5. Perhitungan Setting Relai Proteksi Trafo Tenaga

PT PLN (Persero) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN

Perhitungan Setting Relai Proteksi Trafo Tenaga

5. PERHITUNGAN SETTING RELAI PROTEKSI TRAFO TENAGA 5.1. Setting Relai Differensial Dan REF 5.1.1. Perhitungan Setting Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kV GI Data Parameter yang diperlukan a) Trafo Tenaga Merupakan data spesifikasi teknis trafo tenaga yang akan diproteksi. Sebagai contoh ; Lokasi GI. DIKPRO Merek trafo /type

: Unindo / TTHRV

Kapasitas trafo tenaga

: S = 60 MVA

Rasio tegangan

: 150/20 kV

Impedansi hubung singkat

:

Z% = 12.5 % pada tap 9 (tengah)

Vektor group

:

YnYo (d)

Hubungan belitan Trafo

: Shell type atau Core type

Impedansi Trafo dan imp urutan (komponen simetris)

Impedansi trafo

Imp Urutan positif

Imp Urutan negatif Imp Urutan nol

Arus nominal Trafo sisi primer 150 kV adalah ; S (MVA) In 150 =

1000 A 150 3 .kV

60 In 150 =

1000

=

240 A

150 3 .kV

Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

75



Arus nominal Trafo sisi sekunder 20 kV adalah ; S (MVA) In 20 =

1000 A 20 3 .kV

60 In 20 =

1000

=

1786 A

20 3 .

b) Trafo Arus (CT) Sisi primer (150 kV)

: CT150

= 150-300 / 5 A

Sisi netral 150 kV

: CTN150 = 150-300 / 5 A

Sisi sekunder 20 kV)

: CT20

Sisi netral 20 kV

: CTN20 = 1000-2000 / 5 A

Sisi NGR

: CTNGR = 150-300 / 5 A

= 1000-2000 / 5 A

c) Sistem Pentanahan Sisi 150 kV (solidy grounded)

: RNGRP = 0 Ω

Sisi 20 kV dengan NGR

: RNGR = 40 Ω

Arus maksimum NGR

: I maks NGR = 300 A

Arsu kontinuNGR

: INGR = 30 A

Batas waktu (ketahanan) NGR

: t NGR = 10 detik, pada I

maks Arus nominal NGR pada sistem 20 kV : In NGR =

20 kV 3 . RNGR

In NGR = 288.675 A

d) Impedansi sumber pada busbar di lokasi/GI yang dipasang trafo Data ini didapatkan hasil perhitungan dari bidang operasi sistem atau hasil perhitungan

berdasarkan konfigurasi dan komposisi unit

pembangkitan saat itu. Impedansi urutan positif (pu ) : Zs1 = Rs1 + j Xs1 = 0.0194+j 0.0976 Impedansi urutan negatif (pu) : Zs2 = Rs2 + j Xs2 = 0.0194+j 0.0976 Impedansi urutan nol (pu)

: Zso = Rso + j Xso = 0.1887+j 0.3346


76



e) Data penyulang 20 kV - SUTM Jenis dan kapasitas konduktor (ccc) Panjang (km) Impedansi saluran (Ω / km ) Arus beban maksimum (A ) Arus kapasitif ( Ic ) dalam A/km Impedansi urutan Positif ZL1 = RL1 + j XL1 Impedansi urutan Negatif ZL2 = RL2 + j XL2 Impedansi urutan Nol ZLo = RLo + j XLo Asumsi konduktor AAAC 90mm² ZL1 = RL1 + j XL1 ZL2 = RL2 + j XL2 ZLo = RLo + j XLo

- Saluran Kabel Tegangan Menengah SKTM Jenis dan kapasitas konduktor (ccc)

 XLPE

Panjang (km) Impedansi saluran (Ω / km ) Arus beban maksimum (A ) Arus kapasitif ( Ic ) dalam A/km Impedansi urutan Positif Zk1 = Rk1 + j Xk1 Impedansi urutan Negatif Zk2 = Rk2 + j Xk2 Impedansi urutan Nol Zko = Rko + j Xko

