1. Pola Proteksi Gardu Induk

PT PLN (Persero) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN

Pola Proteksi Gardu Induk

1. POLA PROTEKSI GARDU INDUK Sistem proteksi merupakan bagian yang sangat penting dalam suatu instalasi tenaga listrik, selain untuk melindungi peralatan utama bila terjadi gangguan hubungsingkat, system proteksi juga harus dapat mengeliminiir daerah yang terganggu dan memisahkan daerah yang tidak tergangggu, sehingga gangguan tidak meluas dan kerugian yang timbuk akibat gangguan tersebut dapat di minimalisasi. Relai proteksi gardu induk seperti yang terlihat pada gambar 1.1 terdiri dari : •

Relai proteksi Trafo Tenaga

•

Relai proteksi busbar atau kopel

•

Relai proteksi PMT

•

Relai proteksi kapasitor dan reaktor OHL

OHL

Proteksi PHT

Proteksi PHT

Proteksi BUSBAR BUS 150KV-4000A

I II

UNINDO TD-2 (60 MVA)

Proteksi PEMBANGKIT

NGR: 12 Ω 1000 A

NGR : 12 Ω 1000A

Proteksi TRAFO

Proteksi TRAFO

PLTG

Proteksi FEEDER

Gbr 1.1 : Diagram Proteksi gardu induk

Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

1



1.1 Proteksi Trafo Tenaga Peralatan proteksi trafo tenaga terdiri dari Relai Proteksi, Trafo Arus (CT), Trafo Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya AC/DC yang terintegrasi dalam suatu rangkaian, sehingga satu sama lainnya saling keterkaitan.

Fungsi peralatan

proteksi adalah untuk mengidentifikasi gangguan dan memisahkan bagian jaringan yang terganggu dari bagian lain yang masih sehat serta sekaligus mengamankan bagian yang masih sehat dari kerusakan atau kerugian yang lebih besar

PMT 150 KV CT150

• Indikasi relai • Data Scada

RELAI RELAI PROTEKSI PROTEKSI

CTN150

• Event Recorder

∆

• Disturbance Recorder

NGR CTN20

CATU DAYA DC / AC

CT20

PMT 20 KV

OCR/GF3

Gbr 1.2 : Peralatan sistem proteksi trafo tenaga 150/20 kV

a). Gangguan pada Trafo Tenaga

o Gangguan internal Gangguan yang terjadi di daerah proteksi trafo, baik di dalam trafo maupun diluar trafo sebatas lokasi CT. Penyebab gangguan internal biasanya akibat ; - Kegagalan isolasi pada belitan, lempengan inti atau baut pengikat inti atau Penurunan nilai isolasi minyak yang dapat disebabkan oleh kualitas minyak buruk,

tercemar uap air dan adanya


2



dekomposisi karena overheating, oksidasi akibat sambungan listrik yang buruk - Kebocoran minyak -

Ketidaktahanan terhadap arus gangguan (electrical dan mechanical stresses)

- Gangguan pada tap changer - Gangguan pada sistem pendingin - Gangguan pada bushing Gangguan internal dapat dikelompokan menjadi incipient fault dan active fault Incipient fault : gangguan terbentuk lambat, dan akan berkembang menjadi gangguan besar jika tidak terdeteksi dan tidak diatasi. Seprti Overheating, overfluxsing, dan over presure Penyebab Overheating  Ketidaksempurnaan sambungan baik elektrik maupun magnetik  Kebocoran minyak  Aliran sistem pendingin tersumbat  Kegagalan kipas atau pompa sistem pendingin Penyebab overfluxing Terjadi saat overvoltage dan under frekuensi, dapat menyebabkan bertambahnya rugi-rugi besi sehingga terjadi pemanasan yang dapat menyebabkan kerusakan isolasi lempengani inti dan bahkan isolasi belitan Penyebab Overpressure  Pelepasan gas akibat overheating  Hubung singkat belitan-belitan sefasa  Pelepasan gas akibat proses kimia Active fault : disebabkan oleh kegagalan isolasi atau komponen Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

3



lainnya yang terjadi secara cepat dan biasanya dapat menyebabkan kerusakan yang parah Penyebab gangguan Active fault yaitu sbb ;  Hubung singkat fasa-fasa atau fasa dengan ground  Hubung singkat antar lilitan sefasa (intern turn)  Core faults  Tank faults  Bushing flashovers o Gangguan eksternal Gangguan yang terjadi diluar daerah proteksi trafo. Umumnya gangguan ini terjadi pada jaringan yang akan dirasakan dan berdampak

terhadap

ketahanan

kumparan

primer

maupun

sekunder/tersier Trafo. Fenomena gangguan ekternal seperti : •

Hubungsingkat pada jaringan sekunder atau tersier (penyulang) yang menimbulkan through fault current. Frekuensi dan besaran arus gangguan diprediksi akan mengurangi umur operasi trafo.

•

Pembebanan lebih (Overload )

•

Overvoltage akibat surja hubung atau surja petir

•

Under atau over frequency akibat gangguan sistem

•

External system short circuit

b). Fungsi Proteksi Trafo tenaga terhadap gangguan Untuk memperoleh efektifitas dan efisen dalam menentukan sistem proteksi trafo tenaga, maka setiap peralatan proteksi yang dipasang harus disesuaikan dengan kebutuhan dan prediksi gangguan yang akan terjadi yang mengancam ketahanan trafo itu sendiri. Jenis relai proteksi yang dibutuhkan seperti tabel-1


4



Tabel-1 : Kebutuhan fungsi relai proteksi thd berbagai gangguan

c) Pola Proteksi Trafo tenaga berdasarkan SPLN 52-1 Kebutuhan peralatan proteksi trafo berdasarkan kapasitas trafo sesuai SPLN adalah seperti pada tabel-2. Tabel-2 :Kriteria sistem proteksi sesuai SPLN 52-1


