbesar atau

penghantar yang terpanjang jika jenis penghantar sama, jikahanya terdapat 1 ruas di depan L1 maka L2 = L3 395

L4

: Penghantar di depan L3 dengan impedansi terkecil atau

penghantar terpendek dari L3 a. Penghantar Indah Kiat – Cikande (L1) Impedansi urutan nol

Impedansi urutan positif 11 11

1

1

0.0387

11

0.279

11

2.04 Ω

1 0.207

7.2

2.02 Ω 11

1

82.15

10

10

10

0.1887

10

0.8421

10

1.359

10

6.213 Ω

1

1 7.2

6.063 Ω 10

77.37

b. Penghantar Cikande – Pucam 1&2 (L2) Impedansi urutan nol

Impedansi urutan positif 21 21

2

2

0.0387

2 0.207

21

0.124

21

0.907 Ω

3.2

0.898 Ω 21

2

20

20

20

0.1887

20

0.604

20

2.762 Ω

2

82.15

20

2

0.8421

3.2

2.695 Ω 20

77.37

c. Penghantar Cikande – Serang (L3) Impedansi urutan positif 31 31

3

3

0.0387 0.78

31

5.714 Ω

2

3 0.207

31

Impedansi urutan nol 20.16

5.66 Ω 31

82.15

396

30

30

30

0.18

30

3.805

30

17.401 Ω

3

30

4

0.8421

20.16

16.98 Ω 30

77.37

d. Penghantar Serang– Indah Kiat (L4) Impedansi urutan positif 41

4

41

4

0.0387

41

0.503

41

3.684 Ω

Impedansi urutan nol

4 0.207

13

3.649 Ω

4

41

40

40

40

0.18

40

0.503

40

3.684 Ω

4

0.8421

13

3.649 Ω 30

4

82.15

40

77.37

¾ Data Impedansi Trafo di GI Cikande XT XT

I

T

V

MVA .

52.087 Ω

¾ Ratio CT& PT 1

2000/1 150000/100

1.33

a) Perhitungan Jangkauan Pengaman Zone 1 : disabled Zone 2 : Z2 min

1.2 ZL11

Z2 min

1.2 0.279

Z2 maks

0.8 ZL11

Z2 maks

0.8

Z2 trafo

0.8 ZL11

Z2 trafo

0.8

0.279

0.279

2.02 0.8

2.448 Ω 21

2.02 0.5

0.8 0.124

0.898

2.212 Ω

1

2.02

397

0.5 52.087

22.453 Ω

Dipilih zone 2 maksimum terbesar tetapi tidak melebihi zone 2 trafo 2

2.448 Ω

2

2

1

2.1448 1.33

3.264

Zone 3 : Infeed (K3) = 1 Z3 min

1.2 ZL11

Z3 maks1 3

0.8

1

0.8

ZL31

ZL11

0.8 ZL11

Z3 maks2

0.8 2.04

Z2 trafo

1.2

2.04

Z3 maks2

0.8 ZL11

1.2 2.04 31

31

1 0.8 5.714 0.8

1

9.304 Ω

3

1.2 5.714 1 3 0.8

5.714 7.117

Ω

0.8 41 0.8 3.684

7.175

34.954

Dipilih zone 3maksimum terbesar tetapi tidak melebihi zone 3trafo 3 3

9.304 Ω 3

1

9.304 1.33

12.406

b) Setelan Waktu T1 = disable 2

0.4 | 2 |

| 2|

0.8 | 2|

2

0.4

T3 = 1.6 detik 2.3 Proteksi Cadangan : Relay Arus Lebih Indah Kiat - Cikande Penghantar ZEBRA 2X484mm2, 1620A (CCC = 1620 A) Rasio CT = a) Setelan OCR

:

¾ Setingan Arus 398

Referensi Arus setelan : dipilih nilai arus CCC atau CT terkecil Referensi arus setelan = CC = 1620 A 1.2

1944 .

1 ¾ Setingan waktu

Waktu kerja yang diinginkan : 1 detik Karakteristik yang dipilih : Standart Inverse (SI) Arus hubung singkat 3 fasa di bus (Ihs 3θB)= 15649.24 A Arus hubung singkat 2 fasa di bus (Ihs 2θB)= 1357 A .

2 1

1

1

0.14 1357 . 1944 0.14

Pilih TMS

1

1

0.283

: 0.3 (SI)

Waktu kerja aktual :

1

1

0.14

1

.

2

1

0.14 1357 1944

b) Setelan GFR

0.3

.

1.059

1

:

¾ Setingan Arus 0.2

324 399

2

. 162

¾ Setingan waktu Waktu kerja yang diinginkan : 1 detik Karakteristik yang dipilih : Standart Inverse (SI) Arus hubung singkat 1 fasa di bus (Ihs 1θB)= 11061.74 A .

1 2

1

0.14 11061.74 . 324 0.14

2

1

1

0.49 Pilih TMS

: 0. 5 (SI)

Waktu kerja aktual :

2

2

2

0.14 1

2

.

1

0.14 11061.74 324

.

0.5 1

1.02 detik

400

LAMPIRAN C Studi Kasus Transformator Hitung setingan relai terpasang pada transformator PAUWELS 150/70 kV 100 MVA , impedansi 12.8% pada relai : a. Diferensial b. REF sisi tegangan tinggi (REF HV) c. REF sisi tegangan rendah (REF LV) d. OCR/GFR sisi tegangan tinggi (OCR/GFR HV) e. OCR/GFR sisi tegangan rendah (OCR/GFR LV) f.

