Materi 2 Dasar Sistem Proteksi Tt

2. DASAR – DASAR SISTEM PROTEKSI TEGANGAN TINGGI

PT PLN PLN (Pers (Persero ero)) PUSD PUSDIK IKLA LAT T 2009

PT PLN (Persero) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN

2. Dasar-Dasar Sistem Proteksi Tegangan Tinggi

DAFTAR ISI

DAFTAR DAFTAR ISI ......... .................. .................. ..................... ..................... .................. ...................... ..................... ................. ...................... ...................... ............ ... ii DAFTAR DAFTAR GAMBAR GAMBAR ........ ................. .................. ...................... ..................... ................. ...................... ...................... ................. ................. ............... ...... ii DAFTAR DAFTAR TABEL ......... .................. ................. ..................... ...................... .................. ..................... ..................... .................. ...................... ..................iii .....iii 2. DASAR-DASAR SISTEM PROTEKSI TEGANGAN TINGGI ................................ ................... ............... .. 1 2.1 POLA PROTEKSI PROTEKSI GARDU GARDU INDUK INDUK ......... .................. .................. ..................... ..................... .................. ................... .......... 1 2.1.1 Proteksi Proteksi Trafo Tenaga................ Tenaga......................... ...................... ...................... ................. ..................... ...................... ......... 1 2.1.2 Proteksi Proteksi Busbar/Dia Busbar/Diameter/ meter/Kope Kopell ........ ................. .................. ...................... ..................... ................. ............ ... 13 2.2 POLA PROTEKSI PROTEKSI PENGHANTA PENGHANTAR............ R.................... ................. ...................... ..................... ................. ................ ....... 24 2.2.1 Pola Proteksi Proteksi Saluran Saluran Udara Udara Tegangan Tegangan Tinggi Tinggi (SUTT)............ (SUTT)..................... ............. .... 24 2.2.2 Pola Proteks Proteksii Saluran Saluran Kabe Kabell Teganga Tegangan n Tinggi Tinggi (SKTT) (SKTT) ......... .................. ................ ....... 30 2.2.3 Pola Proteks Proteksii Saluran Saluran Campuran Campuran ......... .................. ................. ..................... ...................... .................. ........... 32 2.2.4 Prinsip Prinsip Kerja Relai Relai Protek Proteksi si ........ ................. .................. ..................... ..................... .................. .................... ........... 32 2.3 PERALATA PERALATAN N BANTU BANTU PROTEKSI........... PROTEKSI.................... ................. ..................... ...................... .................. ................. ........ 40 2.3.1 Synchro Synchro check........................ check..................................... ...................... ................. ................. ...................... ..................... ........... ... 40 2.3.2 Penu Penutup tup Balik Otomatis Otomatis (Autoreclos (Autoreclose)............. e)...................... ................. ..................... ..................... ........ 41 2.3.3 AVR Trafo tenaga............ tenaga..................... .................. ...................... ..................... ................. ...................... ...................... ......... 46

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2-1. Diagram Proteksi Gardu Induk.................. Induk ................................ ................................. ............................... ............ 1 Gambar Gambar 2-2. Peralatan Peralatan Sistem Sistem Proteksi Trafo Trafo Tenaga Tenaga 150/20 kV ......... .................. ................. ............ .... 1 Gambar Gambar 2-3. Sistem Proteksi Proteksi Trafo Tenaga 150/20 150/20 kV ........ ................. .................. ..................... .................... ........ 5 Gambar 2-4. Prinsip Kerja Relai Differensial................................ Differensial............... .................................... ............................... ............ 5 Gambar 2-5. Karakteristik Kerja Relai Differensial ................................ ................... .............................. ...................... ..... 6 Gambar 2-6. Rangkaian Arus Relai REF Saat Saat terjadi Gangguan Eksternal................ Eksternal............... . 7 Gambar 2-7. Kurva/Karakteristik Relai OCR.................. OCR ................................ ................................. ............................... ............ 8 Gambar Gambar 2-8. Kurva/Karak Kurva/Karakteristi teristik k Relai GFR ......... ................. ................. ...................... ...................... ................. ............... ....... 9 Gambar 2-9. Karakteristik Waktu UVR UVR adalah Inverse ................................ ................. ............................ ............. 12 Gambar 2-10. 2-10. karakteristik Waktu OVR adalah Inverse................................ Inverse............... ............................. ............ 13 Gambar Gambar 2-11. Pola Proteksi Proteksi Differensial Differensial Busbar Busbar pada Gardu Gardu Induk 150 kV......... kV ............. .... 15 Gambar 2-12. Pola Proteksi Differensial Busbar Busbar Jenis Low Impedance Impedance ................... 16 Gambar 2-13. a) Jenis Non Bias relai relai dan b) Jenis Bias Bias Relai................................ Relai............... ................... .. 17 Gambar 2-14. Relai Differensial................. Differensial ................................ ................................ ................................ ............................... ................ 17 Gambar Gambar 2-15. Relai Differensial Differensial Jenis High Impedance Impedance ......... .................. ................. ..................... ................. .... 19 Gambar 2-16. Skema Proteksi................... Proteksi ................................ .............................. ................................ ................................ ................... 21 Gambar 2-17. Diagram Logic CBF........................... CBF........ .............................. .............................. ............................. ................... ......... 22 Gambar 2-18. Zona Proteksi SZP................... SZP ................................ .............................. ................................ ............................ ............. 23 Gambar Gambar 2-19. Diagram Diagram Urutan Urutan Kerja ........ ................. .................. ..................... ..................... .................. ..................... ................ .... 24 Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA Singka Singkarak rak – Lub Lubuk uk Alung Alung – PIP – Pau Pauh h Limo.. Limo...... ....... ....... ........ ........ ........ ........ ......... ........ ... 33 Gambar 2-21. Karakteristik Impedansi.......................... Impedansi....... .............................. .............................. ............................. .............. .... 34 Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

ii



Gambar 2-22. Karakteristik Mho Z1, Z2 Partial Cross-polarise,.......................... Cross-polarise,...... .......................... ...... 34 Gambar 2-23. 2-23. Karakteristik Karakteristik Reaktance dengan Starting Mho ................................ ................. .................. ... 35 Gambar 2-24. Karakteristik Quadrilateral........................ Quadrilateral..... .............................. .............................. ............................. ............ .. 35 Gambar Gambar 2-25. Typikal Relai Differensia Differensiall Arus ........ ................. .................. ...................... ..................... ................. ............ ... 36 Gambar Gambar 2-26. Relai Differensial Differensial Pilot Pilot Jenis Arus ........ ................. .................. ..................... ..................... ................ ....... 37 Gambar Gambar 2-27. Relai Differensial Differensial Pilot Jenis Tegangan Tegangan ......... .................. .................. ..................... .................. ...... 37 Gambar 2-28. 2-28. Tipikal Relai Perbandingan Perbandingan Sudut Fasa................. Fasa ................................ ............................ ............. 38 Gambar 2-29. 2-29. Diagram Diagram Pola Directional Selective Relay................... Relay ................................ ....................... .......... 39 Gambar Gambar 2-30. Konfigurasi Konfigurasi Jaringan Jaringan ........ ................. .................. ...................... ..................... ................. ...................... .................. ..... 42 Gambar Gambar 2-31. Pola A/R pada 1½ PMT ........ ................. .................. ...................... ..................... ................. ...................... ............. 45 Gambar 2-32. SUTT yang tersambung ke Trafo dengan dengan sambungan sambungan T ................... 46 Gambar 2-33. Ilustrasi Penyebaran Tegangan pada Primary Feeder System Radial ........ ................. .................. ..................... ..................... .................. ..................... ..................... .................. .................. ..................... ............ 47