5



d) Proteksi utama Trafo Tenaga Proteksi utama adalah suatu sistem proteksi yang diharapkan sebagai prioritas untuk mengamankan gangguan atau menghilangkan kondisi tidak normal pada trafo tenaga. Proteksi tersebut dimaksudkan untuk memprakarsainya saat

biasanya

terjadinya gangguan

dalam kawasan yang harus dilindungi. (lEC 15-05-025). Ciri-ciri pengaman utama : • waktu kerjanya sangat cepat seketika (instanteneoues) • tidak bisa dikoordinasikan dengan relai proteksi lainnya • Tidak tergantung dari proteksi lainnya • Daerah pengamanannya dibatasi oleh pasangan trafo arus, dimana relai differensial dipasang

OCR/GFR 50/51P/51GP

87N

P 87T

SBEF 51NS

87N

S OCR/GFR 50/51S/51GS

OCR/GFR 50/51/51G

REL 20 kV

Gbr 1.2.0 : Sistem proteksi trafo tenaga 150/20 kV


6



1.1.1 Differential relay ( 87T ) Relai diferensial arus berdasarkan H. Kirchof, dimana arus yang masuk pada suatu titik, sama dengan arus yang keluar dari titik tersebut Relai diferensial arus membandingkan arus yang melalui daerah pengamanan

Gbr 1.2.1a : prinsip kerja relai differensial

Fungsi relai diferensial pada trafo tenaga adalah

Mengamankan

transformator dari gangguan hubung singkat yang terjadi di dalam transformator, antara lain hubung singkat antara kumparan dengan kumparan atau antara kumparan dengan tangki.

Relai ini harus

bekerja kalau terjadi gangguan di daerah pengamanan, dan tidak boleh bekerja dalam keadaan normal atau gangguan di luar daerah pengamanan. Relai ini merupakan unit pengamanan dan mempunyai selektifitas mutlak. Karakteristi diffrensial relay

Id

(I1-I2 )

Slope 2

Operate area

Slope =

Id

100 %

Ih

Slope 1

block area Idm Ih


7


Gbr 1.2.1b : Karakteristik kerja relai differential


(I1+I2)/2

1.1.2 Restricted Earth Fault (REF) Prinsip kerja relai REF sama dengan dengan relai differensial yaitu membandingkan besarnya arus sekunder kedua trafo arus yang digunakan, akan tetapi batasan daerah kerjanya hanya antara CT fasa dengan CT titik netralnya. REF ditujukan unuk memproteksi gangguan 1-fasa ketanah Pada waktu tidak terjadi gangguan/keadaan normal atau gangguan di luar daerah pengaman, maka ke dua arus sekunder tersebut di atas besarnya sama, sehingga tidak ada arus yang mengalir pada relai, akibatnya relai tidak bekerja.

Pada waktu terjadi gangguan di daerah pengamanannya, maka kedua arus sekunder trafo arus besarnya tidak sama oleh karena itu, akan ada arus yang mengalir pada relai, selanjutnya relai bekerja. Fungsi dari REF adalah untuk mengamankan transformator bila ada gangguan satu satu fasa ke tanah di dekat titik netral transformator yang tidak dirasakan oleh rele differensial

Gbr 1.2.2 : Rangkaian arus relai REF saat terjadi ggn ekternal


8



1.1.3 Proteksi Cadangan

Proteksi cadangan adalah suatu sistem proteksi yang dirancang untuk bekerja ketika terjadi gangguan pada sistem tetapi tidak dapat diamankan atau tidak terdeteksinya dalam kurun waktu tertentu karena kerusakan atau ketidakmampuan proteksi yang lain (proteksi utama) untuk mengerjakan Pemutus tenaga yang tepat. Proteksi cadangan dipasang untuk bekerja sebagai pengganti bagi proteksi utama pada waktu proteksi utama gagal atau tidak dapat bekerja sebagaimana mestinya. (IEC l6-05-030). Ciri-ciri pengaman cadangan : • waktu kerjanya lebih lambat atau ada waktu tunda (time delay), untuk memberi kesempatan kepada pengaman utama bekerja lebih dahulu. • Relai pengaman cadangan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi pengamanan cadangan lainnya di sisi lain. • Secara sistem, proteksi cadangan terpisah dari proteksi utama Pola Proteksi cadangan pada trafo tenaga umumnya terdiri dari OCR untuk gangguan fasa-fasa atau 3-fasa dan GFR untuk gangguan 1-fasa ketanah seperti yang terlihat pada tabel-1 di atas. 1.1.3.1 Relai Arus Lebih (50/51) Prinsip kerja relai arus lebih adalah berdasarkan pengukuran arus, yaitu relai akan bekerja apabila merasakan arus diatas nilai settingnya. OCR dirancang sebagai pengaman cadangan Trafo jika terjadi gangguan hubung singkat

baik dalam trafo (internal fault) maupun

gangguan ekternal (external fault). Oleh karena itu, setting arus OCR harus lebih besar dari kemampuan arus nominal trafo yang diamankan (110 – 120% dari nominal), sehingga tidak bekerja pada saat trafo


9



dibebani nominal, akan tetapi harus dipastikan bahwa setting arus relai masih tetap bekerja pada arus hubung singkat fasa-fasa minimum.