SBEF

1. Data Instalasi & Sistem 1.1 Data Transformator Merk

: PAUWELS

Kapasitas (S)

: 100 MVA

Vektor

: YNyn0 (d)

Impedansi (Xt)

: 12.8%

Vhv

: 150 kV

Vlv

: 70 kV

E

: 1 (pu)

Nominal Tegangan tegangan rendah

sisi

70 x 10

Volt

Nominal Tegangan tegangan tinggi

sisi

150 x 10

Volt

401

Arus nominal sisi 70 kV

70

Arus nominal sisi 150 kV

824.78

A

385

A

150

Definisi nilai dasar dalam per unit (pu)

MVA dasar (MVAb)

100

Impedansi dasar 70 kV pada MVA dasar

70

MVA 70 49

Impedansi dasar 150 kV pada MVA dasar

150

pu

150 225

Arus dasar 70 kV pada MVA dasar

70

pu 1000

70

√3

824.8 Arus dasar 150 kV pada MVA dasar

150

1000 150 384.9

402

pu

√3 pu

1.2 Sistem Pentanahan Transformator R sisi tegangan tinggi (RNGRp)

: 0 Ω (solid)

R sisi tegangan rendah (RNGRs)

: 40 Ω (solid)

Arus Maksimum NGR

: 1000 A

Arus Kontinu NGR

: 100 A

Arus NGR pada sistem 70 kV (InNGR) :

√

= 1010 A 1.3 Data CT CTP sisi tegangan tinggi (CT150)

: 500/1 A

CTN sisi tegangan tinggi (CTN150)

: 500/1 A

CTP sisi tegangan rendah (CT70)

: 1000/1 A

CTN sisi tegangan rendah (CTN70)

: 1000/1 A

CT NGR (CTNGR)

: 1000/5

1.4 Impedansi Transformator Impedansi urutan positif : Xtp1 : 0.5 x Xt1 = 0.064 (pu) Xts1 : 0.5 x Xts1 = 0.064 (pu) Xtt1 : 0.5 x Xtt1 = 0.064 (pu) Impedansi urutan negatif : Xtp2 : 0.5 x Xt1 = 0.064 (pu) Xts2 : 0.5 x Xts1 = 0.064 (pu) Xtt2 : 0.5 x Xtt1 = 0.064 (pu)

Impedansi urutan nol 403

Xtp0 : 0.5 x Xt1 = 0.064 (pu) Xts0 : 0.5 x Xts1 = 0.064 (pu) Xtt0 : 0.5 x Xtt1 = 0.064 (pu) 1.5 Impedansi sumber Impedansi urutan positif : Rs1 : 0.0194 (pu) Xs1: 0.0976 (pu) Zs1 : R1 + jX1

= 0.100 (pu)

Impedansi urutan negatif : Rs2 : 0.0194 (pu) Xs2 : 0.0976 (pu) Zs2 : R2 + jX2 Impedansi urutan nol

= 0.100 (pu)

: Rs0 : 0.1887 (pu) Xs0 : 0.3346 (pu) Zs0 : Rs0 + jXs0 = 0.384 (pu)

1.6 Data penyulang (outgoing) 70 kV Impedansi urutan positif : Rp1 : 0.118 (pu) Xp1 : 0.408 (pu) Zp1 : R1+ Jx1

= 0.425 (pu)

Impedansi urutan negatif : Rp2 : 0.118 (pu) Xp2 : 0.408 (pu) Zp2 : Rp2 + jXp2 = 0.425 (pu)

404

Impedansi urutan nol

: Rp0 : 0.1887 (pu) Xp0 : 0.3346 (pu) Zp0 : Rp0 + jXp0 = 1.253 (pu)

1.7 Data penghantar 150 kV Impedansi urutan positif : R1L : 0.011 (pu) X1L : 0.038 (pu) Z1L : R1L + jX1L = 0.04 (pu) Impedansi urutan negatif : R2 : 0.011 (pu) XL2 : 0.038 (pu) ZL2 : RL2 + jXL2 = 0.04 (pu) Impedansi urutan nol

: RL0 : 0.056 (pu) XL0 : 0.168 (pu) ZL0 : RL0 + jXL0 = 0.177 (pu)

1.8 Data Teknis untuk kebutuhan REF a. Sisi 150 kV Resistansi fasa CT sekunder (Rct 150)

: 1.16 Ω

Resistansi Netral CTsekunder (RctN150) : 1.12 Ω Resistansi kabel (Rl150)

: 0.5 Ω (loop)

Resistansi Relai (Rr150)

: 0.2 Ω

Tegangan lutut CT fasa (Vk 150)

: 345 Volt

Tegangan lutut CT netral (VkN150)

: 300 V

Arus magnetisasi pd tegangan kerja (im) : 0.014 A Jumlah CT (nct150)

: 4 405

b. Sisi 70 kV Resistansi fasa CT sekunder(Rct 70)

: 0.8 Ω

Resistansi Netral CTsekunder (RctN70)

: 1.01 Ω

Resistansi kabel (Rl70)

: 0.4 Ω (loop)

Resistansi Relai (Rr70

)

: 0.2 Ω

Tegangan lutut CT fasa (Vk 70)

: 325 Volt

Tegangan lutut CT netral (VkN70)

: 300 V

2. Perhitungan Arus Hubung Singkat 2.1 Sisi tegangan rendah 70 kV a. Hubung Singkat 3 fasa di Bus 70 kV Rangkaian Pengganti :

~

Zs

Xtp

Xtp

ZL1

BB HV

I1

+ E BB LV

V

-

F1

Arus hubung singkat 3 fasa di bus 70 kV adalah :

3 70

1

.

1

.

406

1

1

70

Karena Zl1 adalah di busbar 70 kV maka nilai impedansi nya adalah 0 sehingga :

3 70

1

.

1

.

1 . 0.064

0.100

70

1

. 0.064

824.8

3.643

Arus hubung singkat 3 fasa di bus 70 kV pada sisi tegangan 150 kV :

3 150

1

.

1

.

1

150

1.7

b. Hubung Singkat 2 fasa di Bus 70 kV Rangkaian Pengganti : Zs

Xtp

Xtp

ZL1

~ BB HV

I

+ E

V1

BB LV

F1

Zs

Xtp

Xts

ZL2 I V2

407

Arus hubung singkat 3 fasa di bus 70 kV adalah : √3 2

2 70

√3 2

3 70 3.643

3.158

Arus hubung singkat 3 fasa di bus 150 kV adalah :

2 150

√3 2 √3 2

3 150

1.7

1.474

c. Hubung Singkat 1 fasa di Bus 70 kV

Zs

~

Xtp1

Xtp1

+

BB HV

ZL1 I1

E BB LV

F1

Zs2

Xtp2

Xts2

ZL2 I2

Zs0

Xtp0 Ztt

408

Xts0

V1

V2

ZL0 I0

3R V0

Hitung total impedansi gangguan : 1

1

.