DAFTAR TABEL

Tabel Tabel 2-1. 2-1. Keb Kebutu utuhan han Fungsi Fungsi Relai Relai Protek Proteksi si Terhad Terhadap ap Be Berba rbaga gaii Gang Ganggua guan.. n...... ........ ........ .... 3 Tabel 2-2. Kriteria Kriteria Sistem Sistem Proteksi Proteksi Sesuai Sesuai SPLN SPLN 52-1 ......... .................. .................. ..................... .................... ........ 4 Tabel 2-3. Pembagian Clearing Time Gangguan......................... Gangguan...... ............................. ............................. ................... 26 Tabel 2-4. Blockin Blocking g Sche Scheme me Pola Pola Peng Pengaman aman SUTT 150 150 kV ......... ................. ................. ................... .......... 30 Tabel 2-5. 2-5. Pola Pengama Pengaman n Transmisi Transmisi 70 kV Saluran Kabel Kabel Tanah ......... ................. ................. ......... 30 Tabel 2-6. 2-6. Pola Pengama Pengaman n Transmisi Transmisi 150 kV Saluran Kabel Kabel Tanah ........ ................. ................ ....... 31 Tabel 2-7. Pola Pengaman Pengaman Saluran Campuran Campuran dengan Saluran Kabel Dominan..... Dominan ..... 32

Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

iii



2. DASAR-DASA DASAR-DASAR R SISTE SISTEM M PROTEK PROTEKSI SI TEGANGAN TEGANGAN TINGGI TINGGI

2.1 2.1

POLA PO LA PROT PROTEK EKSI SI GARD GARDU U INDU INDUK K

Sistem proteksi merupakan merupakan bagian bagian yang sangat sangat penting dalam suatu instalasi tenaga listrik, selain untuk melindungi peralatan utama bila terjadi gangguan hubung singkat, sistem proteksi juga harus dapat mengeliminiir daerah yang terganggu dan memisahkan daerah yang tidak tergangggu, sehingga gangguan tidak meluas dan kerugian yang timbul akibat gangguan gangguan tersebut dapat di minimalisasi. Relai proteksi gardu induk seperti yang terlihat pada Gambar Gambar 2-1 terdir terdirii da dari: ri: 

Relai proteksi Trafo Tenaga;



Relai proteksi PMT;



Relai proteksi busbar atau kopel;



Relai proteksi kapasitor dan reaktor. OHL

OHL

Proteksi PHT

Proteksi PHT

Proteksi BUSBAR BUS 150KV-4000A

I II

UNINDO TD-2 (60 MVA)

Proteksi

NGR: 12 Ω

NGR: 12 Ω

1000 A

1000A

Proteksi TRAFO

PEMBANGKIT

Proteksi TRAFO

PLTG

Proteksi FEEDER

Gambar Gambar 2-1. Diagram Diagram Proteks Proteksii Gardu Induk Induk

Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

1



2.1. 2.1.1 1 Prot Protek eksi si Tra Trafo fo Ten Tenag aga a Peralatan proteksi trafo tenaga terdiri dari Relai Proteksi, Trafo Arus (CT), Trafo Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya AC/DC yang terintegrasi dalam suatu rangkai rangkaian, an, sehingg sehingga a satu sama lainny lainnya a saling keterkait keterkaitan. an. Fungsi Fungsi peralatan peralatan proteksi proteksi adalah adalah untuk mengide mengidentifik ntifikasi asi gangguan gangguan dan dan memisahkan 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

RELAI

CTN150

PROTEKSI



Indikasi relai



Data Scada



Event Recorder



Disturbance

NGR CTN20

CATU

CT20

DAYA

PMT 20 KV

OCR/GF3

Gambar 2-2. Peralatan Peralatan Sistem Proteksi Trafo Trafo Tenaga 150/20 kV

2.1.1. 2.1 .1.1 1 Gangg Gangguan uan Pada Pada Trafo Trafo Tena Tenaga ga terdir terdirii dari: dari: 1. Gang Ganggu guan an Int Inter erna nall

Gangguan yang terjadi di daerah proteksi trafo, baik didalam 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 dekomposisi karena overheating, oksidasi oksidasi akibat sambungan sambungan listrik yang yang buruk;



Kebocoran minyak;



Ketidaktahanan terhadap arus gangguan (electrical dan mechanical stresses);


1





Gangguan pada tap changer;



Gangguan pada sistem pendingin;



Gangguan pada bushing.

Gangguan internal dapat dikelompokan menjadi 2 (dua) kelompok, yaitu: a. Incipient fault:

Gangguan terbentuk lambat, dan akan berkembang menjadi gangguan besar jika tidak terdeteksi dan tidak diatasi. Yang termasuk kedalam gangguan incipient fault, yaitu: Overheating, overfluxsing, dan over pressure. Penyebab Overheating 

Ketidaksempurnaan sambungan baik elektrik maupun magnetic;



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.

b. Active fault:

Disebabkan oleh kegagalan isolasi atau komponen lainnya yang terjadi secara cepat dan biasanya dapat menyebabkan kerusakan yang parah. Penyebab dari gangguan Active fault adalah sebagai berikut: 

Hubung singkat fasa-fasa atau fasa dengan ground;



Hubung singkat antar lilitan sefasa (intern turn);



Core faults;


2

PT PLN (Persero) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN 


Tank faults; Bushing flashovers.

2. Gangguan Eksternal

Gangguan yang terjadi diluar daerah proteksi trafo. Umumnya gangguan ini terjadi berdampak

terhadap

pada jaringan yang akan dirasakan dan ketahanan

kumparan

primer

maupun

sekunder/tersier Trafo. Fenomena gangguan ekternal seperti: •

Hubung singkat 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 system;

•

External system short circuit.

