1. Pola Proteksi Gardu Induk

PT PLN (Persero)PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN Pola Proteksi Gardu Induk

1. POLA PROTEKSI GARDU INDUK

Sistem proteksi merupakan bagian yang sangat penting dalam suatu instalasi

tenaga listrik, selain untuk melindungi peralatan utama bila terjadi gangguan

hubungsingkat, system proteksi juga harus dapat mengeliminiir daerah yang

terganggu dan memisahkan daerah yang tidak tergangggu, sehingga gangguan

tidak meluas dan kerugian yang timbuk akibat gangguan tersebut dapat di

minimalisasi. Relai proteksi gardu induk seperti yang terlihat pada gambar 1.1

terdiri dari :

Relai proteksi Trafo Tenaga

Relai proteksi busbar atau kopel

Relai proteksi PMT

Relai proteksi kapasitor dan reaktor

Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan

1

Gbr 1.1 : Diagram Proteksi gardu induk

NGR : 12 Ω 1000A

NGR: 12 Ω1000 A

UNINDOTD-2 (60 MVA)

PLTG

BUS 150KV-4000AIII

Proteksi BUSBAR

Proteksi PHT Proteksi PHT

Proteksi PEMBANGKIT

OHL OHL

Proteksi TRAFOProteksi TRAFO

Proteksi FEEDER


1.1 Proteksi Trafo Tenaga

Peralatan proteksi trafo tenaga terdiri dari Relai Proteksi, Trafo Arus (CT), Trafo

Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya AC/DC yang terintegrasi dalam suatu

rangkaian, sehingga satu sama lainnya saling keterkaitan. Fungsi peralatan

proteksi adalah untuk mengidentifikasi gangguan dan memisahkan bagian

jaringan yang terganggu dari bagian lain yang masih sehat serta sekaligus

mengamankan bagian yang masih sehat dari kerusakan atau kerugian yang lebih

besar

a). Gangguan pada Trafo Tenaga

o Gangguan internal

Gangguan yang terjadi di daerah proteksi trafo, baik di dalam trafo

maupun diluar trafo sebatas lokasi CT.

Penyebab gangguan internal biasanya akibat ;

- Kegagalan isolasi pada belitan, lempengan inti atau baut pengikat

inti atau Penurunan nilai isolasi minyak yang dapat disebabkan

oleh kualitas minyak buruk, tercemar uap air dan adanya


2

RELAI PROTEKSI

OCR/GF3

RELAI PROTEKSI

CT150

PMT 150 KV

PMT 20 KV

CT20

CTN150

CTN20

NGR

Indikasi relai

Data Scada

Event Recorder

Disturbance Recorder

CATU DAYADC / AC

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


dekomposisi karena overheating, oksidasi akibat sambungan

listrik yang buruk

- Kebocoran minyak

- Ketidaktahanan terhadap arus gangguan (electrical dan

mechanical stresses)

- Gangguan pada tap changer

- Gangguan pada sistem pendingin

- Gangguan pada bushing

Gangguan internal dapat dikelompokan menjadi incipient fault dan

active fault

Incipient fault : gangguan terbentuk lambat, dan akan berkembang

menjadi gangguan besar jika tidak terdeteksi dan tidak diatasi. Seprti

Overheating, overfluxsing, dan over presure

Penyebab Overheating

Ketidaksempurnaan sambungan baik elektrik maupun magnetik

Kebocoran minyak

Aliran sistem pendingin tersumbat

Kegagalan kipas atau pompa sistem pendingin

Penyebab overfluxing

Terjadi saat overvoltage dan under frekuensi, dapat menyebabkan

bertambahnya rugi-rugi besi sehingga terjadi pemanasan yang

dapat menyebabkan kerusakan isolasi lempengani inti dan bahkan

isolasi belitan

Penyebab Overpressure

Pelepasan gas akibat overheating

Hubung singkat belitan-belitan sefasa

Pelepasan gas akibat proses kimia

Active fault : disebabkan oleh kegagalan isolasi atau komponen

lainnya yang terjadi secara cepat dan biasanya dapat menyebabkan


3


kerusakan yang parah

Penyebab gangguan Active fault yaitu sbb ;

Hubung singkat fasa-fasa atau fasa dengan ground

Hubung singkat antar lilitan sefasa (intern turn)

Core faults

Tank faults

Bushing flashovers

o Gangguan eksternal

Gangguan yang terjadi diluar daerah proteksi trafo. Umumnya

gangguan ini terjadi pada jaringan yang akan dirasakan dan

berdampak terhadap ketahanan kumparan primer maupun

sekunder/tersier Trafo. Fenomena gangguan ekternal seperti :

• Hubungsingkat pada jaringan sekunder atau tersier (penyulang)

yang menimbulkan through fault current. Frekuensi dan besaran

arus gangguan diprediksi akan mengurangi umur operasi trafo.