Asumsi konduktor kabel XLPE 150mm² Zk1 = Rk1 + j Xk1 Zk2 = Rk2 + j Xk2 Zko = Rko + j Xko


77



Perhitungan Arus hubung singkat a. Hubung singkat 3-fasa dan 2-fasa E IF3f 20 =

sisi 20 kV

Ibase20

A

Ibase150

A

Zs1+ jXtp1 + jXts1+ ZL1

E IF3f 150 =

sisi 150 kV

Zs1+ jXt1 + ZL1

b. Untuk menghitung arus gangguan 2-fasa : IF2f150 = 0.86 x IF3f150

-

Zs Zs1

TD=1 150/20 KV 60 MVA Z% = 12.5 %

E I hs 3Ф

+

jXtp1+ jXts1

ZL1

SUTM

Gbr 5.1.1a : Rangkaian ekivalen dalam perht I hs 3-fasa


78



c. Hubung singkat 1-fasa

Imp Urut Pos

Neg

Nol +

E

Zso Zs1

Zs2

jXtpo

jXt1

jXt2

ZL1

ZL2

jXtto jXtso

ZLo

Gbr 5.1.1b: Rangkaian ekivalen dalam perht I hs 1-fasa

Z1 = Zs1+ jXt1 + ZL1

Z2 = Zs2+ jXt2 + ZL2

(Zso+ RNGR + j.Xtpo). j.Xtto Zo =

+ j.Xtso+ RNGR + ZLo (Zso+ RNGR + j.Xtpo) + j.Xtto

E

sisi 20 kV

IF1f 20 =

x Ibase20

A

Z1+ Z2 + Zo+ 3.Rf

E

sisi 150 kV

IF1f 150 = Z1+ Z2 + Zo+ 3.Rf

x Ibase150

A

5.2. Setting Relai Differensial a) Data relai - Merek/type, karakteristik kerja, arus nominal

b) Setelan arus kerja minimum Relai differential sebagai pengaman utama trafo tenaga harus sensitif terhadap gangguan internal sekecil mungkin, tetapi harus lebih besar Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

79



dari arus magnetisasi serta pertimbangan adanya missmath akibat kesalahan ratio CT-CT utama baik disisi primer maupun sisi sekunder serta auxirary CT yang terpasang. Beberapa vendor merekomendasikan Id > 4*Imag, dimana Imag adalah arus magnetisasi pada transformer yang mengalir tanpa beban (5 %) Maka arus kerja minimum ditentukan : Id = (0.2 – 0.3) x In c) Setting Slope Relai Differensial harus memastikan bahwa tidak boleh bekerja pada beban maksimum atau adanya kontribusi arus yang besar akibat gangguan eksternal. Oleh karena itu perlu diperhatikan hal-hal sbb : 1 . Selektifitas relai terhadap gangguan eksternal.  Kedua sisi trafo arus yang digunakan harus mempunyai rasio dan karakteristik yang tipikal.  Polaritas trafo arus harus betul. 2. Pengaruh kejenuhan CT utama dan ACT akan mengakibatkan arus sekunder yang melalui relai tidak sama. 3. Pengaruh tap ACT dapat mengakibatkan selisih arus antara primer dan sekunder trafo. 4. Pengaruh adanya OLTC ( On Load Tap Changer ) pada trafo daya dimana

pada

waktu

operasi

perbandingan

transformasinya

berubah–ubah mengikuti tegangan yang masuk sementara tap CT / ACT tidak mengalami perubahan. 5. Pengaruh kesalahan (error) yang harus dikompensasi dalam menentukan setelan kecuraman (slope) yaitu :  Kesalahan sadapan

: 10 %

 Kesalahan trafo arus CT

: 10 %

 Mismatch

: 4 %

 Arus eksitasi

: 1 %

 Faktor keamanan

: 5 %


80



Maka penyetelan slope adalah sebagai berikut : Untuk Trafo tenaga

 Slope-1 = (25 – 35) %  Slope-2 = (50 – 80) %

Untuk Trafo Pembangkit yang menggunakan off load tap changer  Slope-1 = (15 - 20) %  Slope-2 = (50 – 80) %

