![Ebook Proteksi - Hal. 43 & 401 PDF [PDF]](https://pdfs.asia/img/200x200/ebook-proteksi-hal-43-amp-401-pdf.jpg)
6 0 18 MB
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 panel 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 panel 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 panel 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 Panel proteksi penghantar pada sistem tegangan 500 kV 107 Gambar 4.44 Panel proteksi penghantar pada sistem tegangan 150 kV dan 70 kV........................................................................................................ 108 Gambar 4.45 Wiring OCR ........................................................................ 110 Gambar 4.46 Wiring HV Apparatus sampai Panel 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 panel proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV ................................................................................................................. 221 xxvii
Gambar 6.18 Layout panel proteksi busbar tipe centralized low impedance danhigh impedance ................................................................................. 222 Gambar 6.19 Layout panel proteksi busbar tipe distributed low impedance ................................................................................................................. 223 Gambar 6.20 Konfigurasi proteksi diameter pada sistem tegangan 500 kV ................................................................................................................. 224 Gambar 6.21 Fungsi intertrip CCP ........................................................... 225 Gambar 6.22 Lockout relay...................................................................... 231 Gambar 6.23 Layout panel proteksi CCP 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 panel 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, CCP) 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
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), 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 panel 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 panel 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 panel proteksi busbar
a. Panel proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV
220
Gambar 6.17 Layout panel proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV
b. Panel 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 panel 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 panel 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 (CCP) yang merupakan proteksi utama dari diameter. RelaiCCP 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 CCP, 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 CCP yaitu dapat berupa
relai
diferensial
busbar
proteksi
atau
relai
diferensialtransformator (disesuaikan dengan jumlah CT inputan CCP). Relai diferensial CCP hanya menggunakan input dari tiga buah CT yaitu satu buah CT bay dan dua buah dari CT diameter. b. Rangkaian intertrip Rangkaianintertrip pada relai CCP 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 (CCP main A dan CCP main B) menggunakan independent channel.
Gambar 6.21 Fungsi intertrip CCP
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 CCP main a dan CCP 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 CCP, 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 panel proteksi diameter
a. Panel proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV
231
Gambar 6.23 Layout panel proteksi CCP 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 CCP. 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 panel proteksi CBF
a. Panel proteksi CBF/SZP pada sistem tegangan 500 kV
241
Gambar 6.30 Layout panel 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
Passive
- 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, passive 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 ( 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 panel kontrol dan panel 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 contact 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 analog input 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 (TCP-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 TCP/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
:
CCP
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