2.1.1.2 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 2-1. Tabel 2-1. Kebutuhan Fungsi Relai Proteksi Terhadap Berbagai Gangguan


3

PT PLN (Persero) PUSAT PENDIDIKAN DA

PELATIHAN

2. Dasar-Dasar Sistem Proteksi

egangan Tinggi

2.1.1.3 Pola Proteksi Trafo tenaga berdasarkan SPLN 52-1 Kebutuhan peralata proteksi trafo berdasarkan kapasitas trafo sesuai SPLN adalah seperti pada Tabel 2-2 dibawah ini. Tabel 2-2. Kriteria Sistem Proteksi Sesuai SPLN 52-1

2.1.1.4 Proteksi utama Traf o Tenaga Proteksi utama adalah suatu sistem proteksi yang dihara pkan sebagai prioritas untuk mengamankan gangguan atau menghilangkan kondisi tidak normal pada trafo enaga. Proteksi tersebut biasanya dimaksudkan untuk memprakarsainya

aat terjadinya gangguan dalam kawasa n yang harus

dilindungi. (lEC 15- 5-025). Ciri-ciri pengaman tama: 

Waktu kerjanya sangat cepat seketika (instanteneoues);



Tidak bisa dikoo rdinasikan dengan relai proteksi lainnya;



Tidak tergantun dari proteksi lainnya;



Daerah pengam anannya dibatasi oleh pasangan trafo aru , dimana relai differensial dipa ang.



OCR/GFR 50/51P/51GP

87NP

87T

SBEF

87NS

51NS

OCR/GFR 50 51S 51GS

REL 20 kV

OCR/GFR 50/51/51G

Gambar 2-3. Sistem Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kV

1. Differential relay (87T)

Relai differensial arus berdasarkan H. Kirchoff, dimana arus yang masuk pada suatu titik, sama dengan arus yang keluar dari titik tersebut. Relai differensial arus membandingkan arus yang melalui daerah pengamanan.

Gambar 2-4. Prinsip Kerja Relai Differensial

Fungsi relai differensial pada trafo tenaga adalah mengamankan transformator dari gangguan hubung singkat yang terjadi di dalam transformator, antara lain hubung singkat antara kumparan dengan


5



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. Karakteristik diffrensial relai.

Id Slope 2

(I1-I2) Operate

Slope = Slope 1

Id Ih

100

block area

Id Ih (I1+I2)/2 Gambar 2-5. Karakteristik Kerja Relai Differensial

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 untuk 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.


6



Gambar 2-6. Rangkaian Arus Relai REF Saat terjadi Gangguan Eksternal

2.1.1.5 Proteksi Cadangan Trafo Tenaga 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 2-1 di atas. 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. Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

7



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 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

Gambar 2-7. Kurva/Karakteristik Relai OCR

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 ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

8



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). 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

Gambar 2-8. Kurva/Karakteristik Relai GFR

Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa–tanah, sehingga karakteristik waktu yang dipilihpun cenderung lebih lambat daripada


9



waktu OCR. Pada GFR setting highset diblok, kecuali untuk tahanan 500 Ω di sisi sekunder trafo. 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 itu sendiri. Karena nilai arus yang flat, maka pemilihan karakteristik

waktu disarankan

menggunakan Definite atau Long Time Inverse. a. 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

Setelan highset : tidak diaktifkan


10



b. 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 highset

: tidak diaktifkan

c. 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; 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).

4.

Over/Under Voltage Relay (59/27)

Over Voltage Relay (OVR) dan Under Voltage Relay (UVR) adalah relai 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


11



setingannya, sedangka UVR bekerja jika tegangan turun, kurang dari nilai setingannya. OVR diaplikasikan pada:

1. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah (pergeseran titik netral) pada jaringan yang disuplai dari trafo tenaga dimana titik netralnya ditanahkan melalui tahanan tinggi/mengambang; 2. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah stator generator dimana titik netral generator ditanahkan lewat trafo distribusi; 3. Sebagai pengaman overspeed pada generator. UVR diaplikasikan pada:

1. Berfungsi mencegah strating motor bila suplai tegangan turun; 2. Pengamanan sistem dapat dikombinasikan dengan relai frekuensi kurang. Karakteristik waktu OVR/UVR adalah inverse:

Gambar 2-9. Karakteristik Waktu UVR adalah Inverse


12



Gambar 2-10. karakteristik Waktu OVR adalah Inverse

Keterangan: t : waktu K : Kosntanta (5 atau 40) V : tegangan input Vs : tegangan seting Tms : Time Multiple Setting

2.1.2 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 (tiga) PMT atau 1,5 (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 Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

13



menghindari pemadaman secara menyeruh dalam suatu gardu induk jika terjadi gangguan hubung singkat di busbar. 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).

2.1.2.1 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;



Selektif, hanya mentripkan pmt-pmt yang terhubung ke seksi yang terganggu;



Imune terhadap malakerja, karena proteksi ini men-tripkan 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.


14


A


150KV

B

-

CT1-1

CT1-2

CT1-4

CT1-3 CT2-3

CT2-2

CT2-1

KOPEL

OHL-1

OHL-2 TD-1

TD-2

TD-3

Gambar 2-11. Pola Proteksi Differensial Busbar pada Gardu Induk 150 kV

Konfigurasi pemutus yang digunakan pada gardu induk tegangan tinggi yang menggunakan skema konfigurasi 1,5 (satu 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 ( twoout -of -two) untuk memenuhi persyaratan pengamanan sistem.

Sebuah skema tunggal berdasarkan prinsip differensial 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 differensial dengan jenis low dan high impedans. 1. Differential Jenis Low Impedance Relai differensial bekerja berdasarkan hukum Kirchoff yaitu jumlah arus yang melalui satu titik sama dengan nol. Pada relai differensial yang dimaksud suatu titik adalah daerah yang diamankan (protected zones) Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

15



yang dibatasi trafo arus yang tersambung ke relai differensial 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 differensial jenis low impedans merupakan relai differensial arus, secara sederhana dapat digambarkan seperti Gambar 2-12. Perbedaan (differensial) arus yang melalui daerah yang diamankan ini akan melalui operating coil relai. F2 End A

Protected

IA

Zones

End B

IB F1 IR1 = 0

Gambar 2-12. Pola Proteksi Differensial Busbar Jenis Low Impedance

Secara umum relai differensial arus adalah: 

Membandingkan besaran arus yang melalui suatu daerah yang diamankan;



Relai ini harus bekerja jika gangguan di dalam daerah yang diamankan dan harus stabil jika gangguan di luar daerah proteksi;



Merupakan suatu unit protection.

Pada saat terjadi gangguan diluar daerah pengamanannya (F1), arus differensial yang masuk ke relai IR = 0, sebaliknya jika gangguan terjadi didaerah pengamananya IR

0, sehingga relai akan bekerja.


16



Karakteristik kerja dari relai jenis low impedance ini adalah sebagai berikut: 

Daerah pengaman adalah di dalam daerah yang dilingkupi CT yang tersambung ke relai differensial;



Bekerja seketika;



Tidak perlu dikoordinasikan dengan pengaman lain;



Merupakan pengaman utama dan tidak berlaku sebagai pengaman cadangan. I diff

I diff

Operate

Operate

Restrain

Restrain Trough current

Trough current

a)

b)

Gambar 2-13. a) Jenis Non Bias relai dan b) Jenis Bias Relai

Relai differensial 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: 

Komponen dc arus gangguan tidak sama;



Kejenuhan setiap CT tidak sama;



Rasio setiap CT tidak tepat sama.