1

0.100 2

2

.

. 0.064 .

0

0 0

0

0.100 0.100

. 0.064

2

0.100

.

. 0.064 . .

1

0 0

2 . 0.064 . .

0.064 0.064

0.228 pu

0 0

0.064 0.064

0.228 pu

.

0

0.064

3 40

Maka arus gangguan 1 fasa di sisi 70 kV adalah

170

170

3 1

0.228

2

0 3 0.228

70

2.452

824.8

Arus gangguan yang dirasakan disisi 150 kV adalah

409

968.7

2.452

170150

170150

3 1

0.228

2

150

0 3 0.228

2.452

384.9

452.1

2.2 Sisi tegangan tinggi 150 kV a. Hubung Singkat 3 fasa di Bus 150 kV

~ BB HV

Zs

ZL1

F2

I1

+ E

V1

BB LV

Arus hubung singkat 3 fasa di bus 150 kV adalah :

3 150

3 150

1

0.100

150

1

0.04

410

384.9

2.766

b. Hubung Singkat 2 fasa di Bus 150 kV Zs ~ BB HV

F2

ZL1 I1

+ E

V1

Zs

BB LV

ZL2 I2 V2

Arus hubung singkat 3 fasa di bus 70 kV adalah :

2 150

√3 2 √3 2

3 150

2.766

2.396

c. Hubung Singkat 1 fasa di Bus 150 kV

~ BB HV

Zs

ZL1

F2

+ E BB LV

I1

Zs

V1

ZL2 I2

411

V2

Zs

ZL0

Xtt0

Hitung total impedansi gangguan : 1

1

1

0.100 2

0.04

1

0.14 pu

2

0.100

0.04

0

0 0

0 0

0

0.100 0.100

0.14 pu . .

0.177 0.177

0 0 0.064 0.064

. .

0 0 0.064 0.064

0.559

Maka arus gangguan 1 fasa di sisi 150 kV adalah

1150

1150

3 1

0.14

2 3 0.14

0

150

0.559

384.9

3. Perhitungan Setingan Proteksi Utama 3.1 Seting Relai Diferensial Transformator a. Perhitungan setingan arus diferensial •

Kesalahan CT 150 kV eCT150 : 5% 412

1.534

•

Kesalahan CT 70 kV eCT70 kV : 5%

•

Kesalahan Tap

:

-

:

Rasio Transformasi (n)

150 70 -

Batas operasi tap tertinggi (vH)

: 165 kV

-

Arus operasi pada tap tertinggi (iH): √3 100

10

165

√3

350 -

Arus diferensial pada tap tertinggi (IdH) .

: 70

70 350 2.143 825 0.091 -

Batas operasi tap terendah (vL)

413

: 135 Kv

825

-

Arus Operasi pada tap terendah (iL)

: √3

100

10

135

√3

427.6 Arus diferensial pada tap terendah (idL) : .

70 70

427.6

2.143 825

825

0.111

- Arus diferensial kesalahan tap (edT)

:

pilih nilai diferensial tertinggi antara tap tertinggi dengan tap terendah 0.11

100%

11.11% •

Kesalahan Mismatch -

Perhitungan error tap ACT pada Posisi tap normal (eT150) 414

150

150

70 70

150 150 385 500

825 1000

0.055

Posisi tap tertinggi (eT165) 165

150

70 70

150 345 500

825 1000

0.125

Posisi tap terendah (eT135) 135

135 -

150 427.7 500

70 70 825 1000

0.031

Perhitungan setingan ACT untuk sisi 150 kV pada tap normal Arus sekunder CT sisi 150 kV (isCT150) : 150

150 150 345 0.77 500

Arus primer ACT sisi 150 kV (rangkaian delta) (ipACT1) 415

1

150 0.77

√3

√3 1.33 A

Perhitungan lilitan ACT (nACT) : 1

1 1 1.33 1 1.33 A

-

Perhitungan setingan ACT untuk sisi 70 kV pada tap normal Arus sekunder CT sisi 70 kV (isCT70) : 70

70 70 824.7 1000

0.825

Arus primer ACT sisi 70 kV (rangkaian delta) (ipACT2) :

2

70 0.825

√3 √3

1.43 A

416

Perhitungan lilitan ACT (nACT) : 2

-

2 1 1.43 1

1.43

Mismatch aktual pada beban normal idACT2 idACT1 2 1 1.33 1.43 1.33 1.43

1

0

-

Mismatch aktual pada tap tertinggi 2

1 1 1 1.33

150 345 500

√3

√3

idACT2 2

1.43 1.43

0.088

-

Mismatch aktual pada tap tertinggi 2

1 1 1 1.33

150 427.6 √3 500

0.115

417

idACT2 2 1.43 1.43

√3

Kesalahan mismatch dipilih nilai tertinggi antara emm1, emm2 dan emm3. max

1,

2,

3

max 0, 0.088, 0.115 0.115 Presentasi mismatch terhadap I nominal relai Inr = 1 A

0.115 1 0.115 •

Faktor Keamanan (Safety Factor – SF)

•

: 5%

Arus Setelan diferensial :

I diff = eCT150 + eCT70 + edT + eM + eSF = 5% + 5% + 11.11% + 0.115 + 5% = 26.111% Pilih setelan I diff >

: I diff = 30%

b. Gangguan dibus 70 kV •

Arus maksimum dibus 70 kV Ihs3Ø70

•

:

= 3.643 kA

Arus sekunder CT sisi 150 kV 418

:

im70kV

150

0.95 150

3.643 kA 0.95 2.413 500 3.23 A •

Arus sekunder CT sisi 70 kV 70

:

im70kV 0.95 70 3.643 kA 0.95 1000 3.825 A

•

Arus diferensial 70

:

ifsCT70

3.825

ifsCT150

3.23 1

0.595 A

•

Arus restrain 70

ifsCT70 2

: ifsCT150 419

3.825 3.23 2 1 3.527 A •

Kecuraman gangguan eksternal : 1

IdF70 70

1

0.595 3.527 16.867 %

•

Setelan Slope 1

: 20%

•

Setelan Slope 2

: 70%

3.2 Setelan Restricted Earth Fault (REF) sisi 150 kV a. High Impedance •

Seting tegangan -

Tegangan fasa 1150

1.534 500

1.16 420

0.5

0.2

5.706 Volt -

Tegangan netral 1150

1.534 500

1.12

0.5

0.2

5.584 Volt Nilai setingan tegangan minimum adalah nilai terbesar dari jatuh tegangan antara tegangan fasa dan tegangan netral 1.2

,

1.2

5.706 Volt

6.847 Volt Pilih Vs = 10 Volt

•

Setingan arus Arus nominal relai (Inr) -

: 1A

Setingan arus (Iset150) 0.1 0.1

1

0.1 A 421

:

-

Arus operasi minimum 150 0.1

.