• Pembebanan lebih (Overload )

• Overvoltage akibat surja hubung atau surja petir

• Under atau over frequency akibat gangguan sistem

• External system short circuit

b). Fungsi Proteksi Trafo tenaga terhadap gangguan

Untuk memperoleh efektifitas dan efisen dalam menentukan sistem

proteksi trafo tenaga, maka setiap peralatan proteksi yang dipasang

harus disesuaikan dengan kebutuhan dan prediksi gangguan yang

akan terjadi yang mengancam ketahanan trafo itu sendiri. Jenis relai

proteksi yang dibutuhkan seperti tabel-1


4


Tabel-1 : Kebutuhan fungsi relai proteksi thd berbagai gangguan

c) Pola Proteksi Trafo tenaga berdasarkan SPLN 52-1

Kebutuhan peralatan proteksi trafo berdasarkan kapasitas trafo sesuai

SPLN adalah seperti pada tabel-2.

Tabel-2 :Kriteria sistem proteksi sesuai SPLN 52-1


5


d) Proteksi utama Trafo Tenaga

Proteksi utama adalah suatu sistem proteksi yang diharapkan sebagai

prioritas untuk mengamankan gangguan atau menghilangkan kondisi

tidak normal pada trafo tenaga. Proteksi tersebut biasanya

dimaksudkan untuk memprakarsainya saat terjadinya gangguan

dalam kawasan yang harus dilindungi. (lEC 15-05-025).

Ciri-ciri pengaman utama :

waktu kerjanya sangat cepat seketika (instanteneoues)

tidak bisa dikoordinasikan dengan relai proteksi lainnya

Tidak tergantung dari proteksi lainnya

Daerah pengamanannya dibatasi oleh pasangan trafo arus,

dimana relai differensial dipasang


6

OCR/GFR50/51/51G

REL 20 kV

OCR/GFR50/51P/51GP

OCR/GFR50/51S/51GS

87T

87NP

87NS

SBEF51NS

Gbr 1.2.0 : Sistem proteksi trafo tenaga 150/20 kV


1.1.1 Differential relay ( 87T )

Relai diferensial arus berdasarkan H. Kirchof, dimana arus yang

masuk pada suatu titik, sama dengan arus yang keluar dari titik

tersebut

Relai diferensial arus membandingkan arus yang melalui daerah

pengamanan

Fungsi relai diferensial pada trafo tenaga adalah Mengamankan

transformator dari gangguan hubung singkat yang terjadi di dalam

transformator, antara lain hubung singkat antara kumparan dengan

kumparan atau antara kumparan dengan tangki. Relai ini harus

bekerja kalau terjadi gangguan di daerah pengamanan, dan tidak

boleh bekerja dalam keadaan normal atau gangguan di luar daerah

pengamanan.

Relai ini merupakan unit pengamanan dan mempunyai selektifitas

mutlak. Karakteristi diffrensial relay


7

(I1-I2 )

(I1+I2)/2

Slope = Id

Ih

Ih

Id

Idm

Slope 1

Slope 2

Operate area

block area

100 %

Gbr 1.2.1a : prinsip kerja relai differensial

Gbr 1.2.1b : Karakteristik kerja relai differential


1.1.2 Restricted Earth Fault (REF)

Prinsip kerja relai REF sama dengan dengan relai differensial yaitu

membandingkan besarnya arus sekunder kedua trafo arus yang

digunakan, akan tetapi batasan daerah kerjanya hanya antara CT

fasa dengan CT titik netralnya. REF ditujukan unuk memproteksi

gangguan 1-fasa ketanah

Pada waktu tidak terjadi gangguan/keadaan normal atau gangguan di

luar daerah pengaman, maka ke dua arus sekunder tersebut di atas

besarnya sama, sehingga tidak ada arus yang mengalir pada relai,

akibatnya relai tidak bekerja.

Pada waktu terjadi gangguan di daerah pengamanannya, maka

kedua arus sekunder trafo arus besarnya tidak sama oleh karena itu,

akan ada arus yang mengalir pada relai, selanjutnya relai bekerja.

Fungsi dari REF adalah untuk mengamankan transformator bila ada

gangguan satu satu fasa ke tanah di dekat titik netral transformator yang

tidak dirasakan oleh rele differensial


8

Gbr 1.2.2 : Rangkaian arus relai REF saat terjadi ggn ekternal


1.1.3 Proteksi Cadangan

Proteksi cadangan adalah suatu sistem proteksi yang dirancang untuk

bekerja ketika terjadi gangguan pada sistem tetapi tidak dapat diamankan

atau tidak terdeteksinya dalam kurun waktu tertentu karena kerusakan atau

ketidakmampuan proteksi yang lain (proteksi utama) untuk mengerjakan

Pemutus tenaga yang tepat.