Relai differensial jenis bias memperbaiki kelemahan di atas dengan prosentasi slope tertentu seperti pada Gambar 2-14 dibawah ini : End B

Protected

End A

IB

I A

2.1.1.2

2.1.1.1 B

B = bias/restrain coil

2.1.1.3 R Gambar 2-14. Relai Differensial


17



Setelan arus kerja: smallest current in operating coil to cause % min pick up =

x100 %

rated current of the operating Setelan Slope: current in operating coil to cause % slope

=

=

current IA – IB

in

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

: 10 %



Mismatch

: 4%

 Arus 

eksitasi

: 1%

Faktor keamanan

: 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. Jika terjadi gangguan pada zone 1, maka jumlah arus dari masingmasing 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


18



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. 2. Relai differensial busbar jenis high impedance. Relai Differensial jenis High impedance menggunakan stabilising resistor yang dipasang seri dengan relai differensial 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.

Rct1

CT

RL1

Rstab

RL2

Rct2

CT

I R

Ekivalensi CT Gambar 2-15. Relai Differensial Jenis High Impedance

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)


19



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 differensial

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.

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 jen i s h ig h i m p ed an c e.

2.1.2.2 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 2-16, 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), Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

20



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 (CCP/Circulating Current Protection) yang saling berpotongan (overlap) dengan proteksi CT (LP = proteksi penghantar, 87T = proteksi differensial trafo) pada masingmasing rangkaian. CCPa

BBP

CCPb

LP

87T

Gambar 2-16. Skema Proteksi

2.1.2.3 Proteksi Kegagalan PMT (Breaker Fail-CBF) 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.


21



Gambar 2-17. Diagram Logic CBF

Prinsip kerja berdasarkan diagram logic diatas sebagai berikut:

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). 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). mengerjakan

TBF1

dan

Juga elemen arus mengirim

signal

yang terus menerus dapat RE-TRIP

ke

PMT

yang

bersangkutan. Pengiriman signal RE-TRIP ada 2 (dua) 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 Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

22



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). 2.1.2.4 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 ( 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

87T

Gambar 2-18. Zona Proteksi SZP Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

23



Gambar 2-19. Diagram Urutan Kerja

2.1.2.5 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. 2.2

POLA PROTEKSI PENGHANTAR

2.2.1 Pola Proteksi Saluran Udara Tegangan Tinggi (SUTT) Sistem pengaman suatu peralatan karena berbagai macam faktor dapat mengalami kegagalan operasi (gagal operasi). Berdasarkan hal-hal tersebut maka suatu sistem proteksi dapat dibagi dalam dua kelompok, yaitu: 

Pengaman Utama

merupakan sistem proteksi yang diharapkan segera bekerja jika terjadi kondisi abnormal atau gangguan pada daerah pengamanannya 

Pengaman Cadangan

diperlukan apabila pengaman utama tidak dapat bekerja atau terjadi gangguan pada sistem pengaman utama itu sendiri. Pada dasarnya sistem proteksi cadangan terbagi menjadi 2 (dua) kategori, yaitu:


24



Sistem proteksi cadangan lokal ( local back up protection system) Pengaman cadangan lokal adalah pengamanan yang dicadangkan bekerja

bilamana

pengaman

utama

yang

sama

gagal

bekerja.

Contohnya: penggunaan OCR atau GFR. 

Sistem proteksi jarak jauh ( remote back up protection system) Pengaman cadangan jarak jauh adalah pengamanan yang dicadangkan bekerja bilamana pengaman utama di tempat lain gagal bekerja.

Pengaman cadangan lokal dan jarak jauh diusahakan koordinasi waktunya dengan pengaman utama di tempat berikutnya. Koordinasi waktu dibuat sedemikian hingga pengaman cadangan dari jauh bekerja lebih dahulu dari pengaman cadangan lokal. Hal ini berarti bahwa kemungkinan sekali bahwa pengaman cadangan dari jauh akan bekerja lebih efektif dari pengaman cadangan lokal. Dengan penjelasan di atas berarti bahwa waktu penundaan bagi pengaman cadangan lokal cukup lama sehingga mungkin sekali mengorbankan kemantapan sistem demi keselamatan peralatan. Dengan demikian berarti pula bahwa pengaman cadangan lokal hanya sekedar pengaman cadangan terakhir demi keselamatan peralatan. Waktu Pemutusan Pengaman SUTT

Untuk memperoleh waktu clearing time yang cepat maka pemakaian relai jarak sebagai pengaman utama SUTT pada sistem 70 dan 150 kV harus dilengkapi dengan teleproteksi. Pada dasarnya pemilihan pola pengaman dengan pilot dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan sistem yaitu jika terjadi gangguan diluar zone-1nya tetapi berada pada saluran yang diamankan maka relai jarak yang menggunakan teleproteksi akan bekerja lebih cepat dibandingkan relai jarak tanpa teleproteksi. Sistem proteksi SUTT yang akan dibahas disini adalah SUTT 150 kV dan 70 kV, dimana waktu pembebasan gangguan pada sistem 150 kV harus lebih singkat daripada sistem 70 kV akibat dari arus gangguan yang lebih besar pada sistem 150 kV tersebut. Bilamana pada sistem 70 kV waktu dasarnya 150 ms, maka pada sistem 150 kV direkomendasikan 120 ms untuk gangguan Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

25



yang terjadi pada zone yang diamankannya. Rekomendasi ini hanya berlaku pada SUTT yang menggunakan relai jarak yang dilengkapi teleproteksi. Adapun pembagian clearing time gangguan tersebut dapat dilihat pada Tabel 2-3, dibawah ini: Tabel 2-3. Pembagian Clearing Time Gangguan

Sistem 150 kV (milli sec)

Sistem 70 kV (milli sec)

Sinyal Pembawa

20

20

(PLC/FO)

40

70

Pembukaan PMT

60

60

TOTAL

120

150

No.

Uraian Pembagian Waktu

1.

Penjatuhan Relai 



2.

Relai

2.2.1.1 SUTT 70 kV Pada sistem 70 kV terdapat 2 (dua) macam pentanahan netral sistem, yaitu: a. Pentanahan netral dengan tahanan rendah atau solid grounded, misalnya terdapat di wilayah Jawa Barat, Jakarta Raya, Bengkulu, dan Sulawesi utara. b. Pentanahan netral dengan tahanan tinggi, misalnya terdapat di wilayah Jawa Timur dan Palembang. Pada sistem dengan tahanan rendah, relai jarak dapat dipakai sekaligus untuk gangguan fasa maupun gangguan tanah, tetapi pada sistem dengan tahanan tinggi dimana arus gangguannya kecil yang menyebabkan relai jarak tidak bekerja, sehingga harus dipasang relai gangguan tanah tersendiri. Untuk gangguan tanah pada sistem dengan tahanan tinggi dipakai dua jenis pengaman, yaitu: a. Relai tanah selektif (selection ground relay ) b. Relai tanah terarah (directional ground relay ) yang akan bekerja sebagai pengaman utama ( main protection) dan pengaman cadangan ( back-up protection) secara timbal balik antara