. 0.014

0.198

A

Arus operasi minimum dalam primer :

0.198

500

59.4 A •

Sensitifitas Pengamanan

150

100

150 59.4 385

100

15.4 % Pilih Slope REF 150 kV •

= 20%

Perhitungan Stabilitas Resistor 1 422

1 0.198

10

1 0.198

24.9 Ω Pilih seting resistor = 25 Ω

b. Low Impedance •

Operasi minimum -

Kesalahan CT fasa sisi 150 kV (eCTPH150): 5 %

-

Kesalahan CT netral sisi 150 kV (eCTN150): 5 %

-

Faktor keamanan (SF)

: 5%

Arus setelan (Iref) 150 0.05

0.05

150 0.05

0.15 x In A •

Slope -

Arus gangguan maksimum di bus 70 kV (If1150) 1.534 kA

-

Arus sekunder CT fasa sisi 150 kV 423

:

1150 0.9 150

150

1.534 0.9 500 2.761 A -

Arus sekunder CT netral sisi 150 kV 1150

150

1.05 150

1.534 1.05 500 3.221 A -

Arus diferensial 150

150

2.761

150

3.221 1

0.55 A -

Arus restraint 150

150 2

424

150

2.761 2

3.221 1

2.946 A -

Kecuraman 150 150

100

0.55 2.946

100

18.7 %

3.3 Setelan Restricted Earth Fault (REF) sisi 70 kV a. High Impedance •

Seting tegangan -

Tegangan fasa 170

425

968.7 1000

0.8

0.4

0.2

1.356 Volt -

Tegangan netral 1150

968.7 500

1.01

0.4

0.2

1.56 Volt Nilai setingan tegangan minimum adalah nilai terbesar dari jatuh tegangan antara tegangan fasa dan tegangan netral 1.2 1.2

, 1.56 Volt

1.872 Volt Pilih Vs = 2 Volt

•

Setingan arus Arus nominal relai (Inr) -

0.1

: 1A

Setingan arus (Iset70):

1 426

0.1

0.1 A -

Arus operasi minimum 70 0.1

. . 0.014

0.198

A

Arus operasi minimum dalam primer : 0.198

1000

198 A •

Sensitifitas Pengamanan 70

70 198 824.78

100 100

24 % Pilih Slope REF 70 kV •

= 25%

Perhitungan Stabilitas Resistor 1

1 0.198

10

1 0.198 427

24.9 Ω Pilih seting resistor = 25 Ω

b. Low Impedance •

Operasi minimum -

Kesalahan CT fasa sisi 150 kV (eCTPH150): 5 %

-

Kesalahan CT netral sisi 150 kV (eCTN150): 5 %

-

Faktor keamanan (SF)

: 5%

Arus setelan (Iref) 70 0.05

70

0.05

0.05

0.15 x In A •

Slope -

Arus gangguan maksimum di bus 70 kV (If170) : kA

-

Arus sekunder CT fasa sisi 150 kV 70

170 0.9 70 968.7 0.9 1000 0.872 A 428

968.7

-

Arus sekunder CT netral sisi 150 kV 1&0

70

1.05 70

968.7 1.05 1000 1.017 A -

Arus diferensial 70

70

0.872

70

1.017 1

0.145 A -

Arus restraint 70 2

150

0.872 2

1.017 1

0.994 A 429

70

-

Kecuraman 70 70

100

0.145 0.994

100

14.6 % Pilih slope = 20%

4. Perhitungan Setingan Proteksi Utama 4.1 Setingan OCR/ GFR sisi 150 kV •

Setingan OCR - Setingan arus Arus nominal relai (Inr)

: 1A

Arus setingan

:

150

1.2

150 150

430

1.2

385 500

0.924 A Pilih pada nilai tap Isetoc

: 0.95

Setingan aktual adalah 0.95 x 500 = 475 A - Setingan waktu Waktu kerja yang diinginkan (toc150) : 1.5 detik Karakteristik yang dipilih (ctoc150) : Standart Inverse (SI) Tap TMS

150

: 2 150 . 150 0.14 2393 . 475 0.14

1

1

0.352

Pilih TMS

: 0.35 (SI) 431

1.5

150

Waktu kerja aktual : 0.14

150

2 150 150

150

.

1

0.14 2393 475

0.35

.

1

1.49 detik •

Setingan GFR - Setingan arus Arus nominal relai (Inr)

: 1A

Arus setingan

:

150

0.5

0.5

150 150

385 500

0.385 A Pilih pada nilai tap Isetoc

: 0.39

Setingan aktual adalah 0.39 x 500 = 195 A 432

- Setingan waktu Waktu kerja yang diinginkan (tgf150) : 1.5 detik Karakteristik yang dipilih (ctgf150)

:

(SI) Tap TMS

150

: 1 150 . 150 0.14 1534 . 195 0.14

1

1

150

1.5

0.451

Pilih TMS

: 0.45 (SI)

Waktu kerja aktual :

150

0.14 1 150 150

.

433

150 1

Standart Inverse

0.14 1534 195

0.45

.

1

1.49 detik 4.2 Setingan OCR/ GFR sisi 70 kV •

Setingan OCR - Setingan arus Arus nominal relai (Inr)

: 1A

Arus setingan

:

70

1.2

70 70

1.2

824.78 1000

0.989 A Pilih pada nilai tap Isetoc

: 1 A

Setingan aktual adalah 1 x 1000 = 1000 A - Setingan waktu

434

Waktu kerja yang diinginkan (toc70)

: 1.5 detik

Karakteristik yang dipilih (ctoc70)

:

(SI) Tap TMS

70

: 2 70 . 70 0.14

1

3158 . 1000 0.14

1

70

1.5

0.249

Pilih TMS

: 0.25 (SI)

Waktu kerja aktual :

70

0.14 2 70 70

70

.

