UJI PORTOFOLIO KOMPETENSI
PERBAIKAN KOORDINASI PROTEKSI SISTEM 20 KV DI PLN AREA KUALA KAPUAS
DI SUSUN OLEH ULIL AMRIE ZA NIP : 8912700ZY
UNIT KERJA PT. PLN ( PERSERO ) AREA KUALA KAPUAS
ABSTRAK
ULIL AMRIE ZA (8912700ZY), PLT SPV Operasi Jaringan, PPLN Area Kuala Kapuas, PLN Wilayah Kalimantan Selatan Kalimantan Tengah, April 2015, “ PERBAIKAN KOORDINASI PROTEKSI SISTEM 20 KV DI PLN AREA KUALA KAPUAS ”. Seiring dengan perkembangan jumlah pelanggan dan asset PLN koordinasi proteksi sistem jaringan 20kV menjadi hal yang sudah terabaikan. Terutama koordinasi proteksi untuk sistem yang ada pada jaringan 20 kV, padahal koordinasi proteksi adalah hal yang sangat penting untuk kehandalan dan keamanan pada suatu sistem tenaga listrik, karena dengan koordinasi yang benar dapat memperbaiki kinerja seperti SAIDI, SAIFI, FGTM dan juga dapat mempengaruhi kwh Jual.
Kata Kunci: Data Proteksi, Koordinasi,
KATA PENGANTAR
Segala puji bagi Alloh yang telah mencukupkan makan dan minumku yang tanpa susah payah aku mendapatkanya, yang atas karunia dan ridho-Nya, penyusun dapat menyelesaikan makalah ini dengan judul “PERBAIKAN KOORDINASI PROTEKSI SISTEM 20 KV DI PLN AREA KUALA KAPUAS “ merupakan bahan yang kami angkat, mengingat berdasarkan pengamatan dan pengalaman kami selama bertugas di PLN Area Kuala Kapuas permasalahan koordinasi proteksi masih sering terjadi sehingga memberikan efek terhadap beberapa pencapaian target kinerja seperti Saidi , Saifi, FGTM. dan juga memberikan efek bagi citra perusahaan. Dengan ini kami mencoba memaparkan beberapa upaya kami untuk memperbaiki koordinasi proteksi sistem 20 kV yang ada di PT PLN (Persero) Area Kuala Kapuas. Tidak ada hal yang baru dalam ilmu proteksi yang kami sajikan, kami hanya berusaha melaksanakan apa yang dapat kami lakukan dengan semaksimal kemampuan kami sebagai penyusun. Tentunya masih banyak kekurangan yang harus kami perbaiki dan tingkatkan lagi. Kami sadar bahwa bahasan yang kami sajikan ini jauh dari sempurna mengingat keterbatasan pengetahuan yang dimiliki, oleh sebab itu dengan penuh kesadaran dan keterbukaan menerima kritik dan saran demi perbaikan dan kesempurnaan makalah ini, semoga dapat digunakan dalam pelaksanaan pekerjaan.
DAFTAR ISI KATA PENGANTAR I.
LATAR BELAKANG
II.
URAIAN MAKALAH 1. Perencanaan & Review data Proteksi 2. Pelaksanaan Perbaikan Sistem Proteksi
III.
ANALISA PERMASALAHAN 1. Masalah Koordinasi Proteksi
IV.
PENUTUP A. Kesimpulan B. Usulan dan rekomendasi
I. LATAR BELAKANG Fungsi proteksi dalam sistem tenaga listrik adalah untuk mengamankan peralatan/sistem sehingga kerugian akibat gangguan dapat dihindari atau dikurangi menjadi sekecil mungkin, dengan cara :
1. Mendeteksi
adanya
gangguan
atau
keadaan
abnormal
lainnya
yang
dapat
membahayakan peralatan atau sistem.
2. Melepaskan (memisahkan) bagian sistem yang terganggu atau yang mengalami keadaan abnormal lainnya secepat mungkin sehingga kerusakan instalasi yang terganggu yang dilalui arus gangguan dapat dihindari atau dibatasi seminimum mungkin dan bagian sistem lainnya tetap dapat beroperasi. Fungsi Proteksi pada sistem tenaga listrik adalah untuk :
1. Merasakan dan melokalisir bagian yang terganggu secepatnya 2. Mengurangi kerusakan yang lebih parah dari peralatan yang terganggu 3. Mengurangi pengaruh gangguan terhadap bagian yang lain yang tidak terganggu didalam sistem tersebut.