Karateristik waktu kerja terdiri dari : - Definite - Normal/Standar inverse - Very inverse - Long time inverse

Gbr 1.3.1 : Kurva / karakteristik inverse

Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa – fasa, mempunyai karakteristik inverse (waktu kerja relai akan semakin cepat apabila arus gangguan yang dirasakannya semakin besar) atau definite (waktu kerja tetap untuk setiap besaran gangguan). Selain itu pada relai arus lebih tersedia fungsi high set yang bekerja seketika (moment/instantaneous). Untuk karakteristik inverse mengacu kepada standar IEC atau ANSI/IEEE. Relai ini digunakan sebagai proteksi cadangan karena Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

10



tidak dapat menentukan titik gangguan secara tepat, dan juga ditujukan untuk keamanan peralatan apabila proteksi utama gagal kerja.

Agar dapat dikoordinasikan dengan baik terhadap relai arus lebih disisi yang lain (bukan relai arus lebih yang terpasang di penghantar), maka karakteristik untuk proteksi penghantar yang dipilih adalah kurva yang sama yaitu standard inverse (IEC) / normal inverse (ANSI/IEEE).

1.1.3.2 Ground Fault Relay (50N/51N) Prinsip kerja GFR sama dengan OCR yaitu berdasarkan pengukuran arus, dimana relai akan bekerja apabila merasakan arus diatas nilai settingnya. GFR dirancang sebagai pengaman cadangan Trafo jika terjadi gangguan hubung singkat fasa terhadap tanah, baik dalam trafo (internal fault) maupun gangguan ekternal (external fault). Setting arus GFR lebih kecil daripada OCR, karena nilai arus hubungsingkatnya pun lebih kecil dari pada arus hubung singkat fasa-fasa. Karateristik waktu kerja terdiri dari : - Definite - Normal/Standar inverse - Very inverse - Long time inverse

Gbr 1.3.2 : Kurva / karakteristik Rele


11



Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa – tanah, sehingga karakteristik waktu yang dipilihpun cenderung lebih lambat daripada waktu OCR. Pada GFR setting highset diblok, kecuali untuk tahanan 500 ohm di sisi sekunder trafo.

1.1.3.3 Stand By Earth Fault (SBEF) Di Indonesia ada tiga jenis pentanahan netral yaitu dengan tahanan rendah (12 Ω, 40 Ω), langsung (solid) dan pentanahan dengan tahanan tinggi (500 Ω).

Stand By Earth Fault adalah rele

pengamanan untuk sistem pentanahan dengan Neutral Grounding Resistance (NGR) pada trafo. Penyetelan relai SBEF ini mempertimbangkan faktor – faktor sebagai berikut : o

Pola pentanahan netral trafo

o

Ketahanan termis tahanan netral trafo (NGR)

o

Ketahanan shielding kabel disisi dipasang NGR (khususnya pada sistem dengan netral yang ditanahkan langsung atau dengan NGR tahanan rendah)

o

Sensitifitas relai terhadap gangguan tanah

o

Pengaruh konfigurasi belitan traso (dilengkap dengan belitan delta atau tidak)

Untuk pemilihan waktu dan karakteristik SBEF dengan memperhatikan ketahanan termis NGR. Karena arus yang mengalir ke NGR sudah dibatasi oleh resistansi terpasang pada NGR iru sendiri. Karena nilai arus yang flat, maka pemilihan karakteristik waktu disarankan menggunakan Definite atau Long Time Inverse 1. Tahanan Rendah, NGR 12 Ohm, 1000 A, 10 detik Jenis relai Karakteristik Setelan arus Setelan waktu Setelan arus highset

: relai gangguan tanah tak berarah (SBEF, 51NS) : long time inverse : (0.1 – 0.2) x In NGR : ≤ 50% x ketahanan termis NGR, pada If=1000 A : tidak diaktifkan


12



2. Tahanan Rendah, NGR 40 Ohm, 300 A, 10 detik Jenis Karakteristik Setelan arus Setelan waktu Setelan arus high-set

: : : : :

relai gangguan tanah (SBEF, simbol 51NS) Long Time Inverse (0.3 – 0.4) x In NGR ≤ 50 % x ketahanan termis NGR, pada If=300 A tidak diaktifkan

3. Tahanan Tinggi, NGR 500 Ohm, 30 detik. Jenis Karakteristik Setelan arus Setelan waktu

: : : :

relai gangguan tanah tak berarah long time inverse (LTI)/ definite (0.2 – 0.3) x In NGR 1. ≤ 8 detik (LTI) trip sisi incoming dan 10 detik untuk sisi 150 KV pada If=25 A untuk NGR yang mempunyai t = 30 detik 2. Apabila belum ada relai dengan karakteristik LTI maka menggunakan definite, t1=10 detik (trip sisi 20 kV) dan t2 = 13 detik (trip sisi 150 kV).

1.1.3.4 Over/Under Voltage Relay (59/27)

Over Voltage Relay (OVR dan Under Voltage Relay adalah relay yang mengamankan peralatan instalasi dari pengaruh perubahan tegangan lebih atau tegangan kurang. Peralatan instalasi mempunyai nilai batas maksimum dan minimum dalam pengoperasiannya. Jika melebihi nilai maksimum atau minimum batas kerja operasinya, peralatan tersebut dapat rusak. Sehingga untuk mejaga peralatan dari kerusakan akibat perubahan tegangan yang signifikan tersebut dibutuhkan OVR dan UVR. Prinsip dasar OVR dan UVR adalah bekerja apabila dia mencapai titik setingannya. OVR akan bekerja jika tegangan naik, melebihi dari setingannya, sedangka UVR bekerja jika tegangan turun, kurang dari nilai setingannya.

OVR diaplikasikan pada : 1. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah [ pergeseran titik


13



netral ] pada jaringan yang disupli dari trafo tenaga dimana titik netralnya

ditanahkan

melalui

tahanan

tinggi

/

mengambang . 2. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah stator generator dimana titik netral generator di tnahkan lewat trafo distribusi . 3. Sebagai pengaman overspeed pada generator . UVR diaplikasikan pada: 1. Berfungsi

mencegah srating motor bila suplai tegangan

turun . 2. Dalam pengamanan sistem dapat dikombinasikan dengan relai frekuensi kurang . Karakteristik waktu OVR/UVR adalah inverse : a.