Proteksi cadangan dipasang untuk bekerja sebagai pengganti bagi proteksi

utama pada waktu proteksi utama gagal atau tidak dapat bekerja

sebagaimana mestinya. (IEC l6-05-030).

Ciri-ciri pengaman cadangan :

waktu kerjanya lebih lambat atau ada waktu tunda (time delay), untuk

memberi kesempatan kepada pengaman utama bekerja lebih dahulu.

Relai pengaman cadangan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi

pengamanan cadangan lainnya di sisi lain.

Secara sistem, proteksi cadangan terpisah dari proteksi utama

Pola Proteksi cadangan pada trafo tenaga umumnya terdiri dari OCR

untuk gangguan fasa-fasa atau 3-fasa dan GFR untuk gangguan 1-fasa

ketanah seperti yang terlihat pada tabel-1 di atas.

1.1.3.1 Relai Arus Lebih (50/51)

Prinsip kerja relai arus lebih adalah berdasarkan pengukuran arus,

yaitu relai akan bekerja apabila merasakan arus diatas nilai settingnya.

OCR dirancang sebagai pengaman cadangan Trafo jika terjadi

gangguan hubung singkat baik dalam trafo (internal fault) maupun

gangguan ekternal (external fault). Oleh karena itu, setting arus OCR

harus lebih besar dari kemampuan arus nominal trafo yang diamankan

(110 – 120% dari nominal), sehingga tidak bekerja pada saat trafo

dibebani nominal, akan tetapi harus dipastikan bahwa setting arus relai

masih tetap bekerja pada arus hubung singkat fasa-fasa minimum.


9


Karateristik waktu kerja terdiri dari :

- Definite

- Normal/Standar inverse

- Very inverse

- Long time inverse

Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa – fasa,

mempunyai karakteristik inverse (waktu kerja relai akan semakin cepat

apabila arus gangguan yang dirasakannya semakin besar) atau

definite (waktu kerja tetap untuk setiap besaran gangguan). Selain itu

pada relai arus lebih tersedia fungsi high set yang bekerja seketika

(moment/instantaneous).

Untuk karakteristik inverse mengacu kepada standar IEC atau

ANSI/IEEE. Relai ini digunakan sebagai proteksi cadangan karena

tidak dapat menentukan titik gangguan secara tepat, dan juga

ditujukan untuk keamanan peralatan apabila proteksi utama gagal

kerja.


10

Gbr 1.3.1 : Kurva / karakteristik inverse


Agar dapat dikoordinasikan dengan baik terhadap relai arus lebih disisi

yang lain (bukan relai arus lebih yang terpasang di penghantar), maka

karakteristik untuk proteksi penghantar yang dipilih adalah kurva yang

sama yaitu standard inverse (IEC) / normal inverse (ANSI/IEEE).

1.1.3.2 Ground Fault Relay (50N/51N)

Prinsip kerja GFR sama dengan OCR yaitu berdasarkan pengukuran

arus, dimana relai akan bekerja apabila merasakan arus diatas nilai

settingnya.

GFR dirancang sebagai pengaman cadangan Trafo jika terjadi

gangguan hubung singkat fasa terhadap tanah, baik dalam trafo

(internal fault) maupun gangguan ekternal (external fault). Setting arus

GFR lebih kecil daripada OCR, karena nilai arus hubungsingkatnya

pun lebih kecil dari pada arus hubung singkat fasa-fasa.

Karateristik waktu kerja terdiri dari :

- Definite

- Normal/Standar inverse

- Very inverse

- Long time inverse

Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa – tanah,

sehingga karakteristik waktu yang dipilihpun cenderung lebih lambat

daripada waktu OCR. Pada GFR setting highset diblok, kecuali untuk

tahanan 500 ohm di sisi sekunder trafo.


11

Gbr 1.3.2 : Kurva / karakteristik Rele


1.1.3.3 Stand By Earth Fault (SBEF)

Di Indonesia ada tiga jenis pentanahan netral yaitu dengan tahanan

rendah (12 Ω, 40 Ω), langsung (solid) dan pentanahan dengan

tahanan tinggi (500 Ω). Stand By Earth Fault adalah rele

pengamanan untuk sistem pentanahan dengan Neutral Grounding

Resistance (NGR) pada trafo.