26



keduanya sesuai dengan jenis dan keadaan serta macam (tempat) gangguan. Seperti halnya pada pengaman utama maka pada pengaman cadangan inipun sistem dengan tahanan rendah dan sistem dengan tahanan tinggi mempunyai pengaman gangguan fasa yang sama, tetapi mempunyai pengaman gangguan tanah yang berbeda. Untuk pengaman gangguan fasa sebaiknya dipilih relai arus lebih waktu terbalik (invers time overcurrent ), tak terarah (non-directional ) karena relai ini sederhana dan murah tetapi dianggap cukup mampu bekerja sesuai dengan fungsinya. Sebaliknya, untuk pengaman gangguan tanah diperlukan relai arus lebih terarah, waktu-terbalik atau waktu tertentu ( definite time) tergantung pentanahan netralnya. Pada sistem dengan tahanan rendah dipilih relai waktu terbalik bilamana arus gangguan akan sangat berbeda pada pelbagai tempat atau relai waktu tertentu,bilamana arus gangguan dimana-mana hampir sama. Sedang pada sistem dengan tahanan tinggi dipilih relai waktu tertentu karena arus gangguan yang kecil dimana-mana. 

Pentanahan netral dengan tahanan rendah/solid grounded

Sesuai SPLN No. 52-1 tahun 1984 bagian A tentang pola pengaman sistem 66 kV bahwa pentanahan sistem 70 kV untuk Jawa Barat dan Jakarta Raya menggunakan pentanahan rendah untuk netral sistemnya, sehingga pola pengaman untuk sistem 70 kV adalah sebagai berikut: 1. Pengaman Utama

a) Gangguan fasa-fasa

:

Relai Jarak

b) Gangguan fasa-netral

:

Relai Jarak

:

Relai arus lebih waktu terbalik (tak

2. Pengaman Cadangan


terarah) b) Gangguan fasa-netral

:

Relai arus lebih waktu terarah, waktu tertentu atau waktu terbalik


27



Dengan waktu pembebasan gangguan: 1. Pengaman Utama

: Waktu dasar maksimum 150 ms Dengan penundaan waktu maks. 600 ms


a) Jarak Jauh

: Dengan penundaan waktu maks. 600 ms Dengan penundaan waktu 1000 second

b) Lokal

: untuk gangguan di bus.

Untuk saluran yang pendek (misalnya kira-kira 20 km) dimana relai tidak dapat lagi melihat gangguan, terutama karena adanya. tahanan gangguan (Rf), seharusnya relai jarak dilengkapi dengan pola pilot (pengoperasian teleproteksi), sebaiknya pola blocking. Idealnya penggunaan relai jarak yang dilengkapi sistem teleproteksi digunakan untuk seluruh saluran udara tegangan tinggi. Namun atas pertimbangan biaya dan tingkat keadalan sistem maka tidak seluruh jaringan harus dipasang. Adapun prioritas bagi pemasangan sistem teleproteksi bagi sistem 70 kV, adalah penghantar 70 kV yang merupakan pasokan langsung dari sistem 150 kV melalui IBT 150/70 kV. 

Pentanahan netral dengan tahanan tinggi

Sedangkan untuk daerah yang menggunakan tahanan tinggi untuk sistem pentanahannya, sesuai SPLN No. 51-1 tahun 1984 bagian A, adalah sebagai berikut: 1. Pengaman Utama


:

Relai Jarak


:

1. Relai tanah selektif 2. Relai tanah terarah



:

Relai arus lebih waktu terbalik (tak terarah)


:

Relai arus lebih waktu terarah, waktu tertentu atau waktu terbalik.


28



Beberapa kasus khusus perlu diberikan pengarahan sebagai berikut: Untuk saluran yang pendek ditetapkan sebagai berikut: a. Sistem dengan tahanan rendah/solid grounded 

Relai jarak dengan pola blocking, atau



Relai differensial kawat-pilot

Keduanya sebagai pengaman gangguan fasa maupun gangguan fasa maupun gangguan tanah. b. Sistem dengan tahanan tinggi 

Relai jarak dengan pola blocking, atau



Relai differensial kawat-pilot



Relai fasa selektif

Ketiganya sebagai pengaman gangguan fasa, sedang sebagai pengaman gangguan tanah seperti pada tabel diatas. 2.2.1.2 SUTT 150 kV Berbeda dengan sistem transmisi 70 kV dimana terdapat 2 (dua) macam pentanahan netral sistem, pada sistem transmisi 150 kV ini terdapat hanya satu macam pentanahan netral sistem yaitu pentanahan efektif. Berbeda dengan SUTT 70 kV, penggunaan rele jarak sebagai pengaman utama yang dilengkapi teleproteksi menjadi suatu keharusan, khususnya bagi: 1) Penghantar yang dioperasikan looping dengan sistem 150 kV lainnya 2) Penghantar kV yang radial double circuit. Untuk penghantar dengan katagori saluran pendek, rele pengaman direkomendasikan menggunakan prinsip differensial: a) Current Differential b) Current Comparison c) Phase Differential Ada 2 (dua) macam pola pengaman dengan pilot yang telah dan akan diterapkan pada SUTT 150 kV PLN P3B, yaitu: 1) Permissive Transfer Trip Scheme a) Permissive Underreach Transfer Trip (PUTT) b) Permissive Overreach Transfer Trip (POTT )


29



2) Blocking Scheme Tabel 2-4. Blocking Scheme Pola Pengaman SUTT 150 kV 

Pengaman Utama


:

Relai Jarak yang dilengkapi sistem teleproteksi


:

Relai Jarak yang dilengkapi sistem teleproteksi



Pengaman Cadangan


:



:


2.2.2 Pola Proteksi Saluran Kabel Tegangan Tinggi (SKTT) SKTT 70 kV dan 150 kV

Pemakaian kabel tanah dapat dinyatakan sebagai standar yang berlaku umum di dalam kota. Untuk saluran yang pendek sebaiknya digunakan relai differential pilot, karena menggunakan kabel pilot sebagai media sinyal. Relai differensial pilot saat ini paling banyak dipakai dan dianggap tepat sebagai pengaman utama, baik bagi sistem dengan tahanan rendah maupun bagi sistem dengan tahanan pentanahan tinggi. Tabel 2-5. Pola Pengaman Transmisi 70 kV Saluran Kabel Tanah Pola Pengaman Sistem Sirkit

Pentanahan Netral Sistem

Pengaman Utama

Pengaman Cadangan

Gangguan

Gangguan

Gangguan antar

Gangguan

Fasa

Tanah

fasa atau 3-fasa

1-fasa ke tanah

(1) Saluran sirkit ganda paralel, dua sumber A. Rendah

Relai arus lebih

Relai arus lebih

waktu terbalik

waktu terbalik

(2) Saluran yang sama (1) dengan beberapa sumber, merupakan jaringan, terbuka atau tertutup Tahanan