Under Voltage Relay

b. Over Voltage Relay


14



Ket : t

: waktu

K

: Kosntanta (5 atau 40)

V

: tegangan input

Vs

: tegangan seting

Tms: Time Multiple Setting

1.2 Proteksi Busbar / Diameter / Kopel Peralatan proteksi busbar dirancang untuk mengamankan peralatan busbar jika terjadi gangguan hubungsingkat pada busbar. Pada sistem gardu induk yang menggunakan 3-PMT atau satu-setengah PMT (one and a half breaker), proteksi busbar disebut juga proteksi diameter.

Gangguan

hubung singkat pada busbar umumnya jarang terjadi, namun jika terjadi dampaknya sangat besar terhadap ketahanan peralatan instalasi dan dapat menimbulkan masalah stabilitas transient, serta dapat menimbulkan pemadaman yang meluas. Oleh karena itu fungsi proteksi busbar atau diameter, selain untuk menghindari kerusakan peralatan instalasi, juga sangat diharapkan dapat menghindari pemadaman secara menyeruh dalam suatu gardu induk jika terjadi gangguan hubung singkat di busbar. Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

15



Macam-macam proteksi busbar/diameter pada sistem tegangan tinggi / ekstra tinggi yaitu : •

Relai Differential busbar

•

Relai Arus Sirkulasi (Circulating Current Protection – CCP)

•

Relai Kegagalan PMT ( Circuit Breaker Failure – CBF)

•

Relai Arus Jangkauan Pendek (Short Zone Protection – SZP)

•

Relai Arus Lebih Gangguan fasa-fasa (OCR)

•

Relai arus Lebih gangguan fasa-tanah (GFR)

1.2.1 Relai Differential Busbar Mengingat besarnya dampak yang ditimbulkan akibat gangguan hubung singkat di busbar, maka dirancang suatu proteksi

yang

selektif dan

dapat bekerja dengan cepat. Keuntungan relai Differential busbar antara lain :  Waktu pemutusan yang cepat (pada basic time)  Bekerja untuk gangguan di daerah proteksinya.  Tidak bekerja untuk gangguan di luar daerah proteksinya.  Selektfi, hanya mentripkan pmt-pmt yang terhubung ke seksi yang terganggu.  Imune terhadap malakerja, karena proteksi ini mentripkan banyak pmt Kerugian relai Differential busbar antara lain :  Pemasangannya lebih rumit harus mengontrol status PMT dan PMS  Relatif lebih mahal dibandingan dengan relai arus lebih, karena dibutuhkan CT pada setiap bay yang diproteksi

150KV Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

16



A B

CT1-1

BBP-1

CT1-2

CT1-4

CT1-3 CT2-3

CT2-2

CT2-1

BBP-2

KOPEL

OHL-1

OHL-2 TD-1

TD-2

TD-3

Gbr 2.1.0 : Pola proteksi Differensial Busbar pada gardu induk 150 kV

Konfigurasi pemutus yang digunakan pada gardu induk tegangan tinggi yang menggunakan skema konfigurasi sat-setengah pmt ( circuit breaker and a half ). Relai differential busbar (buspro) diterapkan di kedua busbar dengan pola duplikasi (BBP-A1 & BBP-A2 dan BBP-B1 & BBP-B2 ) Rangkaian yang paling sederhana untuk memberikan proteksi busbar duplikasi adalah skema duplikasi menggunakan relai impedansi tinggi seperti pada sistem proteksi sisi tegangan tinggi trafo tenaga. Pemutusan diberikan berdasarkan susunan pemutusan dua dari dua (two-out-of-two) untuk memenuhi persyaratan pengamanan sistem. Sebuah skema tunggal berdasarkan prinsip diferensial bias impedansi rendah dapat digunakan pada skema proteksi busbar numerik. Skema ini memiliki

susunan

integrasi

penuh,

serta

tingkat

keamanan

dan

kehandalan diberikan oleh skema monitor internal (internal watchdog) sehingga tidak diperlukan skema duplikasi penuh. Jenis/pola proteksi busbar banyak ragamnya, tetapi yang akan di bahas disini adalah proteksi busbar diferensial dengan jenis low impedans dan high impedans.


17



a). Differential Jenis Low Impedance Relai diferensial bekerja berdasarkan hukum Kirchoff yaitu jumlah arus yang melalui satu titik sama dengan nol. Pada relai diferensial yang dimaksud suatu titik adalah daerah yang diamankan (protected zones) yang dibatasi trafo arus yang tersambung ke relai diferensial Pada keadaan tanpa gangguan atau gangguan di luar daerah yang diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan sama dengan nol. Pada keadaan gangguan di dalam daerah yang diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan tidak sama dengan nol. Relai diferensial jenis low impedans merupakan relai diferensial arus, secara sederhana dapat digambarkan seperti Gambar 2.1.1. Perbedaan (diferensial) arus yang melalui daerah yang diamankan ini akan melalui operating coil relai.

F2 End A

Protected Zones

IA

End B

IB F1

IR1 = 0

Gbr 2.1.1 : Pola proteksi Differensial Busbar jenis low impedance

Secara umum relai diferensial arus adalah : ο Membandingkan besaran arus yang melalui suatu daerah yang diamankan ο Relai ini harus bekerja jika gangguan di dalam daerah yang diamankan dan harus stabil jika gangguan di luar daerah proteksi. ο Merupakan suatu unit protection


18



Pada saat terjadi gangguan diluar daerah pengamanannya (F1), arus diferensial yang masuk ke relai IR = 0, sebaliknya jika gangguan terjadi didaerah pengamananya IR ≠ 0 , sehingga relai akan bekerja Karakteristik kerja • Daerah pengaman adalah di dalam daerah yang dilingkupi CT yang tersambung ke relai diferensial. • Bekerja seketika. •

Tidak perlu dikoordinasikan dengan pengaman lain

•

merupakan pengaman utama dan tidak berlaku sebagai pengaman cadangan.