Id Slope 2

Operate area Slope =

Slope 1

block area

Id

100 %

Ih

Idm Ih

(I1+I2)/2

Gbr 5.1.3 : Karakteristik kerja relai differensial

d) Arus momen Setting arus momen / instanteneouse trip untuk mengamankan trafo terhadap gangguan besar yang sangat memungkinkan trafo rusak. Imomen = 4 x Inom trf Atau : Im batas = 0.8 x [ 0.5 x In trafo x ( 1 / Xt ) ]

Nilai 0.8 adalah pertimbangan untuk faktor kesalahan relay, CT dan wiring sebesar 20%. Sedangkan nilai 0.5 adalah nilai arus gangguan tertinggi yang dapat terjadi, yang dipakai sebagai batas atas dalam menentukan setelan arus untuk relay moment


81



Pada relay-relay differential jenis numerik setelan arus momen pada dinotasikan sebagai high set Id>> atau Id>>>. High set-1 Id>>, daerah kerjanya dalam internal differential (internal fault), sedangkan highset-2 Id>>>, daerah kerjanya internal dan ekternal differential (external faut) dan kerjanya tidak mem-blokir jika terjadi inrush current yang besar atau harmonic ke-5. (over fluksi). Oleh karena itu nilai settingnya harus dibedakan sesuai dengan kebutuhan. Karena relai differential bekerja tanpa waktu tunda, maka setting high set biasanya tidak diaktifkan (block)

e) Harmonic Pada relai-relai jenis digital biasanya dilengkapi fasilitas setting harmonic ke-2 dan ke-5. Harmonic tersebut muncul disebabkan adanya gangguan sistem, switching dan kenaikan arus pada saat energize trafo (inrush current). Oleh karena itu dalam perhitungan setting harmonic harus dapat membedakan antara gangguan internal atau gangguan eksternal (gangguan sistem). Pertimbangan dalam setting harmonic : o Fasilitas setting relai adalah harmonic ke-2

blocking

(harmonic restrain) o Relai harus trip bila terjadi gangguan internal dan relai harus blok (tidak kerja) bila terjadi gangguan ekternal o Berdasarkan pengalaman, besaran harmonic ke-2 sekitar 9 % – 13 %, pada saat terjadi gangguan Trafo

maka setting harmonic ke-2 :

I harmonic ke-2 = 0.15 (15 %)


82



CONTOH -1 : Perhitungan Differential Trafo 150/20 kV Trafo 60 MVA

Data Relai - Merek / type

: GEC-Alsthom/ MBCH-12

- Arus nominal

: In = 1 A

- Jenis Karakteristik

: bias

- Burden relai

: VA = 1.2

Data CT - Rasio CT 150 kV

: 300 / 5 A

- Ratio CT20 kV

: 2000/5 A

- Aux. CT

: 5/1A

- Data ratio auxirally CT :

Tap kumparan primer

Jumlah Kumparan (primer) Ratio 1/1 A

Ratio 5/1 A

Ratio 5/5 A

1–2

5

1

1

2–3

5

1

1

3–4

5

1

1

4–5

5

1

1

5–6

125

25

25

X–7

25

5

5

7– 8

25

5

5

8–9

25

5

5

S1 – S2

125

125

125

S3 – S4

90

90

90

- Arus nominal Sisi 150 kV

: In150 = 230 A

Sisi 20 kV

: In20 = 1732 A

- Data arus hubungsingkat 1-fasa Sisi 150 kV

: Ihs = 1730 A


83



a) Setting Tap aux CT Sisi primer 150 kV, Interposing CT menggunakan CT star-delta dengan connection 215 kumparan ( S1-S2 dan S3-S4) Tap1 

1

 215 CT150

3 In150

Tap1 = 32, posisi tap terdekat adalah 3-P1, 6-X1, 7 – P2

Sisi sekunderr 20 kV

Tap2 

1

 215 CT20

3 In20

Tap2 = 29, posisi tap terdekat adalah P1-1, P2 - 6

b) Setting arus kerja minimum (Id)