Penyetelan relai SBEF ini mempertimbangkan faktor – faktor sebagai

berikut :

o Pola pentanahan netral trafo

o Ketahanan termis tahanan netral trafo (NGR)

o Ketahanan shielding kabel disisi dipasang NGR (khususnya

pada sistem dengan netral yang ditanahkan langsung atau

dengan NGR tahanan rendah)

o Sensitifitas relai terhadap gangguan tanah

o Pengaruh konfigurasi belitan traso (dilengkap dengan belitan

delta atau tidak)

Untuk pemilihan waktu dan karakteristik SBEF dengan

memperhatikan ketahanan termis NGR. Karena arus yang mengalir

ke NGR sudah dibatasi oleh resistansi terpasang pada NGR iru

sendiri. Karena nilai arus yang flat, maka pemilihan karakteristik

waktu disarankan menggunakan Definite atau Long Time Inverse

1. Tahanan Rendah, NGR 12 Ohm, 1000 A, 10 detik

Jenis relai : 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 arus highset : tidak diaktifkan


12


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

Jenis : relai gangguan tanah (SBEF, simbol 51NS)

Karakteristik : Long Time Inverse


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

Setelan arus high-set : tidak diaktifkan

3. Tahanan Tinggi, NGR 500 Ohm, 30 detik.

Jenis : relai gangguan tanah tak berarah

Karakteristik : long time inverse (LTI)/ definite


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).

1.1.3.4 Over/Under Voltage Relay (59/27)

Over Voltage Relay (OVR dan Under Voltage Relay adalah relay

yang mengamankan peralatan instalasi dari pengaruh perubahan

tegangan lebih atau tegangan kurang. Peralatan instalasi mempunyai

nilai batas maksimum dan minimum dalam pengoperasiannya. Jika

melebihi nilai maksimum atau minimum batas kerja operasinya,

peralatan tersebut dapat rusak. Sehingga untuk mejaga peralatan

dari kerusakan akibat perubahan tegangan yang signifikan tersebut

dibutuhkan OVR dan UVR.

Prinsip dasar OVR dan UVR adalah bekerja apabila dia mencapai

titik setingannya. OVR akan bekerja jika tegangan naik, melebihi dari

setingannya, sedangka UVR bekerja jika tegangan turun, kurang dari

nilai setingannya.


13


OVR diaplikasikan pada :

1. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah [ pergeseran titik

netral ] pada jaringan yang disupli dari trafo tenaga dimana

titik netralnya ditanahkan melalui tahanan tinggi /

mengambang .

2. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah stator generator

dimana titik netral generator di tnahkan lewat trafo distribusi .

3. Sebagai pengaman overspeed pada generator .

UVR diaplikasikan pada:

1. Berfungsi mencegah srating motor bila suplai tegangan

turun .

2. Dalam pengamanan sistem dapat dikombinasikan dengan

relai frekuensi kurang .

Karakteristik waktu OVR/UVR adalah inverse :

a. Under Voltage Relay


14


b. Over Voltage Relay

Ket :

t : waktu

K : Kosntanta (5 atau 40)

V : tegangan input

Vs : tegangan seting

Tms: Time Multiple Setting

1.2 Proteksi Busbar / Diameter / Kopel

Peralatan proteksi busbar dirancang untuk mengamankan peralatan busbar

jika terjadi gangguan hubungsingkat pada busbar. Pada sistem gardu induk

yang menggunakan 3-PMT atau satu-setengah PMT (one and a half

breaker), proteksi busbar disebut juga proteksi diameter. Gangguan

hubung singkat pada busbar umumnya jarang terjadi, namun jika terjadi

dampaknya sangat besar terhadap ketahanan peralatan instalasi dan dapat

menimbulkan masalah stabilitas transient, serta dapat menimbulkan

pemadaman yang meluas.

Oleh karena itu fungsi proteksi busbar atau diameter, selain untuk

menghindari kerusakan peralatan instalasi, juga sangat diharapkan dapat


15


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)

1.2.1 Relai Differential Busbar

Mengingat besarnya dampak yang ditimbulkan akibat gangguan hubung

singkat di busbar, maka dirancang suatu proteksi yang selektif dan

dapat bekerja dengan cepat.

Keuntungan relai Differential busbar antara lain :

Waktu pemutusan yang cepat (pada basic time)

Bekerja untuk gangguan di daerah proteksinya.

Tidak bekerja untuk gangguan di luar daerah proteksinya.

Selektfi, hanya mentripkan pmt-pmt yang terhubung ke seksi yang

terganggu.

Imune terhadap malakerja, karena proteksi ini mentripkan banyak

pmt

Kerugian relai Differential busbar antara lain :

Pemasangannya lebih rumit harus mengontrol status PMT dan PMS

Relatif lebih mahal dibandingan dengan relai arus lebih, karena

dibutuhkan CT pada setiap bay yang diproteksi


16


Konfigurasi pemutus yang digunakan pada gardu induk tegangan tinggi

yang menggunakan skema konfigurasi sat-setengah pmt ( circuit breaker

and a half ). Relai differential busbar (buspro) diterapkan di kedua busbar

dengan pola duplikasi (BBP-A1 & BBP-A2 dan BBP-B1 & BBP-B2 )

Rangkaian yang paling sederhana untuk memberikan proteksi busbar

duplikasi adalah skema duplikasi menggunakan relai impedansi tinggi

seperti pada sistem proteksi sisi tegangan tinggi trafo tenaga.