1

0.14 3158 1000

0.25

.

1

1.5 detik 435

Standart Inverse

•

Setingan GFR - Setingan arus Arus nominal relai (Inr)

: 1A

Arus setingan

:

70

0.2

70 70

0.2

824.78 1000

0.165 A Pilih pada nilai tap Isetgf

: 0.17

Setingan aktual adalah 0.17 x 1000 = 170 A - Setingan waktu Waktu kerja yang diinginkan (tgf70)

: 1.5 detik

Karakteristik yang dipilih (ctgf70)

:

Inverse (SI) Tap TMS

:

436

Standart

1 70 . 70 0.14

70

1

968.7 . 170 0.14

1

70

1.5

0.379

Pilih TMS

: 0.38 (SI)

Waktu kerja aktual :

70

0.14 1 70 70

70

.

1

0.14 968.7 170

.

0.38 1

1.5 detik

4.3 Setingan SBEF - Setingan arus Arus nominal relai (Inr) 437

: 5A

Arus setingan

:

0.2

0.2

1010 200

1.01 A Pilih pada nilai tap Isetgf

:

1.01 5 0.2 Setingan aktual adalah 0.2 x 1000 = 200 A - Setingan waktu Waktu kerja yang diinginkan (tsbef)

: 5 detik

Karakteristik yang dipilih (ctsbef)

:

Invrse (LTI) Tap TMS

: 438

Long Time

1 70

1

0.14 968.7 1 200 120

5

0.16

Pilih TMS

: 0.16 (LTI)

Waktu kerja aktual : 120 1 70

120 968.7 1 200

1

0.16

4.995 detik

439

LAMPIRAN D Studi Kasus Busbar Proteksi Hitung setingan relai buspro high impedance terpasang pada GIS 150 kV Kelapa Gading 1. Data Instalasi & Sistem 1.1 Data CT Ratio CT

: 2000/1 Amp

Resistansi CT (RCT)

: 3.087 Ohm

Resistansi lead (Rlead)

: 0.612 Ohm

Resistansi relay (Rr)

: 0.2 Ohm

Knee-point CT (Vk)

: 1163.31 Volt

Arus Magnetisasi CT (Im)

: 0.01814 Amp

Arus gangguan maksimum (Ifmax) : 40000 Amp 1.2 Data bay Jumlah bay terhubung ke busbar

: 6 bay feeder dan 1 bay kopel

(bay kopel terdiri dari 2 CTs) 2. Perhitungan setting relay buspro 2.1 Setting tegangan (Vr) 2.

90.22 Setelan tegangan relay yang dipilih Vr = 90 Volt (disesuaikan dengan tapping yang ada di relai) 440

2.2 Setting arus Arus nominal relay : In = 1 Amp •

Range setting arus : 0.2 – 0.3 x In Dipilih 0.2 0.2

•

Efektif setting Jumlah CT, n = 8 . 0.2

. 0.01814

0.345

Amp

dalam nilai primer . 0.345 .

2000 1

690 •

Sensitifitas Pengamanan 100 690 2000

, Ifmin diasumsikan = I primer CT

100

34.5 % •

Perhitungan Stabilitas Resistor (Rs)

441

1

1 0.345

90

1 0.345

252.468 Ohm Pilih seting resistor = 253 Ohm 3. Perhitungan busbar supervision Setelan tegangan supervisi mendekati 5% tegangan relai 5 100 4.5 4. Perhitungan non-linear resistor Pada gangguan internal yang besar, tegangan yang melalui relay + stabilizing resistor juga dapat menjadi tinggi sehingga perlu dihitung besar tegangan pada rangkaian tersebut, apakah perlu non-linear resistor atau tidak. 2.

40000 3.087 2000 1

2 .0.612

253

5146 442

0.2

2

2. Vk. |Vf

Vk|

2

2 x 1163.31 x |5150

1163.31|

6091 Volt Tegangan

yang

melewati

rangkaian

relai

lebih

besar

dari

kemampuan relai (>2kV), sehingga diperlukan non-linear resistor untuk menurunkan tegangan pada terminal relai

443

LAMPIRAN E Perhitungan Setting Proteksi Pembangkit Koordinasikan setting relai proteksi cadangan terpasang pada PLTG Blok 2 Muara Karang dengan grid jawa bali dengan proteksi sebagai berikut : c. Relai jarak (21G) d. Relai Loss of Excitation(40 G) e. Relai Out of Step (78G) f. Neutral GFR Trafo (51TN) g. Under Frequency Relay/Over Frequency Relay (UFR/OFR) h. Over Excitation (59/81) 3.

Data Instalasi & Sistem 2.1

Single Line Diagram

1.2.1

Power Plant's Single Line diagram

Graphical data

1.2.2

Protection's Single Line Diagram

Graphical data

1.2.3

Tripping Logic Diagram

Graphical data

2.2

Generator

2.2.1

Load Capability Curve

2.2.2

Area of under/minimum excitation limiter in Graphical data

Graphical data

the R - X or P – Q diagram 2.2.3

Generator capability due to over excitation Graphical data (V/Hz) condition

2.1

Data Generator

444

2.1.1

Protection Calculation Note

2.1.2

Inertia Constant

H

2.1.3

Nominal Voltage Generator

kV

16.5

2.1.4

Capacity

MVA

322.1

2.1.5

Power Factor

pf

2.1.6

Generator Connection

2.1.7

Direct Synchronous Reatance (Xd)

Per Unit

1.85

2.1.8

Direct Transient Reactance (X'd)

Per Unit

0.228

2.1.9

Direct Sub-Transient Reactance (X"d)

Per Unit

0.182

2.1.10

Negative Sequence Reactance (X2)

Per Unit

0.181

2.1.11

Negative Sequence Resistance (r2)

Per Unit

0.0265

2.1.12

Zero Sequence Reactance (X0)

Per Unit

0.104

2.1.13

Zero Sequence Resistance (r0)