B. Tinggi

Relai

Relai

Relai arus lebih

Relai daya

Differential

Differential

waktu terbalik

urutan nol


30



Di samping pengaman utama perlu pula ditetapkan pengaman cadangan dan dalam hal ini merupakan pengaman cadangan lokal. Pengaman cadangan lokal ini harus dipilih pengaman yang mempunyai keadalan yang tinggi demi untuk penyelamatan kabel tanah sewaktu terjadi gangguan. Untuk pengaman cadangan ini harus dibedakan 2 macam pengaman, yaitu: 1) Pengaman gangguan antar fasa atau tiga fasa; 2) Pengaman gangguan satu fasa ke tanah. Adapun Pola Pengaman Sistem Transmisi 70 kV Saluran Kabel Tanah, sesuai SPLN No. 52-1 tahun 1984 bagian A, adalah sebagai berikut: Untuk gangguan antar dan tiga fasa, yang arus gangguannya besar sebaiknya dipakai relai arus lebih waktu terbalik, sedang untuk gangguan satu-fasa ke tanah, yang arus gangguannya kecil, sebaliknya dipakai relai arus lebih waktu terbalik, atau relai daya urutan nol, yang lebih peka dari relai arus lebih waktu terbalik. Dengan demikian untuk gangguan satu fasa ke tanah, relai arus lebih waktu terbalik dipakai pada sistem dengan tahanan rendah, sedang relai daya nol dipakai pada sistem dengan tahanan tinggi. Oleh karena sistem pentanahan netral di 150 kV ini hanya menggunakan pentanahan efektif maka pola pengaman untuk SKTT 150 kV-nya hanya mengguanakan satu pola, yaitu relai differensial longitudinal sebagai pengaman utama untuk gangguan fasa-fasa dan fasa tanah. Sedangkan sebagai pengaman cadangan lokalnya menggunakan relai aruslebih waktu terbalik. Tabel 2-6. Pola Pengaman Transmisi 150 kV Saluran Kabel Tanah Pola Pengaman Sistem Sirkit

Pentanahan

Pengaman Utama

Pengaman Cadangan

Netral

Gangguan

Gangguan

Gangguan antar

Gangguan

Sistem

Fasa

Tanah

fasa atau 3-fasa

1-fasa ke tanah

1) Saluran sirkit ganda paralel, dua sumber 2) Saluran yg sama 1) dgn beberapa sumber, merupa kan jaringan, terbuka atau tertutup Effektif Relai Relai Relai arus lebih Relai arus lebih Differential Differential waktu terbalik waktu terbalik


31



2.2.3 Pola Proteksi Saluran Campuran Untuk kasus khusus dimana saluran tersebut merupakan saluran campuran antara adengan kabel tanah, maka digunakan pola pengaman sebagai berikut: a) Pada saluran campuran dimana saluran kabel tanah lebih dominan dari saluran udara maka dipakai pola pengaman seperti diketahui saluran yang dominan b) Tabel 2-7; c) Pada saluran yang bercampur sehingga sulit ditetapkan saluran mana (udara atau kabel tanah) yang dominan, ditetapkan berdasarkan perhitungan-perhitungan sesuai dengan keadaan sirkit tersebut, sehingga dapat diketahui saluran yang dominan Tabel 2-7. Pola Pengaman Saluran Campuran dengan Saluran Kabel Dominan

1. Pengaman Utama


:

Relai diferential


:

Relai diferential


:

Relai arus lebih waktu terbalik


:

Relai arus lebih waktu terbalik


2.2.4 Prinsip Kerja Relai Proteksi 2.2.4.1 Relai Jarak (Distance relay) Distance relay pada penghantar prinsip kerjanya berdasarkan pengukuran impedansi penghantar.

Impedansi penghantar yang dirasakan oleh relai

adalah hasil bagi tegangan dengan arus dari sebuah sirkit. Relai ini mempunyai ketergantungan terhadap besarnya SIR dan keterbatasan sensitivitas untuk gangguan satu fasa ke tanah. Distance relay mempunyai beberapa karaktristik seperti mho, quadrilateral, reaktanse, adaptive mho dan lain-lain.


Sebagai unit proteksi relai ini

32



dilengkapi dengan pola teleproteksi seperti PUTT, POTT dan Blocking. Jika tidak terdapat teleproteksi maka relai ini berupa step distance saja (basic). Distance relay pada jangkauan zone-1 berfungsi sebagai pengaman utama, sedangkan untuk jangkauan Zone-2, Zone-3, Zone-3 reverse berfungsi sebagai proteksi cadangan jauh (remote back up) untuk penghantar didepan maupun belakangnya.

Untuk mencegah terjadinya mencegah malakerja

relai akibat ayunan daya (power swing), biasanya Relai ini dilengkapi dengan elemen power swing blocking. 2.0

2 2.0 TA

TB

TC

x

1

x

x

0 0

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

x

0

PIP

0 8000 Zmax

PLIMO

ZL1 = 14.8 ZL6= 28.7

Ω

ZL5=2.99

OMBILIN PLTA SKRAK

ZL4=10.04 Ω

LBALG

Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA Singkarak – Lubuk Alung – PIP – Pauh Limo

Jenis karakteristik Distance relay

Karakteristik relai jarak merupakan penerapan langsung dari prinsip dasar relai jarak, karakteristik ini biasa digambarkan didalam diagram R-X. 1. Karakteristik Impedansi Ciri-cirinya: 

Merupakan lingkaran dengan titik pusatnya ditengah-tengah, sehingga

mempunyai sifat non directional. Untuk diaplikasikan

sebagai pengaman SUTT perlu ditambahkan relai directional;


33



Mempunyai keterbatasan mengantisipasi gangguan tanah high resistance;



Karakteristik impedan sensitive oleh perubahan beban, terutama untuk SUTT yang panjang sehingga jangkauan lingkaran impedansi dekat dengan daerah beban.

X

Z1 Z2

Gambar 2-21. Karakteristik Impedansi

2. Karakteristik Mho Ciri-ciri: 

Titik pusatnya bergeser sehingga mempunyai sifat directional;



Mempunyai keterbatasan untuk mengantisipasi gangguan tanah high resistance;



Untuk SUTT yang panjang dipilih Zone-3 dengan karakteristik Mho lensa geser.

X

Z

R

Gambar 2-22. Karakteristik Mho Z1, Z2 Partial Cross-polarise, Z3 Lensa Geser Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

34



3. Karakteristik Reaktance Ciri-ciri: 

Karateristik reaktance mempunyai sifat non directional. Untuk aplikasi di SUTT perlu ditambah relai directional;



Dengan seting jangkauan resistif cukup besar maka relai reactance dapat mengantisipasi gangguan tanah dengan tahanan tinggi.

Z3 Z2 Z1

Gambar 2-23. Karakteristik Reaktance dengan Starting Mho

4. Karakteristik Quadrilateral Ciri-ciri: 

Karateristik quadrilateral merupakan kombinasi dari 3 (tiga) macam komponen yaitu: reactance, berarah dan resistif;



Dengan seting jangkauan resistif cukup besar, maka karakteristik relai quadrilateral dapat mengantisipasi gangguan tanah dengan tahanan tinggi;



Umumnya kecepatan relai lebih lambat dari jenis mho.