Id = (0.3) x In

=

0.3 x 5 = 1.5 A (nilai sekunder)

c) Slope Trafo daya

 Slope-1 = 30 %  Slope-2 = 80 %

5.3. Setting Ref Sisi Primer Dan Sekunder

a) Data relai - Merek / type , Inominal - Jenis Karakteristik - Data CT Tahanan dalam CT sisi Netral (Rct N ), CT (Rct  ) dan tahanan dalam aux CT (Ract ) - Tahanan kabel kontrol antara CT fasa dengan relai (RL1) dan CT netral sampai dengan relai (RL2) Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

84



b) Tegangan kerja REF sisi primer (87NP) : CT150

RL1 Vr

CTN150

RL2

R Gbr 5.1.4a : Rangkaian REF sisi primer

Tegangan jepit pada relai dari sisi CT Netral adalah VrN = ( RCTN + 2.RL2 ) x Ihs/CTN volt

Tegangan jepit pada relai dari sisi CT fasa adalah Vr = ( RCT150 + 2.RL1 ) x Ihs/CT150 volt Untuk menentukan Vr yang dipakai dalam perhitungan setting pilih nilai tegangan yang paling besar

Seting tegangan harus lebih besar dari Vr Vset = k. Vr dimana, k adalah faktor keamanan

REF sisi sekunder (87NS)

k = 1.5 - 3

:


85



CT20

RL1

NGR

CTN20

RL2

Vr

R

Gbr 5.1.4b : Rangkaian relai sisi sekunder

Tegangan jepit pada relai dari sisi CT Netral adalah VrN = ( RCTN + 2.RL2 ) x Ihs/CTN volt

Tegangan jepit pada relai dari sisi CT fasa adalah Vr = ( RCT20 + 2.RL1 ) x Ihs/CT20 volt

Untuk menentukan Vr yang dipakai dalam perhitungan setting pilih nilai tegangan yang paling besar

Seting tegangan harus lebih besar dari Vr Vset = k. Vr dimana, k adalah faktor keamanan

k = 1.5 - 3

c) Arus kerja Setting arus harus sensitif untuk gangguan dipilih Dimana, In adalah arus nominal relai.

Iset = (0.1 – 0.3) . In

Arus kerja minimum relai juga dipengaruhi oleh jumlah core CT (n) dan arus magnetisasi CT (imag) itu sendiri, sehingga arus operasi minimum menjadi Iop = ( Iset + n. Imag ) Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

86


dimana,


n adalah jumlah core CT dan Imag adalah arus

magnetisasi CT pada tegangan Vr

Dengan demikian, maka sensitifitas pengamanan (s) menjadi s = ( Iop / In ) x 100 % d) Stabilitas Resistor (Rs)

Setting resistor ( tahanan muka ) 1 Rs =

VA Vs -

Iset

Ω

Iset

CONTOH -2 : Perhitungan REF sisi 150 kV Trafo 60 MVA Data Relai - Merek / type

: GEC-Alsthom

- Arus nominal

: In = 5 A

- Jenis Karakteristik

: high impedance

- Burden relai

: VA = 1

Data CT - Klass CT

: Class X

- Jumlah core CT

: n=4

- arus magnetisasi

: imag = 0.030 A

- Tahanan dalam CT sisi Netral

: Rct N =

0.3

Ω

sisi fasa

: Rct  =

0.4

Ω

aux CT

: Ract

1

Ω

=

- Tahanan kabel kontrol antara : RL1 =

0.32 Ω

CT netral dgn relai : RL2 =

0.32 Ω

CT fasa dgn relai


87



Data arus hubungsingkat 1-fasa Sisi 150 kV

: Ihs = 1730 A

a) Setting Tegangan kerja Tegangan jepit pada relai dari sisi CT Netral adalah VrN = ( 0.3 + 2 x 0.31 ) x 1730/CTN =

27.15 volt

Tegangan jepit pada relai dari sisi CT fasa adalah Vr = ( 0.4 + 2x 0.31 ) x 1730 /CT150 =

58.9 volt

Untuk menentukan Vr yang dipakai dalam perhitungan setting pilih nilai tegangan yang paling besar

Vr = 60 volt

Seting tegangan harus lebih besar dari Vr dimana, k adalah faktor keamanan Vset = 1.5 x Vr