4. Mencegah meluasnya gangguan untuk menjamin keandalan penjualan tenaga listrik. 5.
Memperkecil bahaya bagi manusia
Untuk melaksanakan fungsinya tersebut diperlukan persyaratan - persyaratan yaitu : selektif , sensitip ,cepat, peka, andal dan ekonomis. Perlunya koordinasi setting relay proteksi adalah agar sistem proteksi dapat selektif , sensitif dan cepat dalam mengeksekusi trip untuk memisahkan gangguan, karena jika koordinasi setting proteksi tidak tepat akan mengakibatkan trip yang tidak selektif dan tidak cepat sehingga dapat mengakibatkan kerusakan alat seperti trafo tenaga. Untuk melakukan evaluasi setting koordinasi dengan menggunakan aplikasi simkor yang secara teori menghitung waktu trip eksekusi dengan memasukkan setting nilai proteksi.
II.
URAIAN MAKALAH
Dari data log yang tercatat pada log history relay proteksi terdapat beberapa kali koordinasi proteksi yang gagal, berikut ini sampel data yang diambil dari data gangguan yang tercatat. Data Gangguan SL. 5 No Feeder Indikasi Waktu Arus Gangguan Keterangan 1 RCR. AJR OCR 05/01/2015 16:33 197 Inrush Trip 2 GH. BRB GFR 03/02/2015 10:35 181 3 RCR. AJR GFR 03/02/2015 10:35 181 4 GH. BRB GFR 11/02/2015 14:15 169 5 RCR. AJR GFR 11/02/2015 14:15 169
Tabel 1. Sampel data gangguan gagal koordinasi proteksi feeder SL.5. PREDIKSI ARUS HUBUNG SINGKAT TRAFO 2 GI SELAT F-G
146 69
F-F 212 Mak 145 Min
F-G
202 76
F-F 446 256
F-G
229 79
F-G
261 81
C
D
E
F-F 656 329
F-F 1.186 424
F-G
288 82
B
DATA SUMBER SCL MVA PF Mak. 830 0 Min. 664 0,05 12416,1
F-F 5.462 566 A
S L4 UJUNG JTM
L3
L2 Recloser Anjir
L1 GH Barimba
SL.5
Rn IMPEDANSI GANGGUAN Rf 3Q = 0 Rf 2Q = 35 Rf 1Q = 100
Rn =
40
Vs 100% 100
Ohm
Gambar 1. Single Line Diagaram dan Besar Prediksi Arus Hubung Singkat Feeder SL.5 Dari tabel 1.1 nomor 2 – 4 didapatkan beberapa kondisi dimana sistem koordinasi proteksi antara GH Barimba dan Recloser anjir mengalami trip bersamaan, setelah di review sistem proteksinya ternyata terdapat kondisi koordinasi yang kurang tepat antara GH Barimba & Recloser Anjir. berikut ini tampilan kurva dan hasil simulasi waktu trip pada simkor.
Gambar 2. Kondisi Kurva Proteksi GFR SL.5 Sebelum di review.
Tabel 2. Koordinasi Waktu Trip GFR Feeder SL. 5 Pada gambar 2 dan Tabel 2 didapat bahwa dengan simulasi arus gangguan grounding sebesar 180 Ampere maka didapatkan waktu trip pada tabel 2 dengan GH Barimba lebih cepat 0.01 detik dibanding recloser Anjir. Padahal selisih waktu yang dibutuhkan untuk berkoordinasi adalah minimal 0,4 detik dimana recloser harus trip lebih dahulu. sedangkan pada tabel 1 no 1 didapatkan trip pada saat recloser start, hal ini disebabkan karena terkena inrush current pada saat recloser di on kan, padahal itu bukan merupakan gangguan, namun terjadi trip. berikut ini adalah kurva koordinasi proteksi OCR pada feeder SL.5
Gambar 2. Kondisi Kurva Proteksi OCR SL.5 Sebelum di review. Pada gambar 2 diatas didapatkan bahwa recloser terkena inrush current dengan arus nominal 30 amper. Berdasarkan data diatas, didapati adanya mis koordinasi proteksi, maka perlu di review ulang dan di setting ulang. 1. Perencanaan. Perancanaan setting proteksi yang diperlukan adalah data arus setting proteksi dan melihat dan rata rata nilai gangguan. beberapa dari log gangguan yang tercatat ada beberapa permasalahan koordinasi proteksi, untuk memperbaiki sistem proteksi yaitu dengan memastikan selisih waktu koordinasi antar peralatan yaitu 0,4 detik dan disimulasikan dengan menggunakan simkor untuk memasuukan nilai setting yang sesuai dengan koordinasi dan perangkat proteksi dapat selektif.