Z3 Z2 Z1

Gambar 2-24. Karakteristik Quadrilateral


35



2.2.4.2 Relai Differensial Penghantar Untuk penghantar pendek selektifitas sulit dicapai apabila menggunakan relai jenis impedansi, maka sebagai solusi dipilih relai jenis differensial. Relai ini mempunyai kelebihan dibandingkan dengan relai impedansi, antara lain: 

tidak terpengaruh oleh power swing (ayunan daya) dan SIR;



sensistif terhadap gangguan dengan tahanan tinggi.

Macam-macam Relai Differensial Penghantar, yaitu: 1. Relai Differensial Arus Prinsip kerja Relai differensial arus penghantar adalah membandingkan besaran arus di kedua ujung penghantar melalui saluran telekomunikasi fiber optic. Relai ini sangat tergantung dengan saluran komunikasi. GI- A

GI-B

IA

IF

IB

Relay B

Relay A

Gambar 2-25. Typikal Relai Differensial Arus 

Pada kondisi normal (tidak ada gangguan) atau ada gangguan diluar daerah proteksinya (eksternal ), maka IA +IB = 0 sehingga relai tidak bekerja;



Sebaliknya, pada kondisi gangguan internal, IA +IB



0

(= IF),

sehingga relay akan bekerja dikedua sisi GI. A & GI.B. 2. Relai Differensial Pilot Pada dasarnya relai differensial pilot adalah relai differensial penghantar yang menggunakan kabel pilot dengan prinsip kerja circulating current atau balanced voltage seperti pada Gambar 2-26 dan Gambar 2-27. Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

36



Relai ini dilengkapi dengan Direct Transfer Trip (DTT) ke Relai pasangannya.

B

I

B

OP

OP

V

I Circulating Current

Gambar 2-26. Relai Differensial Pilot Jenis Arus

OP B

v

OP B

v

Balanced Voltage

Gambar 2-27. Relai Differensial Pilot Jenis Tegangan

3. Relai Perbandingan Sudut Fasa (Phase comparison Relay) Prinsip kerja relai ini adalah membandingkan sudut fasa antara arus yang masuk dengan arus yang keluar daerah yang diproteksi, seperti yang diperlihatkan pada Gambar 2-28. Pada kondisi tidak ada gangguan atau ada gangguan diluar daerah pengamanannya (eksternal), output dari comparator memberikan nilai 0, sehingga relay tidak bekerja. Sebaliknya pada kondisi gangguan internal,

output dari comparator memberikan nilai 1, sehingga relay

bekerja.


37



A

B

A

B

a. Fasa arus di A

b. Logic fasa arus di

c. Fasa arus di B d. Logic fasa arus di Output comparator di A: e=b+d Stability setting a) Gangguan eksternal

b) Gangguan internal

Gambar 2-28. Tipikal Relai Perbandingan Sudut Fasa

Pada penghantar yang panjang dimana beda tegangan terminal cenderung tidak sama, maka pola proteksi jenis ini kurang selektif, sehingga

tidak

direkomendasikan

dipakai

untuk

memproteksi

penghantar yang panjang. 4. Directional Selective Relay Pada penghantar 70 kV

yang menggunakan sistem pentanahan titik

netral dengan tahanan tinggi (high resistance) 100 – 200 Ω, arus hubung singkat satu fasa ketanah sangat kecil, seperti sistem 70 kV di Jawa Timur (200 Ω) dan sistem 70 kV Palembang (133 Ω). Sehingga

penggunaan

distance

relay

tidak

efektif,

dan

jika

menggunakan current differential juga tidak efisien (mahal) karena perlu jaringan komunikasi. Oleh karena itu pada pola proteksi yang digunakan pada penghantar 70 kV high resistance adalah dengan Selective relai.


38



Persyaratan selective relai yaitu: 

Pola operasi penghantar harus sirkit ganda (double circuit)



Proteksi sirkit 1 & 2 di satu GI harus sama



Penggunakan directional relay untuk OCR /GFR

Prinsip kerja dari Selective relai:

1. Selective directional relai bekerja berdasarkan perbedaan arus yang mengalir melalui kedua penghantar pada saat terjadi gangguan. Besar selisih arus gangguan tersebut akan dirasakan oleh relai dan dengan inputan tegangan relai dapat membedakan lokasi gangguan pada penghantar 1 atau penghantar 2; 2. Selective directional relai tidak boleh bekerja ketika penghantar beroperasi satu sirkit dan harus ter-blok ketika salah satu penghantar trip karena gangguan. BUS 70 KV

4 2

50S1 1

INPUT VOLTAGE Open delta

3

3 3

4

a

Phase to phase

50SG1

a 2

INPUT VOLTAGE

1

INPUT VOLTAGE

2

50SA

4 4

50SG2

Open delta

1

3 1

3

50S2

INPUT VOLTAGE Phase to phase

2 4

LINE 1

LINE 1

Gambar 2-29. Diagram Pola Directional Selective Relay Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

39


2.3


PERALATAN BANTU PROTEKSI

2.3.1 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 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


40



Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara kedua subsistem yang akan dihubungkan fungsinya untuk mencegah penutupan PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi. 2.3.2 Penutup Balik Otomatis (Autoreclose) Saluran udara tegangan tinggi (SUTT) merupakan salah satu bagian sistem yang paling sering mengalami gangguan, sebagian besar dari penyebab gangguan tersebut bersifat temporer yang akan segera hilang setelah Pemutus Tenaga (PMT) trip. Agar kesinambungan pasokan tenaga listrik tetap terjaga serta batas stabilitas tetap terpelihara maka PMT dicoba masuk kembali sesaat setelah kejadian trip diatas (reclose). Untuk mengurangi dampak gangguan yang bersifat temporer terhadap keandalan pasokan tenaga listrik, maka pada SUTT dipasang penutup balik otomatis (autorecloser). 2.3.2.1 Klasifikasi Pola Autoreclose: 1. berdasarkan waktu kerjanya a. Cepat (highspeed) Highspeed adalah penutup balik otomatis dengan waktu tunda < 1 detik. Autoreclose cepat untuk 1 (satu) fasa, 3 (tiga) fasa dan 1+3 (satu atau tiga) fasa; b. Lambat (delayed) Lowspeed adalah penutup balik otomatis dengan waktu tunda > 1 detik. Autoreclose lambat untuk 3 (tiga) fasa. 2. berdasarkan jumlah fasa yang trip a. Satu Fasa (Single Phase) b. Tiga Fasa (Three Phase) 3. berdasarkan jumlah penutupan balik a. penutupan balik satu kali (single shot) b. penutupan balik beberapa kali (multiple shot).