Vset = k. Vr

k = 1.5 - 3, maka

= 90 volt

b) Arus kerja Setting arus harus sensitif untuk gangguan dipilih Dimana, In adalah arus nominal relai. Iset = (0.1 ) . In = 0.1 x 5 =

0.5 A

Arus kerja minimum relai juga dipengaruhi oleh jumlah core CT (n) dan arus magnetisasi CT (imag) itu sendiri, sehingga arus operasi minimum menjadi Iop = ( Iset + n. Imag ) =

0.5 + 4 x 0.030 = 0.62 A

c) sensitifitas pengamanan (s) menjadi s = ( Iop / In ) x 100 % = 0.62 / 5 x 100 = 12.4 %

d). Stabilitas Resistor (Rs) Setting resistor ( tahanan muka ) 1 Rs =

0.5

1 90 0.5


= 176

Ω

88



5.4. Koordinasi Setting (OCR,GFR& SBEF) Trafo Dan Penyulang 5.4.1. Setting OCR sisi sekunder trafo (Incoming – 50/51) a) Arus kerja minimum Fungsi OCR incoming adalah sebagai pengaman cadangan Trafo tenaga terhadap gangguan hubung singkat fasa-fasa ekternal yaitu gangguan pada jaringan TM, namum demikian untuk gangguan-gangguan yang besar (gangguan di Busbar sisi TM) atau dekat sekali dengan trafo tenaga harus secepat mungkin dieliminir sehingga tidak berdampak yang lebih serius pada trafo tenaga.

CT1 300/5

OCR/GFR 50/51P/51NP

150/20 KV 60 MVA 12.5 %

CTNP 300/5 SBEF 51NS

CTNS 300/5 CT2 2000/5

OCR/GFR 50/51S/51NS

REL 20 OCR/GFR 50/51/51N

CTP 300/5

Gbr 5.1.5 : Daerah kerja proteksi OCR incoming

Setting arus kerja berdasarkan kemampuan trafo : Is1 = 1.2 x Inom trf

Setting arus kerja berdasarkan kemampuan peralatan terkecil (CT, Kabel, PMT) Is2 = 1.2 x In peralatan terkecil


89



Dipilih nilai terkecil

Is = { Is1 .( Is1< Is2) + Is2. (Is2 < Is1) } (A

primer)

Dalam besaran sekunder In Iset =

Is x

A (sekunder)

CT

Iset

Tap value setting sesuai range yang ada pada relai tap =

In

b) Waktu dan Karakteristik kerja Setting waktu kerja harus memperhatikan ketahanan trafo terhadap besaran arus gangguan yang akan terjadi. untuk menjamin trafo tahan terhadap gangguan maksimum, maka waktu kerja dipilih antara 0.7 – 1 detik untuk gangguan maksimum. Gangguan maksimum dipilih untuk gangguan fasa-fasa

yang terjadi pada

busbar TM. Untuk

fleksibilitas

dalam

mengkoordinasikan

dengan

relai

penyulang di GI dan GH, maka dipilih karakteristik waktu kerja jenis Normal/Standar inverse, maka setting time dial dapat dipilih sesuai kurva yang dipilih : Ihs

Untuk kurva standar inverse (SI) ;

0.02

Is Td =

- 1

t 0.14

Dimana,

Ihs adalah hubung singkat maksimum 2-fasa di busbar

TM Is adalah setting arus kerja dalam A primer t

adalah waktu kerja yang diinginkan untuk gangguan maks yaitu antara 0.7 – 1 detik.