Per Unit

0.00298

2.1.14

Number of Pole

pole

2

2.1.15

Quadrature Synchronous Reatance (Xq)

Per Unit

1.8

2.1.16

Quadrature Transient Reactance (X'q)

Per Unit

0.390

2.1.17

Quadrature

Sub-Transient

Reactance Per Unit

0.0180

(X"q) 2.2

NGR

2.2.1

Protection Calculation Note

2.2.2

Impedance

Ohms

1400

2.2.3

Nominal Current NGR

Amps

6.8

2.2.4

Continous Current NGR

Amps

2.2.5

Continous time

second

445

0.3

2.3

Data Generator Transformer

2.3.1

Protection Calculation Note

2.3.2

Power

MVA

322.1

2.3.3

Voltage

kV

16.5/150

2.3.4

Vektor Group

2.3.5

Impedance

Per Unit

12.7

2.3.6

AVR

2.3.7

Step AVR

2.3.8

X/R Ratio

step

Power Plant Single Line Diagram (PLTG Blok 2 Muara Karang)

446

Protection's Single Line Diagram

Load Capability Curve

447

2.Perhitungan Koordinasi setting relai cadangan pembangkit Data Short Circuit dari Simulasi Digsilent :

2.1 Relai Jarak (21G) ¾ Proposal Setting dari Pembangkit : CT =15000/5 A PT =16500/110 V Zsetting = 2.8 Ω Zoffset = -0.2 Ω φ = 89º Time delay = 50 cycles = 1s ¾ Evaluasi Koordinasi Setting :

448

449

450

Setting relai Jarak (21G) Final :

2.2 Relai Loss Of Excitation (40 G) dan Out Of Step (78G) ¾ Proposal Setting 40 G dari Pembangkit : CT = 15000/5A PT = 16500/110V Small circle Diameter = 16.9 Ω Offset = -1.9 Ω T delay = 15 cycles = 0.3 s (trip) 451

Large Circle Diameter = 31.3 Ω Offset = -1.9 Ω T delay = 75 cycles = 1.5 s (trip) ¾ Evaluasi Koordinasi Setting :

452

453

454

455

Setting Loss Of Field (40G) Final :

456

¾ Proposal Setting 78G dari Pembangkit : CT = 15000/5A PT = 16500 / 110 V Diameter = 11Ω Offset = -7.7 Ω Blinder = 1.9 Ω Imp angle = 90° Pole Slip Counter = 1 Pole Slip Reset Time=120 cycles T delay = 6 cycles ¾ Evaluasi Koordinasi Setting :

457

Proposal Setting Out of Step (78G)

Zline Xsys Xtra

Pole Slipping Counter = 1

Xgen

*Sesuai

458

Setting Out Of Step (78G/121G) Final :

2.3 Relai Neutral GFR Trafo (51TN) ¾ Proposal Setting dari Pembangkit : CT = 1500/5 A Operating: I set = 3.5 A T dial = 0.5 (SI) trip ¾ Evaluasi Koordinasi Setting :

Didapat dari Kelengkapan data data dan proposal setting

459

460

461

462

Setting 51 TN Final :

2.4 Relai Under Frequency (UFR) dan Over Frequency Relay (OFR) ¾ Proposal Setting UFR dari Pembangkit: PT = 16500/110 V UFR Fpickup = 47 Hz T delay = 5 cycles = 0.1 s (trip) ¾ Evaluasi Koordinasi Setting : GRID CODE SISTEM TRANSMISI JAWA BALI Frekuensi nominal 50 Hz, diusahakan untuk tidak lebih rendah dari 49.5 Hz atau lebih tinggi dari 50.5 Hz, dan selama waktu keadaan darurat (emergency) dan gangguan, frekuensi sistem diijinkan turun hingga 47.5 Hz atau naik hingga 52 Hz sebelum unit pembangkit diijinkan keluar dari operasi. Setting UFR (81G) Final :

¾ Proposal Setting OFR dari Pembangkit: PT = 16500/110 V OFR Fpickup = 51.5 Hz 463

T delay = 5 cycles= 0.1 s ( trip) Turbine overspeed = 3120 rpm (trip) ¾ Evaluasi Koordinasi Setting : GRID CODE SISTEM TRANSMISI JAWA BALI Frekuensi nominal 50 Hz, diusahakan untuk tidak lebih rendah dari 49.5 Hz atau lebih tinggi dari 50.5 Hz, dan selama waktu keadaan darurat (emergency) dan gangguan, frekuensi sistem diijinkan turun hingga 47.5 Hz atau naik hingga 52 Hz sebelum unit pembangkit diijinkan keluar dari operasi. Setting OFR (81G) Final :

2.5 Relai Over Excitation (59/81) ¾ Proposal Setting dari Pembangkit: Alarm: V/Hz set = 105 % T delay = 30 cycles = 0.6 s (alarm) V/Hz Inverse : V/Hz op = 107 % Time dial = 3 (trip) V/Hz definite : V/Hz op = 119 % Time delay = 50 cycles = 1 s (trip) 464

¾ Evaluasi Koordinasi Setting : •

Relai Tidak trip pada V/Hz < 1.1 pu (Vmax = 1.1 pu dan fmin = 47.5/50 pu)

•

Trip secara instan pada V/Hz > 1.1 pu

Setting Over Excitation (59/81) Final :

465

LAMPIRAN F F. A Form Kelengkapan Data untuk Perhitungan Setelan Rele Proteksi Sistem 500 kV 1. Busbar Protection KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

Nama Gardu Induk : No. Set

Proteksi

Jenis Proteksi

Data

Keterangan

- Diagram konfigurasi Jaringan 1.

Single Line

- Diagram konfigurasi Gardu Induk - Diagram Proteksi

2.

Busbar

Differential

(A&B)

Busbar (High Impedance)

Busbar (A&B)

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Jumlah Ct

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT

:

Vknee CT (Vkct) Arus Magnetisasi (im)

:

Resistansi CT (Rct)

:

Resistansi Lead (RL)

:

:

Data Breaking Capacity

:

Stabilizing Resistor (RS)

:

Diagram Proteksi

:

Busbar

Calculation Note

:

(low impedance)

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT seluruh bay

:

R lead CT seluruh bay R CT seluruh bay

:

V knee CT seluruh bay I magnetisasi CT seluruh bay Breaking Capacity PMT seluruh bay

:

Differential

466

:

: :

2. IBT KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

Nama Gardu Induk :

No. Set

3.