Pemutusan diberikan berdasarkan susunan pemutusan dua dari dua

(two-out-of-two) untuk memenuhi persyaratan pengamanan sistem.

Sebuah skema tunggal berdasarkan prinsip diferensial bias impedansi

rendah dapat digunakan pada skema proteksi busbar numerik. Skema ini

memiliki susunan integrasi penuh, serta tingkat keamanan dan

kehandalan diberikan oleh skema monitor internal (internal watchdog)

sehingga tidak diperlukan skema duplikasi penuh.

Jenis/pola proteksi busbar banyak ragamnya, tetapi yang akan di bahas

disini adalah proteksi busbar diferensial dengan jenis low impedans dan

high impedans.


17

B

A150KV

BBP-1

BBP-2

CT1-1 CT1-2 CT1-3 CT1-4

CT2-1 CT2-2 CT2-3

OHL-1 OHL-2

TD-1 TD-2 TD-3

KOPEL

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


a). Differential Jenis Low Impedance

Relai diferensial bekerja berdasarkan hukum Kirchoff yaitu jumlah arus

yang melalui satu titik sama dengan nol. Pada relai diferensial yang

dimaksud suatu titik adalah daerah yang diamankan (protected zones)

yang dibatasi trafo arus yang tersambung ke relai diferensial Pada

keadaan tanpa gangguan atau gangguan di luar daerah yang

diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan sama

dengan nol. Pada keadaan gangguan di dalam daerah yang

diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan tidak

sama dengan nol.

Relai diferensial jenis low impedans merupakan relai diferensial arus,

secara sederhana dapat digambarkan seperti Gambar 2.1.1.

Perbedaan (diferensial) arus yang melalui daerah yang diamankan ini

akan melalui operating coil relai.

Secara umum relai diferensial 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


18

IA

Protected ZonesEnd A End B

IB

R

F1

IR1 = 0

Gbr 2.1.1 : Pola proteksi Differensial Busbar jenis low impedance

F2


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

Karakteristik kerja Daerah pengaman adalah di dalam daerah yang dilingkupi CT

yang tersambung ke relai diferensial. Bekerja seketika. Tidak perlu dikoordinasikan dengan pengaman lain merupakan pengaman utama dan tidak berlaku sebagai

pengaman cadangan.

a) b)

Relai diferensial jenis non bias menggunakan relai arus lebih sebagai operating coil dan pada kondisi arus gangguan eksternal yang besar sekali relai ini tidak stabil.

Hal ini disebabkan oleh : Komponen dc arus gangguan tidak sama Kejenuhan setiap CT tidak sama Rasio setiap CT tidak tepat sama

Relai diferensial jenis bias memperbaiki kelemahan di atas dengan prosentasi slope tertentu seperti pada Gambar 2.1.3


19

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

OperateOperate

RestrainRestrain

I diff I diff

Trough current Trough current


Setelan arus kerja :

% min pick up =

Berdasarkan persamaan diatas maka :Arus minimum pick up : 30 – 40% InSetelan 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.


20

IA

Protected ZonesEnd A End B

IB

R

Gambar 2.1.3 Relai diferensial arus

B B

B = bias / restrain coil

x 100 %

IA – IB=

(IA + IB) / 2

X 100 %

smallest current in operating coil to cause operation

rated current of the operating coil

Setelan slope : % slope =

x 100 %current in operating coil to cause operation

current in restraining


Jika terjadi gangguan pada zone 1, maka jumlah arus dari masing-masing

CT a, b dan c tidak sama dengan nol, akibatnya ada arus yang melalui

relai R1. Hal ini juga dirasakan oleh relai R3 yang akan menutup

kontaknya untuk memberi tegangan positip, dan dengan menutupnya

kontak dari relai R1 maka sinyal trip akan dikirim ke pmt yang dilingkupi

CT a,b dan c. Dengan demikian zone 1 dapat diisolir dari sistem.. Jika

ada rangkaian arus yang terbuka pada zone proteksi, maka pada saat

beban yang cukup besar atau pada saat ada gangguan eksternal, akan

menyebabkan proteksi busbar pada zone tersebut tidak stabil atau relai

dari busbar tersebut akan menutup kontaknya. Tetapi dengan adanya

chek zone, relai tersebut tidak mendapat tegangan positip sehingga mal

operasi dapat dicegah.

b) Relai diferensial busbar jenis high impedance.

Relai Differensial jenis High impedance menggunakan stabilising resistor

yang dipasang seri dengan relai diferensial arusnya. Relai disetting

dengan memperhitungkan sensitivitas untuk gangguan internal dan

stabilitas untuk gangguan eksternal. Sensitivitas terhadap gangguan

internal ditentukan oleh besarnya setting arus relai

Setelan arus ditentukan (20% – 30%) In CT.