41



Untuk proteksi saluran transmisi autoreclose hanya dioperasikan single shot dengan mempertimbangkan dampak gangguan permanen terhadap kerusakan peralatan. Autorelose hanya diijinkan bekerja pada proteksi utama penghantar. Pemilihan pola single phase auto reclosing (SPAR) atau three phase auto reclosing (TPAR) dengan waktu reclose cepat atau lambat harus mempertimbangkan konfigurasi jaringan seperti Gambar 2-30 sebagai berikut:

 a. Jaringan Radial Sirkit Tunggal

 b. Jaringan Radial sirkit Ganda

SUTT SISTEM A

SISTEM B

LOOPING c. Jaringan Looping Sirkit Tunggal

SUTT SISTEM A

SISTEM B

LOOPING d. Jaringan Looping Sirkit Ganda Gambar 2-30. Konfigurasi Jaringan


42



Pemilihan pola single phase auto reclosing (SPAR) atau three phase auto reclosing (TPAR) dengan waktu reclose cepat atau lambat harus mempertimbangkan batas stabilitas sistem, karaktesitik PMT dan peralatan proteksi yang digunakan. Pertimbangan ini menyangkut besarnya nilai setelan/setting untuk dead time dan reclaim time. Pemilihan pola A/R dengan waktu reclose cepat atau lambat harus mempertimbangkan persyaratan pada kedua ujung saluran antara lain: a. Kemungkinan reclose pada gangguan permanen; b. Kemungkinan gagal sinkron pada saat reclose; c. Salah satu sisi tersambung ke unit pembangkit; d. Penutupan PMT pada kedua ujung saluran yang tidak bersamaan.

Pada konfigurasi satu setengah PMT dimungkinkan pembukaan PMT tidak serentak

sehingga

menjadi

pertimbangan

untuk

menerapkan

pola

Autoreclose pada kedua PMT. 2.3.2.2 Pengoperasian A/R cepat (High Speed A/R) Pengoperasian A/R cepat dapat diterapkan bila persyaratan di bawah ini dipenuhi: a. Siklus kerja (duty cycle) dari PMT sesuai untuk operasi dengan A/R cepat. b. Kemampuan poros mesin (terutama yang berporos panjang) dan belitan stator generator perlu diperhatikan, sehingga pengoperasian high speed A/R 3 fasa pada SUTT di GI pembangkit atau yang dekat pembangkit dilakukan setelah ada kepastian bahwa operasi high speed A/R 3 fasa tidak membahayakan mesin pembangkit. 2.3.2.3 Penerapan A/R cepat 1(satu) fasa Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut: 

SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.



SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda.


43



2.3.2.4 Penerapan A/R cepat 3 (tiga) fasa Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut: 

SUTT jaringan radial ganda.



SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda

Pengoperasian high speed A/R 3 fasa, disamping memberikan keuntungan pada sistem yaitu memperbaiki stability margin, mengurangi terjadinya pembebanan kritis akibat gangguan pada SUTT maupun pada saluran interkoneksi, juga memberikan resiko berupa kemungkinan terjadinya gangguan yang lebih parah bila operasi A/R pada saat ada gangguan permanen. Dengan demikian maka pengoperasian high speed A/R 3 (tiga) fasa harus didahului dengan keyakinan (berupa hasil studi) bahwa pengoperasian A/R akan memberi manfaat yang besar dengan resiko yang kecil. Penerapan A/R cepat 3 (tiga) fasa untuk jaringan looping harus dilengkapi dengan relai synchrocheck atau relai lain (rele daya) yang dapat berfungsi untuk memastikan bahwa kondisi sinkron pada PMT yang akan reclose masih dipenuhi . Operasi high speed A/R 3 (tiga) fasa tidak boleh diterapkan bila hasil studi menunjukan bahwa high speed reclosing akan dapat menimbulkan tegangan lebih transien yang melebihi nilai desain yang diijinkan. 2.3.2.5 Pengoperasian A/R lambat Pengoperasian A/R lambat hanya diterapkan pada A/R 3 (tiga) fasa. Penerapan A/R lambat 3 (tiga) fasa dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem: a. SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda. b. SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda. Mempertimbangkan stres pada poros generator maka disarankan agar operasi reclose PMT pada SUTT/SUTET yang terganggu dilakukan secara berurutan dimulai dari PMT yang jauh dari pembangkit atau yang fault levelnya lebih kecil, baru kemudian PMT yang dekat pembangkit (secara manual atau dengan auto recloser). Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

44



Operasi reclose dua PMT dengan serentak sulit dicapai sehingga pada ujung SUTT yang tersambung ke GI dengan pola satu setengah PMT perlu diperhatikan kemungkinan terjadinya penutupan

dua PMT yang tidak

serentak. Khusus pada gangguan permanen, penutupan dua PMT yang tidak serentak akan menyebabkan gangguan berlangsung lebih lama dan menimbulkan gangguan baru yang lebih parah. Untuk mengurangi kemungkinan terjadinya hal tersebut, disarankan pertama reclose untuk PMT line (B1) yang terhubung langsung ke busbar baru kemudian PMT tengah (AB) setelah PMT pertama berhasil masuk seperti terlihat pada Gambar 2-31 dibawah ini.

 A

AB

B1 SUTT

Gambar 2-31. Pola A/R pada 1½ PMT

Pengoperasian A/R lambat 3 fasa harus dikontrol oleh relai synchro check atau relai lain (seperti rele daya) yang dapat berfungsi untuk memastikan bahwa kondisi sinkron pada PMT yang akan reclose masih dipenuhi. 2.3.2.6 Kondisi Autoreclose tidak boleh bekerja Autoreclose tidak boleh bekerja pada kondisi: a.

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

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

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

d. PMT trip oleh Switch On To Fault (SOTF). Bila relai proteksi SUTT tidak dilengkapi dengan fungsi SOTF, maka perlu ditambahkan sirkit A/R blok untuk menunda fungsi A/R setelah


45



PMT dimasukan secara manual. Lama waktu tunda sirkit A/R blok akan ditentukan kemudian. e.

PMT trip oleh out of step protection (bila ada pola out of step trip).

2.3.2.7 Kondisi Autoreclose tidak boleh diterapkan a. SKTT (Saluran Kabel Tegangan Tinggi) Pola autoreclose satu fasa dan tiga fasa tidak boleh diterapkan pada SKTT, karena gangguan yang sering terjadi pada SKTT adalah gangguan permanen. b. SUTT yang tersambung ke Trafo dengan sambungan T dimana dititik C tidak ada proteksi bay penghantar (Gambar 2-32). Pola autoreclose tiga fasa tidak boleh diterapkan kecuali jika beban trafo dilepas terlebih dahulu untuk menghindari energize trafo pada saat berbeban.

C

Gambar 2-32. SUTT yang tersambung ke Trafo dengan sambungan T

2.3.3 AVR Trafo tenaga A. KUALITAS PELAYANAN DAN MUTU TEGANGAN

Penampilan dari sistem 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.


46



Terlihat pada Gambar 2-33, 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).

Rural

Primary

First

Last

Last

rural

Gambar 2-33. 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 .


47

Materi 2 Dasar Sistem Proteksi Tt

Recommend Documents