2. Pelaksanaan resetting data proteksi. Untuk menjadikan setting OCR agar lebih selektif yaitu dengan mengubah kurva proteksi dengan menggunakan standart inverse , karena jika menggunakan derfinit pada kurva akan terkena inrush current.
Gambar 3. Kondisi Kurva Proteksi OCR SL.5 Sesudah resetting. Dengan mengubah setting kurva pada recloser Anjir dari Definite menjadi Standart Inverse pada settingan OCR maka tanpa mengubah besaran arus setting, inrush current sudah tidak mengenai settingan OCR karena waktu inrush current singkat dan belum sempat pick up saat inrush current melebihi nilai setting. Untuk permasalahan GH dan recloser yang trip bersamaan diperlukan simulasi pada simkor seperti gambar 4 berikut:
Gambar 4. Kondisi Kurva Proteksi GFR SL.5 Setelah resetting.
dengan menaikkan High Set GFR pada GH barimba melebihi arus gangguan rata rata maka sistem proteksi jika terjadi gangguan terjadi sesudah Recloser anjir akan lebih selektif. hanya trip di recloser dan tidak trip pada GH barimba. Berikut ini pada tabel 3 adalah simulasi waktu trip setelah dilakukan resetting,
Tabel 3. Koordinasi Waktu Trip GFR Feeder SL. 5 setelah resetting. Pada tabel 3 diatas setelah dilakukan resetting dengan arus simulasi gangguan rata rata 180 ampere maka recloser akan trip pada waktu 0,05 detik dan GH Barimba 0,44 detik sehingga ada selisih waktu 0,39 detik. Dengan selisih tersebut sudah cukup memberi waktu untuk recloser anjir melepas CB untuk memisahkan gangguan , sehingga CB pada GH Barimba tidak ikut trip. III.
ANALISA PERMASALAHAN
Dari data yang telah terrecord didapat kan beberapa permasalahan dalam koordinasi proteksi, karena kompleksitas yang ada dilapangan. Setelah dilakukan resetting koordinasi didapatkan beberapa poin yaitu: a. Untuk feeder SL 5 koordinasi proteksi nya perlu menaikan setting OCR High Set pada GH Barimba agar jika terjadi trip daerah padam bisa diminimalisir. b. Pada recloser untuk setingan OCR perlu menggunakan kurva Standart inverse agar setingan OCR tidak terkena inrush current. 1.
Masalah koordinasi proteksi
Berdasarkan hasil yang didapat dari koordinasi Proteksi, ditemukan permasalahan sebagai berikut: 1. Di area kuala kapuas tidak ada staf yang khusus untuk menangani proteksi, tidak ada jabatan engiineer proteksi di area kuala kapuas. 2. kurangnya pengetahuan pegawai akan ilmu proteksi dan belum mengenal fitur dari relay proteksi ( datasheet). 3. lokasi peralatan proteksi yang ada pada jaringan 20 kv sangat jauh hingga ke rayon. 4. Terbatasnya peralatan pendukung seperti Portable Test Relay, Amper Stick 20kV, & Ampere meter inrush.
IV.
PENUTUP
KESIMPULAN
Jika koordinasi proteksi telah disetting dengan baik dan setiap peralatan memiliki selisih trip 0,4 detik maka dipastikan dapat meminimalisir terjadinya trip yang tidak selektif pada sistem proteksi. Dengan sistem proteksi yang lebih selektif maka daerah padam dapat diminimalisir.
USULAN DAN REKOMENDASI
Perlunya staf khusus proteksi sistem distribusi yang ada pada setiap kantor area Perlu aplikasi online terpusat untuk penyimpanan data proteksi yang bisa di update setiap saat dimanapun dan setiap waktu. Perlunya peningkatan skill tentang ilmu proteksi secara berkesinambungan. Perlu peralatan yang memadahi untuk fasilitas pekerjaan koordinasi proteksi. Perlunya bersinergi dan saling menunjang antara proteksi dari AP2B ke Area Distribusi untuk menyesuaikan setting proteksi antara otoritas AP2B dan Area. Perlunya secara kontinyu untuk mencatat gangguan / log history gangguan yang lengkap dengan besar arus gangguan dan indikasinya untuk keperluan analisa sistem proteksinya. Perlunya jadwal review sistem proteksi secara berkala untuk kehandalan sistem.