21

R

RstabRct1 RL1 RL2 Rct2

CT2CT1

VIf

If

Ekivalensi CT jenuhIF

Gambar 2.1.4 Relai diferensial 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.

Dimana V = tegangan jatuh pada terminal stabilising resistor

k = Faktor keamanan (antara 1.5 – 2.0 )

Karena relai diset pada arus hubung singkat tertentu, jika suatu saat arus

hubung singkat tersebut bertambah besar dan salah satu relai jenuh

maka relai tersebut menjadi tidak stabil untuk gangguan eksternal, tetapi

akan tetap stabil jika tidak ada CT yang jenuh.

Dari uraian di atas dapat dikatakan relai differential high impedance

memiliki stabilitas yang lebih baik untuk gangguan eksternal khususnya

jika terjadi kejenuhan dari salah satu CT.

Tidak seperti relai differensial low impedance yang memiliki bias/restraint yang dapat menetralisir akibat perbedaan rasio (delta rasio kecil) pada gangguan eksternal, relai high impedance tidak memiliki kemampuan ini sehingga disyaratkan CT yang digunakan memiliki rasio yang sama.Secara keseluruhan kebutuhan yang harus dipenuhi untuk relai diferensial high impedance ini adalah (pertimbangan dalam menentukan setelan):

- rasio CT sama

- resistansi CT rendah

- knee voltage CT tinggi

- burden wiring CT rendah

- CT jenis low reactance


22

Vset > k x V

Vset > k x If (RL2 + Rct2 )


Dari uraian di atas jika CT terpasang tidak sama dan rasio disamakan dengan penambahan ACT maka harus dipenuhi persyaratan di atas, tetapi sulit dipenuhi ACT dengan kebutuhan di atas, sehingga pemakaian ACT tidak direkomendasikan untuk relai diffrensial jenis high impedance.

1.2.2 Relai Arus Sirkulasi (Circulating Current Protection / 87)

Pada gardu induk dengan konfigurasi diameter, filosofi zone proteksi

harus tercover oleh relai proteksi utama, seperti yang ditunjukan

gambar 2.2.0, dimana konfigurasi diameter A yang digunakan saluran

penghantar dan rangkaian diameter-B digunakan bay trafo interbus.

Masing-masing busbar diproteksi oleh proteksi busbar (BBPa dan

BBPb), zona proteksi penghantar diproteksi oleh Distance relai (LP),

dan zona proteksi Trafo interbus diproteksi oleh Differential Trafo

Interbus (87T).

Untuk mengcover zona proteksi antara proteksi Penghantar dengan

Trafo Interbus harus diproteksi dengan proteksi arus sirkulasi

(circulating current protection/CCP) yang saling berpotongan (overlap)

dengan proteksi CT (LP = proteksi penghantar, 87T = proteksi

diferensial trafo) pada masing-masing rangkaian.

1.2.3 Proteksi Kegagalan PMT (Breaker Fail - CBF)


23

BBP

LP

87T

CCPb

CCPa

Gbr 2.2.0 : Skema proteksi CCP


Sistem proteksi kegagalan pemutus (CBF) bekerja pada saat relai lokal

memberikan perintah pemutusan (trip), tetapi pemutus (PMT) gagal

membuka untuk memutuskan arus gangguan. Pola proteksi kegagalan

pemutus (CBF) dirancang sederhana terdiri dari detektor gangguan,

indikasi status pemutus, dan relai waktu yang akan bekerja ketika relai

proteksi saluran memberikan perintah pemutusan. Setelah waktu tunda

tertentu (umumnya 10 s.d. 20 siklus), proteksi CBF akan memberikan

perintah trip kepada semua pemutus terkait .

Jika sistem CBF ini sering bekerja, detektor gangguan lebih baik disetel

diatas arus pembebanan maksimum dan dibawah arus gangguan

minimum di saluran transmisi tersebut. Jika detektor gangguan diaktifkan

hanya pada saat skema kegagalan pemutus aktif, setelan nilai kerja bisa

disetel dibawah arus pembebanan maksimum.

Gbr-2.3 : Diagram logic CBF

Prinsip kerja berdasarkan diagram logic diatas sbb :

Proteksi kegagalan pemutus (CBF) mulai bekerja apabila ada signal trip

internal proteksi ”TRIP” (buspro) atau dari signal trip ekternal ”BF-EXT”

(proteksi penghantar) melalui switch ’ON” dan dikontrol oleh elemen

arus lebih (OCBF).