I diff

I diff

Operate

Operate Restrain Trough current

a)

Restrain Trough current

b)

Gambar 2.1.2 a) Jenis Non Bias Relai b). Jenis Bias relai

Relai diferensial jenis non bias menggunakan relai arus lebih sebagai operating coil dan pada kondisi arus gangguan eksternal yang besar sekali relai ini tidak stabil. Hal ini disebabkan oleh : ο Komponen dc arus gangguan tidak sama ο Kejenuhan setiap CT tidak sama ο Rasio setiap CT tidak tepat sama Relai diferensial jenis bias memperbaiki kelemahan di atas dengan prosentasi slope tertentu seperti pada Gambar 2.1.3


19



Protected Zones

End A

IA

End B

IB

B = bias / restrain coil Gambar 2.1.3 Relai diferensial arus

Setelan arus kerja : smallest current in operating coil to cause operation x 100 % % min pick up = rated current of the operating coil

Setelan slope : % slope =

current in operating coil to cause operation current in restraining IA – I B

=

x 100 %

X 100 %

(IA + IB) / 2

Berdasarkan persamaan diatas maka : Arus minimum pick up : 30 – 40% In Setelan slope : 30 – 50% dengan pertimbangan : • • • •

Kesalahan trafo arus CT Mismatch Arus eksitasi Faktor keamanan

: 10 % : 4% : 1% : 5%

Cek Zone : check zone berfungsi untuk memastikan bahwa gangguan merupakan gangguan internal dan untuk mencegah maloperasi jika ada kelainan pada proteksi busbar masing-masing zone, misalnya ada wiring yang terbuka atau terhubung singkat.


20



Jika terjadi gangguan pada zone 1, maka jumlah arus dari masing-masing CT a, b dan c tidak sama dengan nol, akibatnya ada arus yang melalui relai R1. Hal ini juga dirasakan oleh relai R3 yang akan menutup kontaknya untuk memberi tegangan positip, dan dengan menutupnya kontak dari relai R1 maka sinyal trip akan dikirim ke pmt yang dilingkupi CT a,b dan c. Dengan demikian zone 1 dapat diisolir dari sistem.. Jika ada rangkaian arus yang terbuka pada zone proteksi, maka pada saat beban yang cukup besar atau pada saat ada gangguan eksternal, akan menyebabkan proteksi busbar pada zone tersebut tidak stabil atau relai dari busbar tersebut akan menutup kontaknya. Tetapi dengan adanya chek zone, relai tersebut tidak mendapat tegangan positip sehingga mal operasi dapat dicegah. b) Relai diferensial busbar jenis high impedance. Relai Differensial jenis High impedance menggunakan stabilising resistor yang dipasang seri dengan relai diferensial arusnya. Relai disetting dengan memperhitungkan sensitivitas untuk gangguan internal dan stabilitas untuk gangguan eksternal. Sensitivitas terhadap gangguan internal ditentukan oleh besarnya setting arus relai Setelan arus ditentukan (20% – 30%) In CT.

If Rct1 CT1

RL1

Rstab

If R

IF Gambar 2.1.4

RL2

Rct2 CT2

V

Ekivalensi CT jenuh Relai diferensial jenis high impedance


21


Stabilitas untuk gangguan eksternal


ditentukan oleh besarnya nilai

stabilising resistor yang dihitung berdasarkan drop tegangan pada salah satu rangkaian CT (V) pada arus hubung singkat eksternal maksimum (If) dengan salah satu CT jenuh. Besarnya tegangan pada terminal stabilising resistor dan relai (VR) harus diset lebih besar dari drop tegangan tersebut, sehingga pada kondisi terburuk ini relai masih stabil. Setelan tegangan harus lebih besar dari tegangan pada terminal stabilising resistor. Vset > k x V Vset > k x If (RL2 + Rct2 )

Dimana V = tegangan jatuh pada terminal stabilising resistor k = Faktor keamanan (antara 1.5 – 2.0 ) Karena relai diset pada arus hubung singkat tertentu, jika suatu saat arus hubung singkat tersebut bertambah besar dan salah satu relai jenuh maka relai tersebut menjadi tidak stabil untuk gangguan eksternal, tetapi akan tetap stabil jika tidak ada CT yang jenuh. Dari uraian di atas dapat dikatakan relai differential high impedance memiliki stabilitas yang lebih baik untuk gangguan eksternal khususnya jika terjadi kejenuhan dari salah satu CT. Tidak seperti relai differensial low impedance yang memiliki bias/restraint yang dapat menetralisir akibat perbedaan rasio (delta rasio kecil) pada gangguan eksternal, relai high impedance tidak memiliki kemampuan ini sehingga disyaratkan CT yang digunakan memiliki rasio yang sama. Secara keseluruhan kebutuhan yang harus dipenuhi untuk relai diferensial high impedance ini adalah (pertimbangan dalam menentukan setelan): - rasio CT sama - resistansi CT rendah - knee voltage CT tinggi - burden wiring CT rendah - CT jenis low reactance