90



c) Arus momen (high set) Setting arus moment pada hakekatnya untuk mengantisipasi bila terjadi gangguan yang sangat besar pada busbar TM dan dikhawatirkan trafo tenaga tidak tahan terlalu lama sesuai setting kurva waktunya, maka pada kondisi seperti itu gangguan harus segera dieliminir seketika atau lebih cepat yaitu dengan high set . Setelan arus high set di incoming dapat diaktifkan bila setelan waktunya dapat diatur, tetapi bila setelan waktu high set tersebut tidak dapat diatur maka tidak diaktifkan Arus kerja moment maksimum Imomen = 0.8 x 0.5 x (In trafo x (1/Zt(pu))

Setting waktu kerja

Tmom

= 0.3 - 0.5 detik (definite)

5.4.2. Setting GFR sisi sekunder ( Incoming TM ) a) Arus kerja minimum gangguan tanah Fungsi GFR incoming adalah sebagai pengaman cadangan Trafo tenaga terhadap gangguan hubung singkat 1-fasa ketanah ekternal yaitu gangguan pada jaringan TM

Setting arus kerja berdasarkan kemampuan trafo : Isg1 = (0.2 – 0.3) x Inom trf MV

Setting arus kerja berdasarkan kemampuan peralatan terkecil (CT, PMT, NGR dan kabel), adalah ; Isg2 = (0.2 – 0.3) x In Peralatan terkecil


Igs = { Isg1 .( Isg1< Isg2) + Isg2. (Isg2 < Isg1) }

Dalam besaran sekunder


In Iset g =

Isg x CT20

91



Tap value setting sesuai range yang ada pada relai Isetg tapg =

In

b) Setting waktu dan Karakteristik kerja Setting waktu kerja harus memperhatikan ketahanan NGR terhadap besaran arus gangguan yang akan terjadi. Untuk menjamin NGR dengan tahanan 40Ω, dalam waktu 5 detik , maka waktu kerja dipilih antara 1 – 4 detik untuk gangguan maksimum. Untuk

fleksibilitas

dalam

mengkoordinasikan

dengan

relai

penyulang di GI dan GH, maka diplih karakteristik waktu kerja jenis inverse atau definite time, Tahanan Rendah, NGR 40 Ohm, 300 A, 10 detik. Jenis

: relai gangguan tanah

Karakteristik

: Long Time Inverse

Setelan arus

: 0.2 – 0.3 x In NGR

Setelan waktu

:  40 % x ketahanan termis NGR, pada If=300 A

Setelan arus high-set :

: tidak diaktifkan

Tahanan Rendah, NGR 12 Ohm, 1000 A, 10 detik. Jenis relai

: relai gangguan tanah

Karakteristik

: standard inverse

Setelan arus

: (0.2 – 0.3) x In Trafo

Setelan waktu

: 1 detik untuk Ihs maks. = 1000 A

Setelan arus highset

: tidak diaktifkan

Pentanahan langsung (solid) Jenis relai

: relai gangguan tanah tidak berarah

Karakteristik

: standard inverse

Setelan arus

: maksimum 0.4 X arus nominal trafo

Setelan waktu

: maks 0.7 detik untuk gangguan di bus 20 kV


: maks 4 x In trafo

Setelan waktu highset

: - waktu tunda 300ms untuk pola kaskade - instant untuk pola non-kaskade


92



0.02

Ihs

Untuk kurva standar inverse (SI) ;

- 1

Isg Tdg =

tg 0.14

Dimana,

Ihs adalah hubung singkat maksimum 1fasa di busbar 20 kV Isg adalah setting arus kerja GFR dalam A primer t adalah waktu kerja yang diinginkan untuk gangguan maks yaitu antara 0.7 – 1.2 detik

c) Setting Arus momen (high set) Setelan moment hanya dipakai pada sistem pentanahan langsung (solid grounded), sedangkan dalam sistem pentanahan dengan tahanan tinggi / rendah, setting momen tidak diperlukan (di blok) karena arus hubung singkat 1-fasa relatif lebih kecil dan aman terhadap ketahanan trafo tenaga 5.4.3. Setting OCR sisi primer 150 kV a) Arus kerja minimum Fungsi OCR incoming adalah sebagai pengaman cadangan kedua Trafo tenaga terhadap gangguan hubung singkat fasa-fasa ekternal yaitu gangguan pada jaringan TM CT1 300/5

OCR/GFR 50/51P/51NP

150/20 KV 60 MVA 12.5 %

CTNP 300/5 SBEF 51NS

CTNS 300/5 CT2 2000/5

OCR/GFR 50/51S/51NS

REL 20 OCR/GFR 50/51/51N

CTP 300/5

Gbr 5.1.6 : Daerah kerja proteksi OCR sisi 150 kV


93



Setting arus kerja berdasarkan kemampuan trafo : Is1 = 1.2 x Inom trf 150

Dalam besaran sekunder In Iset =

Is x

A (sekunder)