24


Jika elemen arus lebih bekerja terus menerus sampai batas setting

waktu TBF-2, maka keluaran trip dari relai akan memerintah PMT-PMT

pengapitnya (BF-TRIP). Juga elemen arus yang terus menerus dapat

mengerjakan TBF1 dan mengirim signal RE-TRIP ke PMT yang

bersangkutan. Pengiriman signal RE-TRIP ada 2 jalur melalui kontrol

waktu.

kerja OCR ”TOC” atau melalui switch ”T”, kedua-duanya dapat dipilih

melalui switch ”BF1”.

Jika pembukaan PMT yang bersangkutan normal, maka elemen arus

akan menganulir perintah CBF, sehingga CBF akan segera reset. Dan

apabila signal Re-trip dari TBF1 berhasil mentrip PMT yang

bersangkutan, maka elemen arus OCBF akan segera reset, dan CBF

akan reset sehingga perintah trip ke PMT-PMT pengapit juga akan

dianulir. Untuk memdapatkan urutan kerja yang sesuai, perlu

diperhatikan penyetelan TBF1 dan TBF2.

Proteksi kegagalan pemutus (CBF) harus diterapkan pada semua

pemutus 500 kV, 275 kV dan 150 kV. Penggunaan skema proteksi arus

dengan pemilihan waktu pada masing-masing pemutus lebih disarankan

dari pada skema yang terintegrasi secara terpusat. Gangguan pada

salah satu elemen pada skema ini tidak akan terlalu banyak

mempengaruhi elemen yang lain. Sinyal trip (tripping signal) dapat

diulang (routed) pada proteksi busbar sehingga mengurangi biaya

tambahan pada rangkaian logika pemutusan.

Sama halnya seperti proteksi busbar, apabila sistem proteksi

menggunakan jenis numerik, skema yang digunakan biasanya juga

termasuk fasilitas untuk proteksi kegagalan pemutus (CBF).

1.2.4 Proteksi Zone Pendek ( Short Zone Protection – SZP )

Untuk peralatan membuka terminal, CT akan diletakkan pada salah satu

sisi pemutus. Dalam hal ini, skema CBF harus memasukkan proteksi

zona pendek (short-zone protection). Penggunaan skema ini mirip

dengan proteksi kegagalan pemutus konvensional namun sinyal inisiasi


25


(initiating signal) berasal dari pembukaan pemutus yang terkait dan

kelanjutan aliran arus gangguan (continuation of fault current flow).

Jika arus gangguan mengalir terus-menerus setelah output perintah trip

dari relai, maka kondisi ini dianggap juga sebagai kegagalan PMT

(breaker failure), oleh karena itu elemen arus lebih perlu dilengkapi

untuk masing-masing fasa. Untuk kebutuhan kecepatan tinggi, maka

dibutuhkan spesifikasi relai arus lebih jenis high speed overcurrent yang

mempunyai kemampuan reset sangat cepat


26

BBP

LP

87T

CCPb

CCPa SZP

Gbr 2.4.0 : zona proteksi SZP

Gbr 2.4.1 : Diagram urutan kerja CBF


1.2.5 Relai Proteksi Kopel

Pada instalasi gardu induk yang mempunyai dua busbar biasanya dilengkapi

fasilitas bay kopel (bus coupler) untuk kemudahan atau fleksibilitas operasi

saat pengaturan beban. Sistem proteksi kopel umumnya dipasang relai

differensial busbar sebagai pengaman utama dan OCR/GF untuk pengaman

cadangan. Prinsip kerja dan zona pengaman differential busbar dan

OCR/GF telah dijelaskan di atas, sedangkan OCR

1.2.6 Peralatan Bantu Proteksi

1.2.6.1 Synchro check

Relai Synchrocheck adalah suata peralatan kontrol yang berfungsi untuk

mengetahui kondisi sinkron antara dua sisi atau subsistem yang diukur.

Besaran yang diukur oleh alat ini adalah perbedaan sudut fasa,

tegangan dan frekuensi.

Beda sudut fasa (Δf)

Sudut fasa untuk mengetahui perbedaan sudut fasa urutan

tegangan antara kedua sisi yang diukur, biasanya besarnya setting

sudut fasa tergantung kekuatan sistem saat itu. Untuk sekuriti

sistem setting sudut fasa dipilih disesuaikan dengan kekuatan

sistem dengan batas maksimum adalah sekitar 20°.

Beda tegangan (ΔV)

Adalah beda tegangan antara diantara kedua subsistem misalkan

antara tegangan bus/common (U1) dengan running /incoming (U2).

Untuk mencegah terjadinya asinkron saat penutupan PMT perlu

diperhatikan perbedaan kedua sisi tegangan tidak boleh lebih besar

dari setting beda tegangan. Setting perbedaan tegangan maksimal

10%Vn.

Beda frekuensi (ΔF)

Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara

kedua subsistem yang akan dihubungkan fungsinya untuk

mencegah penutupan


27


PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi lebih besar dari setting.