22



Dari uraian di atas jika CT terpasang tidak sama dan rasio disamakan dengan penambahan ACT maka harus dipenuhi persyaratan di atas, tetapi sulit dipenuhi ACT dengan kebutuhan di atas, sehingga pemakaian ACT tidak direkomendasikan untuk relai diffrensial jenis high impedance. 1.2.2 Relai Arus Sirkulasi (Circulating Current Protection / 87) Pada gardu induk dengan konfigurasi diameter, filosofi zone proteksi harus tercover oleh relai proteksi utama, seperti yang ditunjukan gambar 2.2.0, dimana konfigurasi diameter A yang digunakan saluran penghantar dan rangkaian diameter-B digunakan bay trafo interbus. Masing-masing busbar diproteksi oleh proteksi busbar (BBPa dan BBPb), zona proteksi penghantar diproteksi oleh Distance relai (LP), dan zona proteksi Trafo interbus diproteksi oleh Differential Trafo Interbus (87T). Untuk mengcover zona proteksi antara proteksi Penghantar dengan Trafo Interbus harus diproteksi dengan proteksi arus sirkulasi (circulating current protection/CCP) yang saling berpotongan (overlap) dengan proteksi CT (LP = proteksi penghantar, 87T = proteksi diferensial trafo) pada masing-masing rangkaian.

CCPa

BBP

CCPb LP

87T

Gbr 2.2.0 : Skema proteksi CCP

1.2.3 Proteksi Kegagalan PMT (Breaker Fail - CBF) Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

23



Sistem proteksi kegagalan pemutus (CBF) bekerja pada saat relai lokal memberikan perintah pemutusan (trip), tetapi pemutus (PMT) gagal membuka untuk memutuskan arus gangguan. Pola proteksi kegagalan pemutus (CBF) dirancang sederhana terdiri dari detektor gangguan, indikasi status pemutus, dan relai waktu yang akan bekerja ketika relai proteksi saluran memberikan perintah pemutusan. Setelah waktu tunda tertentu (umumnya 10 s.d. 20 siklus), proteksi CBF akan memberikan perintah trip kepada semua pemutus terkait . Jika sistem CBF ini sering bekerja, detektor gangguan lebih baik disetel diatas arus pembebanan maksimum dan dibawah arus gangguan minimum di saluran transmisi tersebut. Jika detektor gangguan diaktifkan hanya pada saat skema kegagalan pemutus aktif, setelan nilai kerja bisa disetel dibawah arus pembebanan maksimum.

Gbr-2.3 : Diagram logic CBF

Prinsip kerja berdasarkan diagram logic diatas sbb : Proteksi kegagalan pemutus (CBF) mulai bekerja apabila ada signal trip internal proteksi ”TRIP” (buspro) atau dari signal trip ekternal ”BF-EXT” (proteksi penghantar) melalui switch ’ON” dan dikontrol oleh elemen arus lebih (OCBF).


24



Jika elemen arus lebih bekerja terus menerus sampai batas setting waktu TBF-2, maka keluaran trip dari relai akan memerintah PMT-PMT pengapitnya (BF-TRIP). Juga elemen arus yang terus menerus dapat mengerjakan TBF1 dan mengirim signal RE-TRIP ke PMT yang bersangkutan. Pengiriman signal RE-TRIP ada 2 jalur melalui kontrol waktu. kerja OCR ”TOC” atau melalui switch ”T”, kedua-duanya dapat dipilih melalui switch ”BF1”. Jika pembukaan PMT yang bersangkutan normal, maka elemen arus akan menganulir perintah CBF, sehingga CBF akan segera reset. Dan apabila signal Re-trip

dari TBF1 berhasil mentrip PMT yang

bersangkutan, maka elemen arus OCBF akan segera reset, dan CBF akan reset sehingga perintah trip ke PMT-PMT pengapit juga akan dianulir. Untuk memdapatkan urutan kerja yang sesuai,

perlu

diperhatikan penyetelan TBF1 dan TBF2. Proteksi kegagalan pemutus (CBF) harus diterapkan pada semua pemutus 500 kV, 275 kV dan 150 kV. Penggunaan skema proteksi arus dengan pemilihan waktu pada masing-masing pemutus lebih disarankan dari pada skema yang terintegrasi secara terpusat. Gangguan pada salah satu elemen pada skema ini tidak akan terlalu banyak mempengaruhi elemen yang lain. Sinyal trip (tripping signal) dapat diulang (routed) pada proteksi busbar sehingga mengurangi biaya tambahan pada rangkaian logika pemutusan. Sama

halnya

seperti

proteksi

busbar,

apabila

sistem

proteksi

menggunakan jenis numerik, skema yang digunakan biasanya juga termasuk fasilitas untuk proteksi kegagalan pemutus (CBF).

1.2.4 Proteksi Zone Pendek ( Short Zone Protection – SZP ) Untuk peralatan membuka terminal, CT akan diletakkan pada salah satu sisi pemutus. Dalam hal ini, skema CBF harus memasukkan proteksi zona pendek (short-zone protection). Penggunaan skema ini mirip dengan proteksi kegagalan pemutus konvensional namun sinyal inisiasi Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

25



(initiating signal) berasal dari pembukaan pemutus yang terkait dan kelanjutan aliran arus gangguan (continuation of fault current flow). Jika arus gangguan mengalir terus-menerus setelah output perintah trip dari relai, maka kondisi ini dianggap juga sebagai kegagalan PMT (breaker failure), oleh karena itu elemen arus lebih perlu dilengkapi untuk masing-masing fasa. Untuk kebutuhan kecepatan tinggi, maka dibutuhkan spesifikasi relai arus lebih jenis high speed overcurrent yang mempunyai kemampuan reset sangat cepat CCPa