CT150

Iset

Tap value setting sesuai range yang ada pada relai tap =

In

f) Waktu dan Karakteristik kerja Setting waktu kerja harus memperhatikan ketahanan trafo terhadap besaran arus gangguan yang akan terjadi. untuk menjamin trafo tahan terhadap gangguan maksimum (standar 2 detik), maka waktu kerja dipilih antara 1.2 – 1.5 detik untuk gangguan maksimum. Gangguan maksimum dipilih untuk gangguan fasa-fasa

yang

terjadi pada busbar 20 kV. Ihs Is

Untuk kurva standar inverse (SI) ; Td =

0.02 - 1

t 0.14

Dimana, Ihs adalah hubung singkat maksimum 2-fasa di busbar 20 kV Is adalah setting arus kerja dalam A primer t adalah waktu kerja yang diinginkan untuk gangguan maks yaitu antara 1.2 – 1.5 detik

c) Arus momen (high set) Setting arus moment pada hakekatnya untuk mengantisipasi bila terjadi gangguan yang sangat besar pada bagian primer trafo (sisi 150kV), walaupun ada pengaman utama trafo, tetapi high set ini dapat membantu mengamankan trafo tsb. Arus kerja moment harus mempertimbangan prediksi hubung singkat maks berdasarkan impedansi trafo, yaitu : Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

94



In150 Im =

K1 x Xt.CT150

dimana, K1 adalah konstanta waktu untuk priode 1/12 cycle K1 = 1.5 Xt adalah impedansi hubung singkat trafo In150 adalah arus nominal trafo sisi 150 kV

Tipikal setting momen trafo sisi 150 kV adalah Im = 8 x Iset atau diblok.

Gbr 5.1.7 : Kurva koordinasi waktu kerja OCR sisi 150 kV, Incoming dan penyulang

5.4.4. Setting GFR sisi primer 150 kV a) Arus kerja minimum Fungsi GFR netral adalah sebagai pengaman cadangan ke-dua Trafo tenaga terhadap gangguan hubung singkat 1-fasa internal maupun gangguan ekternal Kontribusi arus hubung singkat 1 fasa kepada konfigurasi kumparan delta

(tersiery winding) karena akan mengalir

kontribusi arus urutan nol pada saat terjadi hubungsingkat 1-fasa di sisi 150 kV yang besarnya tergantung kepada jarak lokasi gangguan dengan posisi trafo.


95



Oleh karena, dalam penentuan waktu kerja GFR sisi primer trafo harus dikoordinasikan dengan waktu kerja zone-2 distance relay di penghantar.

Setting arus kerja GFR untuk trafo dengan delta winding Is = ( 0.5 - 0.7 ) x Inom trf 150 Setting arus kerja GFR yang tidak dilengkapi delta winding Is = 0.2

x Inom trf150

Untuk mendapatkan arus dalam besaran sekunder , dibagi ratio CT In Iset =

Is x

A (sekunder)

CT150

Tap value setting sesuai range yang ada pada relai

Iset tap =

In

g) Setting waktu dan Karakteristik kerja waktu kerja harus memperhatikan ketahanan trafo terhadap besaran arus gangguan yang akan terjadi dan juga harus dikoorinasikan dengan relain GFR / zone-2 gangguan tanah, maka untuk mendapatkan

Distance relai selektifitas harus

memenuhi persyaratnya sbb : TGFR > Tzone-2  untuk gangguan di penghantar TGFR < Tzone-2  untuk gangguan di bay trafo

Ihs

Untuk kurva standar inverse (SI) ; Tdg =

Isg

0.02 - 1

t 0.14


96



Dimana, hs adalah hubung singkat maksimum 1-fasa di busbar 150 kV Isg adalah setting arus kerja dalam A primer t adalah waktu kerja yang diinginkan untuk gangguan maks yaitu antara 1.0 – 1.5 detik Dengan pentanahan langsung/solid, tanpa belitan delta/Yy Tipe Core Jenis relai