Proteksi

Transformer

Jenis Proteksi

Data Trafo

Data

Cek

Diagram Proteksi

:

Power

:

Tegangan

:

Vektor Group

:

Impedansi Trafo

:

Data Penyulang

Jenis penyulang

:

150 kV

CCC

:

ICTp

:

Differential

Diagram Proteksi

:

(F87T)

Calculation Note

:

Rasio CT Primer

:

Rasio CT Sekunder

:

Jenis Rele

:

Arus Nominal

:

REF (F87 REF1)

Diagram Proteksi

:

sisi 500 kV

Calculation Note

:

Jumlah CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT Primer Vknee CT phasa (Vkctφ) Iknee CT phasa (Imφ) Resistansi CT phasa (Rctφ) Resistansi Lead phasa (RLφ)

:

Rasio CT Netral Vknee CT netral (Vkctn)

467

: : : : : :

Keterangan

I Knee CT netral (imn) Resistansi Lead Netral (RLn) Stabilizing Resistor (RS) Resistansi CT Netral (Rct N) Resistansi Aux Trafo (Rt)

: : : : :

REF (F87 REF 2)

Diagram Proteksi

:

sisi 150 kV

Calculation Note

:

Jumlah CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT Primer Vknee CT phasa (Vkctφ) Iknee CT phasa (Imφ) Resistansi CT phasa (Rctφ) Resistansi Lead phasa (RLφ)

:

Earth Fault Prot. sisi neutral Tersier 70 kV (F 51N)

:

: :

Rasio CT Netral Vknee CT netral (Vkctn) I Knee CT netral (imn) Resistansi Lead Netral (RLn) Stabilizing Resistor (RS) Resistansi CT Netral (Rct N) Resistansi Aux Trafo (Rt)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

: :

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

OCR/GFR

Diagram Proteksi

:

500 kV

Calculation Note

:

F51/51N

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

468

OCR/GFR

Diagram Proteksi

:

150 kV

Calculation Note

:

F51/51N

Rasio CT

:

CSZ (F25/27)

AVR (F90)

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT

:

Tipe Rele

:

Rated Voltage (Un)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT

:

Tipe Rele

:

Tap position (tp)

:

Tap increase (ti)

:

Higher Tap (Tap1)

:

Lower Tap (Tap N)

:

Inrush Current (K inr)

:

4. SUTET KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

Bay Arah: No. 4

Proteksi SUTET

Jenis Proteksi Rele Jarak (F21)

Data

Keterangan

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT

:

Rasio CT

:

Jenis Penghantar

:

- Panjang Penghantar

:

- Konstanta Urutan Positif

:

- Konstanta Urutan Nol - Kapasitas penghantar/ CCC - Jumlah Sirkit

469

: : :

Line Current Differential (F87L)

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT

:

Rasio CT

:

Vknee CT

:

R dalam CT

:

R dalam Lead

:

Jenis Penghantar

:

- Panjang Penghantar

:

- Konstanta Urutan Positif

:

- Konstanta Urutan Nol - Suseptansi penghantar (B) - Kapasitas penghantar/ CCC - Jumlah Sirkit

: : : :

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

V Nominal Relai (Vn)

:

DEF SUTET 500 kV

Diagram Proteksi

:

(67N)

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Rasio PT

:

Tipe Relai

:

I Nominal Rele (In)

:

Autorecloser

Diagram Proteksi

:

(A179)

Calculation Note

:

OVR (F59.1&F59.2)

Tipe Rele

:

Rasio PT

:

V Nominal Rele (Vn)

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Manual Rele

:

Rasio PT

:

Merek/Type Rele

:

470

V Nominal Rele (Vn)

:

5. Cut off KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

Nama Gardu Induk :

No.

6

Proteksi

cut off

Jenis Proteksi BREAKER FAILURE F50BF

Data

Keterangan

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

CHECK SYNCHRONIZING

Diagram Proteksi

:

(F25/27)

Calculation Note

:

Rasio PT

:

C

Tipe Rele

:

V Nominal Rele (Vn)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Jumlah CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT

:

Vknee CT (Vkct) Arus Magnetisasi (im)

: :

Resistansi CT (Rct)

:

Stabilizing Resistor (RS)

:

Resistansi Lead (RL)

F. B Form Kelengkapan Data untuk Perhitungan Setelan Rele Proteksi Sistem 150 kV 471

1. Busbar Protection KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

Nama Gardu Induk : No. Set

Proteksi

Jenis Proteksi

Data

Keterangan

- Diagram konfigurasi Jaringan 1.

Single Line

- Diagram konfigurasi Gardu Induk - Diagram Proteksi

2.

Busbar

Differential

(A&B)

Busbar (High Impedance)

Busbar (A&B)

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Jumlah Ct

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT

:

Vknee CT (Vkct) Arus Magnetisasi (im)

:

Resistansi CT (Rct)

:

Resistansi Lead (RL)

:

:

Data Breaking Capacity

:

Stabilizing Resistor (RS)

:

Diagram Proteksi

:

Busbar

Calculation Note

:

(low impedance)

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT seluruh bay

:

R lead CT seluruh bay R CT seluruh bay

:

V knee CT seluruh bay I magnetisasi CT seluruh bay Breaking Capacity PMT seluruh bay

:

Differential

:

: :

2. TRANSFORMATOR 150/ 20 kV KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

472

*)

*)

Nama Gardu Induk :

No. Set 3.