SZP

BBP

CCPb LP

Gbr 2.4.0 : zona proteksi SZP 87T

Gbr 2.4.1 : Diagram urutan kerja CBF


26



1.2.5 Relai Proteksi Kopel Pada instalasi gardu induk yang mempunyai dua busbar biasanya dilengkapi fasilitas bay kopel (bus coupler) untuk kemudahan atau fleksibilitas operasi saat pengaturan beban. Sistem proteksi kopel umumnya dipasang relai differensial busbar sebagai pengaman utama dan OCR/GF untuk pengaman cadangan. Prinsip kerja dan zona pengaman differential busbar dan OCR/GF telah dijelaskan di atas, sedangkan OCR 1.2.6 Peralatan Bantu Proteksi 1.2.6.1 Synchro check Relai Synchrocheck adalah suata peralatan kontrol yang berfungsi untuk mengetahui kondisi sinkron antara dua sisi atau subsistem yang diukur. Besaran yang diukur oleh alat ini adalah perbedaan sudut fasa, tegangan dan frekuensi. • Beda sudut fasa (Δf) Sudut fasa untuk mengetahui perbedaan sudut fasa urutan tegangan antara kedua sisi yang diukur, biasanya besarnya setting sudut fasa tergantung kekuatan sistem saat itu. Untuk sekuriti sistem setting sudut fasa dipilih disesuaikan dengan kekuatan sistem dengan batas maksimum adalah sekitar 20°. • Beda tegangan (ΔV) Adalah beda tegangan antara diantara kedua subsistem misalkan antara tegangan bus/common (U1) dengan running /incoming (U2). Untuk mencegah terjadinya asinkron saat penutupan PMT perlu diperhatikan perbedaan kedua sisi tegangan tidak boleh lebih besar dari setting beda tegangan. Setting perbedaan tegangan maksimal 10%Vn. • Beda frekuensi (ΔF) Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara kedua

subsistem

yang

akan

dihubungkan

fungsinya

untuk

mencegah penutupan


27



PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi lebih besar dari setting. Perbedaan frekuensi maksimal disetting 0.11 Hz. Faktor utama yang menjadi pertimbangan dalam setelan synchro check adalah perbedaan frekuensi (slip), sehingga perlu dihitung secara akurat. Perbedaan frekuensi ditentukan melalui persamaan df = Ø /(t x180°), dimana Ø dalam derajat dan t dalam detik. • Waktu tunda Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara kedua

subsistem

yang

akan

dihubungkan

fungsinya

untuk

mencegah penutupan PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi

1.2.6.2. AVR Trafo tenaga a. Kualitas Pelayanan Dan Mutu Tegangan Penampilan dari system distribusi tenaga listrik dan kualitas dari pada pelayanan diantaranya terukur dari level tegangan yang dapat memuaskan pelangganan, dalam kaitan pertimbangan ekonomi Perusahaan Listrik tidak dapat memenuhi masing-masing pelanggan dengan suatu tegangan yang konstant sesuai name plate tegangan pada peralatan yang dipunyai pelanggan. Terlihat pada Gambar 2.6.1,

Nilai tegangan yang diterima oleh

pelanggan pada sirkuit distribusi akan bervariasi, pelanggan yang dekat dengan sumber (First customers) akan merasakan tegangan dengan nilai maksimum, sedangkan nilai tegangan minimum akan dirasakan oleh pelanggan yang berada pada ujung sirkuit (Last rural customers)


28



Primary feeder

First customers

Rural Primary

Last customers

Last rural customers

Gambar 2.61. Ilustrasi Penyebaran Tegangan pada Primary Feeder System Radial

Standar kualitas tegangan yang ditentukan oleh pelanggan PT PLN (Persero) adalah +5 % dan -10 % dari tegangan nominal. Untuk mendapatkan tegangan sirkit distribusi dengan batasan yang diijinkan, diperlukan suatu pengontrol tegangan, menaikan tegangan sirkuit bila tegangan terlalu rendah dan menurunkannya bila tegangan terlalu tinggi. Terdapat beberapa cara untuk meningkatkan atau pengaturan tegangan system distribusi. Beberapa cara tersebut antara lain : -

Menggunakan pengaturan tegangan Generator

-

Aplikasi peralatan pengatur tegangan pada Gardu Distribusi

-

Aplikasi Kapasitor pada Gardu Distribusi

-

Balansing beban-beban pada feeder distribusi

-

Menaikan ukuran penampang konduktor feeder distribusi

-

Merubah feeder section dari single-phase ke multiphase

-

Pemindahan beban pada feeder baru

-

Install Gardu Induk dan Feeder baru

-

Menaikan level tegangan primer

-

Aplikasi pengatur tegangan di Gardu Hubung

-

Aplikasi Kapasitor shunt atau seri pada primary feeder

b. Pengatur Tegangan Pada Gardu Distribusi Pengatur Tegangan (Voltage Regulators) digunakan untuk mengatur tegangan output dari Transformator untuk menjaga tegangan output tetap konstan,


29



Terdapat dua tipe Voltage Regulator yaitu tipe induksi dan tipe step regulators.

Pada

era

sekarang

ini

tipe

step

regulator

telah

adalah

suatu

menggantikan tipe induksi. Tipe

step

voltage

regulator

pada

dasarnya

autotransformer dengan beberapa tap atau step dalam belitan seri. Pada Transformator tegangan tinggi Voltage Regulator tipe step pada umumnya dapat dioperasikan dalam kondisi berbeban dan dikenal dengan sebutan On Load Tap Changer (OLTC). Hal yang sangat penting regulator dirancang untuk mengoreksi tegangan fasa dari 10 percent menaikan (boost) ke 10 percent menurunkan/melawan (buck) (+10 percent) dalam 32 step, dengan 5/8 percent perubahan tegangan per step. Catatan bahwa tegangan regulasi secara penuh dengan range 20 percent, dengan perkataan lain jika 20 percent regulasi range dipenuhi oleh 32 step, maka ditemukan 5/8 percent regulasi per step. c. Kompensasi Line-Drop (Line-Drop Compensation) Voltage Regulator di Gardu Distribusi digunakan untuk mendapatkan tegangan sekunder Transformator tetap konstan walaupun tegangan sisi primer berfluktuasi pada suatu pengaturan nilai khayal atau titik pengaturan tanpa memperhatikan besarnya (magnitude) atau faktor kerja (power factor) dari beban. Titik regulasi (regulation point) biasanya dipilih di suatu lokasi diantara regulator dan di akhir feeder (the end of the feeder). Hal ini akan dipelihara secara otomatis melalui dial setting dengan mengatur setting elemen resistance dan reactance dari unit yang disebut line-drop compensator. Pada kondisi beban nol penetapan nilai resistance diantara Regulator dan regulation point. R dial setting pada line drop compensator dapat ditetapkan dari:


30


\ Rset =


CTP xReff PTs

V

Keterangan : CTp = rating dari besaran primer CT PTs = Potential transformer’s turns ratio : Vpri/Vsec

Primary lateral Feeder point

Gardu Induk Transformator IL

OLTC

RL

CT

PT

RL Vreg

XL

Feeder Voltage Regulator Relay

XL VVRR

To first customer

VRR

Vreg ILXL VVRR θ ILRL

IL

Gambar 2.6 2 : Schematic Diagram Sederhana dan Phasor Diagram dari Rangkaian Kontrol dan Rangkaian Line-Drop Compensator dari Suatu Step atau Induksi Voltage Regulator

Reff = nilai tahanan (resistance) efektif konduktor feeder dari Gardu Induk sampai dengan titik pengaturan (regulation point) Reff = re x

I − Sl Ω 2


31



dimana : re = resistance konduktor feeder dari regulation station sampai dengan regulation point, Ώ/mi per conductor Sl =

panjang

konduktor tiga

fasa

dari

feeder diantara

regulation station sampai ke Gardu Induk l = panjang feeder,mi Juga, nilai X dial setting dari line-drop compensator dapat ditetapkan dari :

X set =

CT p PTs

xX eff

V

dimana: Xeff = nilai reaktance efektif konduktor feeder dari GI sampai dengan titik pengaturan (regulation point),Ώ I − Sl Ω 2

X eff = X l x dimana :

XL = reaktansi induktif dari konduktor feeder, Ώ/mi Bila nilai R dan X ditetapkan untuk total beban yang tersambung, lebih dari sekedar untuk suatu grup pelanggan, nilai resistansi dan reaktansi ditetapkan dari : n

Reff =

∑V I =1

DR I

IL

Ω

dan :


32

PT PLN (Persero) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN n

∑V I =1


= I L.1 .ra .1 xl1 + I L.2 ra .2 xl2 + ............... + I L.n ra .n xln

DR I

dimana : VDR

I

= drop tegangan dari line resistance satu feeder diantara regulator station dengan regulation point, V/section

n

∑V I =1

= Total drop tegangan dari Line Resistance dari Feeder

DR I

diantara regulator station dengan regulation point,V

I L .1 =Besarnya arus beban pada feeder section satu,A

ra1

= resistance dari konduktor feeder section satu,Ώ/mi

l1

= panjang konduktor feeder section satu,mi

Juga untuk nilai X dial setting dari the line-drop compensator ditetapkan dari : n

X eff =

∑V I =1

DX I

IL

Ω

n

dan :

∑V I =1

= I L.1 .xa.1 xl1 + I L.2 xa.2 xl2 + ............... + I L .n xa.n xln

DR I

dimana : VDR

= drop tegangan dari line reactance satu feeder diantara

I

regulator station dengan regulation point, V/section n

∑V I =1

= Total drop tegangan dari Line Reactance dari Feeder diantara

DR I

regulator station dengan regulation point,V I L .1 = Besarnya arus beban pada feeder section satu,A

xa1

= reactance dari konduktor feeder section satu,Ώ/mi


33


l1


= panjang konduktor feeder section satu,mi

Karena metoda diatas hanya menggambarkan untuk menentukan nilai efektif R dan X adalah cukup merepotkan. Disarankan suatu alternatif dan metoda praktis untuk mengukur arus (IL) dan tegangan di lokasi regulator dan titik pengaturan (regulating point). Perbedaan diantara nilai dua tegangan adalah total drop tegangan diantara regulator dan titik pengaturan, yang mana dapat juga didefinisikan sebagai : VD = I L .Reff .Cosθ +I L . X eff .Sinθ....V

Dari besarnya nilai Reff dan Xeff dapat dengan mudah ditentukan bila faktor kerja dari beban feeder dan perbandingan rata-rata r/x ratio dari konduktor feeder diantara regulator dan regulating point diketahui Gambar 2.6.3 di bawah ini memberikan suatu contoh untuk menentukan profil tegangan untuk beban puncak dan beban normal. nilai dasar tegangan primer dari feeder adalah 120-V base. Voltage Regulator

Primary Feeder

First distributor transformer

13 0 12 8 12 6 12 4 12 2 12 0 11 8 11 6

Peak load profile

Regulation point

Pri ma ry Vo lta ge (1 20 vol t ba se)

0

1

2

(a )

3 4 Feeder length beyond regulator,mi (b )

Light load profile 5

6

7

8

Gambar 2.6.3 Contoh One-line Diagram Profil Tegangan pada Primary Feeder


34



Gambar 2.6.3 : One-line diagram dan voltage profile dari suatu feeder dengan beban distribusi dibawah control suatu regulator tegangan, lokasi: (a) one line-diagram, dan (b) peak and light load profile terlihat bayangan regulating point untuk line drop compensator settings.


35

1. Pola Proteksi Gardu Induk

Recommend Documents