Karakteristik

: standard inverse

Setelan arus

: 0.2 x arus nominal trafo

Setelan waktu

: t = 0.3 – 0.5 detik dari tincoming (direkomendasikan t = 0.5 detik ) untuk gangguan di bus 20 kV


: tidak diaktifkan


: tidak diaktifkan

Dengan pentanahan langsung/solid, dilengkapi belitan delta/ Yy Tipe Shell: Jenis relai


Karakteristik

: standard inverse

Setelan arus

: (0.5 - 0.7) x arus nominal trafo

Setelan waktu

: 1.2 detik (untuk yang pentanahan di sisi 20 KV solid) dan 1.5 detik (untuk yang pentanahan di sisi 20 KV dengan NGR) untuk gangguan di bus 20 kV


: tidak diaktifkan


: tidak diaktifkan

Setelan arus moment untuk GFR sisi primer tidak diperlukan (blok).

5.4.5. Setting Stand By Earth Fault (SBEF) 20 kV a) Arus kerja minimum gangguan tanah Fungsi SBEF (stand by Earth Fault) sisi netral 20 kV , pada dasarnya merupakan pengaman NGR akibat gangguan 1-fasa ketanah pada jaringan SUTM. Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

97



Setting arus kerja berdasarkan kemampuan trafo : ISE1F = ( 0.2) x Inom NGR ISEF2 = (0.1) x Inom Trafo


Dalam besaran sekunder In Iset SEF =

ISEF x CTN20

Tap value setting sesuai range yang ada pada relai ISEF tapg =

In

b) Setting waktu dan Karakteristik kerja Setting waktu kerja harus memperhatikan ketahanan NGR terhadap besaran arus gangguan yang akan terjadi, ssesuai kurva ketahanan thermisnya Untuk NGR dengan tahanan 40Ω, ketahanan NGR mampu 5 detik pada rating nominalnya (300 A), maka waktu kerja dipilih antara 2 – 5 detik untuk gangguan maksimum.

Pada gangguan 1-fasa yang relatif kecil disarankan NGR dapat mendeteksi gangguan, tetapi waktu kerjanya lama. Untuk itu maka kurva karakteristik waktunya dipilih long time inverse.

Tahanan Tinggi, NGR 500 Ohm, 30 detik. Jenis

: relai gangguan tanah tak berarah

Karakteristik

: long time inverse (LTI)/ definite

Setelan arus

: (0.2 – 0.3) x In NGR

Setelan waktu

: 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


98



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).

Tahanan Rendah, NGR 40 Ohm, 300 A, 10 detik. Jenis

: relai gangguan tanah (SBEF, simbol 51NS)

Karakteristik

: Long Time Inverse

Setelan arus

: (0.3 – 0.4) x In NGR

Setelan waktu

:  50 % x ketahanan termis NGR, pada If=300 A

Setelan arus high-set :

: tidak diaktifkan

Tahanan Rendah, NGR 12 Ohm, 1000 A, 10 detik. Jenis relai

: relai gangguan tanah tak berarah (SBEF, 51NS)

Karakteristik

: long time inverse

Setelan arus

: (0.1 – 0.2) x In NGR

Setelan waktu

:  50% x ketahanan termis NGR, pada If=1000 A


: tidak diaktifkan Ihs

Formula kurva LTI

Isg Tdg =

- 1

tg 120

Dimana, Ihs adalah hubung singkat maksimum 1fasa di busbar 20 kV Isg adalah setting arus kerja GFR dalam A primer t

adalah waktu kerja yang diinginkan untuk gangguan maks yaitu antara 3 – 5 detik

c) Arus momen (high set) Setelan moment hanya dipakai pada sistem pentanahan langsung (solid grounded), sedangkan dalam sistem pentanahan dengan tahanan tinggi / rendah, setting momen tidak diperlukan (di blok) karena arus hubung singkat 1-fasa relatif lebih kecil dan aman terhadap ketahanan trafo tenaga


99

5. Perhitungan Setting Relai Proteksi Trafo Tenaga

Recommend Documents