Proteksi Transformer

Jenis Proteksi Data Trafo

Data NGR

Data

Cek

Diagram Proteksi

:

Power

:

Tegangan

:

Vektor Group

:

Impedansi Trafo

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Impedansi NGR

:

Arus Nominal NGR

:

Arus Kontinu NGR

:

Waktu Kontinu

:

Data Penyulang

Jenis penyulang

:

20 kV

CCC

:

ICTp

:

Diagram Proteksi

:

Differential (F87T)

Calculation Note

:

Rasio CT Primer

:

Rasio CT Sekunder

:

Jenis Rele

:

Arus Nominal

:

REF (F87P REF)

Diagram Proteksi

:

sisi 150 kV

Calculation Note

:

Jumlah CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT Primer

:

Keterangan *)

*)

*)

*)

*)

Vknee CT phasa (Vkctφ)

:

**)

Iknee CT phasa (Imφ)

:

**)

Resistansi CT phasa (Rctφ)

:

Resistansi Lead phasa (RLφ)

:

Rasio CT Netral

:

Vknee CT netral (Vkctn)

:

I Knee CT netral (imn)

:

473

Resistansi Lead Netral (RLn)

:

Stabilizing Resistor (RS)

:

Resistansi CT Netral (Rct N)

:

Resistansi Aux Trafo (Rt)

:

REF (F87S REF)

Diagram Proteksi

:

sisi 20 kV

Calculation Note

:

Jumlah CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Rasio CT Primer

:

Vknee CT phasa (Vkctφ)

:

**)

Iknee CT phasa (Imφ)

:

**)

Resistansi CT phasa (Rctφ)

:

Resistansi Lead phasa (RLφ)

:

Rasio CT Netral

:

Vknee CT netral (Vkctn)

:

I Knee CT netral (imn)

:

Resistansi Lead Netral (RLn)

:

Stabilizing Resistor (RS)

:

Resistansi CT Netral (Rct N)

:

Resistansi Aux Trafo (Rt)

:

*)

: OCR/GFR

Diagram Proteksi

:

150 kV (50P/51P)

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

OCR/GFR

Diagram Proteksi

:

20 kV (50S/51S)

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

SBEF 150 kV (F51 SEF)

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

474

*)

*)

*)

I Nominal Rele (In)

:

Vknee CT (Vkct) Arus Magnetisasi (Im)

:

SBEF 20 kV

Diagram Proteksi

:

(F51 SEF)

Calculation Note

:

AVR (F90)

:

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Vknee CT (Vkct)

:

Arus Magnetisasi (Im)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Tipe Rele

:

Tap position (tp)

:

Tap increase (ti)

:

Higher Tap (Tap1)

:

Lower Tap (Tap N)

:

Inrush Current (K inr)

:

VT Ratio

:

*)

Keterangan : nok

: Data belum tersedia / butuh validasi

*)

: Harap melampirkan gambar Single Line Diagram Proteksi terkait

**)

: Harap melampirkan hasil uji CT ( Kurva Vk terhadap I Mag)

3. SUTT KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI

Bay Arah No. 4

Proteksi SUTT

Jenis Proteksi Rele Jarak (F21)

Data

Keterangan

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT

:

Rasio CT

:

Jenis Penghantar

:

475

*)

- Panjang Penghantar

:

- Konstanta Urutan Positif

:

- Konstanta Urutan Nol - Kapasitas penghantar/ CCC - Jumlah Sirkit

Line Current Differential (F87L)

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT

:

Rasio CT

:

Vknee CT

:

R dalam CT

:

R dalam Lead

:

Jenis Penghantar

:

- Panjang Penghantar

:

- Konstanta Urutan Positif

:

- Jumlah Sirkit

(5151N)

: :

Tipe Rele

- Konstanta Urutan Nol - Suseptansi penghantar (B) - Kapasitas penghantar/ CCC

OCR/GFR

:

: : : :

Tipe Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

V Nominal Relai (Vn)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Merek/Type Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

DEF 150 kV

Diagram Proteksi

:

(67N)

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Rasio PT

:

Tipe Relai

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

Autorecloser

476

*)

*)

*)

*)

(A179)

Calculation Note

:

Tipe Rele

:

Rasio PT

:

V Nominal Rele (Vn)

:

I Nominal Rele (In)

:

Keterangan : nok *)

: Data belum tersedia / butuh validasi : Harap melampirkan gambar Single Line Diagram Proteksi terkait

**)

: Harap melampirkan hasil uji CT ( Kurva Vk terhadap I Mag)

4. KOPEL KELENGKAPAN DATA UNTUK PERHITUNGAN SETELAN RELE PROTEKSI Bay Arah BUS COUPLER 150 kV No. Set 7.

Proteksi Kopel

Jenis Proteksi Data Kopel

OCR/GFR

CSZ (F25/27)

Data Diagram proteksi

Cek

Keterangan

:

CCC

:

Tegangan

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio CT

:

Merek/Type Rele

:

I Nominal Rele (In)

:

Diagram Proteksi

:

Calculation Note

:

Rasio PT Tipe Rele

:

Rated Voltage (Un)

:

F. C Form Kelengkapan Data untuk Perhitungan Setelan Rele Proteksi Pembangkit 477

DATA REQUIREMENT FOR GENERATOR AND GRID RELAY COORDINATION Power Plant Unit : No.

Set

1.

Single Line

Protection

Data

Status

- Power Plant's Single Line diagram - Protection's Single Line Diagram - Tripping Logic Diagram Generator

Protection's Single Line Diagram

:

Calculation Note

:

Inertia Constant (H)

:

Capacity (MVA)

:

Power Factor

:

Load Capability Curve

: :

Area of under/minimum excitation limiter in the R - X or P – Q diagram : Generator capability due to over excitation (V/Hz) condition

2.

Main Equipment

NGR

Direct Synchronous Reatance (Xd)

:

Direct Transient Reactance (X'd)

:

Direct Sub-Transient Reactance (X"d)

:

Negative Sequence Reactance (X2)

:

Negative Sequence Resistance (r2)

:

Zero Sequence Reactance (X0)

:

Zero Sequence Resistance (r0)

:

Number of Pole Quadrature Synchronous Reatance (Xq)

: :

Quadrature Transient Reactance (X'q) Quadrature Sub-Transient Reactance (X"q)

: :

Protection's Single Line Diagram

:

Calculation Note

:

Impedance (Ohms)

:

Nominal Current NGR (Amps)

:

Continous Current NGR (Amps)

:

Continous time in second

:

478

Remark

GT

Protection's Single Line Diagram

:

Calculation Note

:

Power

:

Voltage

:

Vektor Group

:

Impedance

:

AVR

:

Step AVR

:

479