Perbedaan frekuensi maksimal disetting 0.11 Hz.

Faktor utama yang menjadi pertimbangan dalam setelan synchro

check adalah perbedaan frekuensi (slip), sehingga perlu dihitung

secara akurat.

Perbedaan frekuensi ditentukan melalui persamaan df = Ø /(t

x180°), dimana Ø dalam derajat dan t dalam detik.

Waktu tunda

Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara

kedua subsistem yang akan dihubungkan fungsinya untuk

mencegah penutupan PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi

1.2.6.2. AVR Trafo tenaga

a. Kualitas Pelayanan Dan Mutu Tegangan

Penampilan dari system distribusi tenaga listrik dan kualitas dari pada

pelayanan diantaranya terukur dari level tegangan yang dapat

memuaskan pelangganan, dalam kaitan pertimbangan ekonomi

Perusahaan Listrik tidak dapat memenuhi masing-masing pelanggan

dengan suatu tegangan yang konstant sesuai name plate tegangan

pada peralatan yang dipunyai pelanggan.

Terlihat pada Gambar 2.6.1, Nilai tegangan yang diterima oleh

pelanggan pada sirkuit distribusi akan bervariasi, pelanggan yang

dekat dengan sumber (First customers) akan merasakan tegangan

dengan nilai maksimum, sedangkan nilai tegangan minimum akan

dirasakan oleh pelanggan yang berada pada ujung sirkuit (Last rural

customers)


28


Standar kualitas tegangan yang ditentukan oleh pelanggan PT PLN

(Persero) adalah +5 % dan -10 % dari tegangan nominal.

Untuk mendapatkan tegangan sirkit distribusi dengan batasan yang

diijinkan, diperlukan suatu pengontrol tegangan, menaikan tegangan

sirkuit bila tegangan terlalu rendah dan menurunkannya bila tegangan

terlalu tinggi. Terdapat beberapa cara untuk meningkatkan atau

pengaturan tegangan system distribusi. Beberapa cara tersebut antara

lain :

- Menggunakan pengaturan tegangan Generator

- Aplikasi peralatan pengatur tegangan pada Gardu Distribusi

- Aplikasi Kapasitor pada Gardu Distribusi

- Balansing beban-beban pada feeder distribusi

- Menaikan ukuran penampang konduktor feeder distribusi

- Merubah feeder section dari single-phase ke multiphase

- Pemindahan beban pada feeder baru

- Install Gardu Induk dan Feeder baru

- Menaikan level tegangan primer

- Aplikasi pengatur tegangan di Gardu Hubung

- Aplikasi Kapasitor shunt atau seri pada primary feeder

b. Pengatur Tegangan Pada Gardu Distribusi

Pengatur Tegangan (Voltage Regulators) digunakan untuk mengatur

tegangan output dari Transformator untuk menjaga tegangan output

tetap konstan,


29

Primary feeder Rural Primary

First customers Last customers Last rural customers

Gambar 2.61. Ilustrasi Penyebaran Tegangan pada Primary Feeder System Radial


Terdapat dua tipe Voltage Regulator yaitu tipe induksi dan tipe step

regulators. Pada era sekarang ini tipe step regulator telah

menggantikan tipe induksi.

Tipe step voltage regulator pada dasarnya adalah suatu

autotransformer dengan beberapa tap atau step dalam belitan seri.

Pada Transformator tegangan tinggi Voltage Regulator tipe step pada

umumnya dapat dioperasikan dalam kondisi berbeban dan dikenal

dengan sebutan On Load Tap Changer (OLTC).

Hal yang sangat penting regulator dirancang untuk mengoreksi

tegangan fasa dari 10 percent menaikan (boost) ke 10 percent

menurunkan/melawan (buck) (+10 percent) dalam 32 step, dengan 5/8

percent perubahan tegangan per step. Catatan bahwa tegangan

regulasi secara penuh dengan range 20 percent, dengan perkataan

lain jika 20 percent regulasi range dipenuhi oleh 32 step, maka

ditemukan 5/8 percent regulasi per step.

c. Kompensasi Line-Drop (Line-Drop Compensation)

Voltage Regulator di Gardu Distribusi digunakan untuk mendapatkan

tegangan sekunder Transformator tetap konstan walaupun tegangan

sisi primer berfluktuasi pada suatu pengaturan nilai khayal atau titik

pengaturan tanpa memperhatikan besarnya (magnitude) atau faktor

kerja (power factor) dari beban.

Titik regulasi (regulation point) biasanya dipilih di suatu lokasi diantara

regulator dan di akhir feeder (the end of the feeder).

Hal ini akan dipelihara secara otomatis melalui dial setting dengan

mengatur setting elemen resistance dan reactance dari unit yang

disebut line-drop compensator.

Pada kondisi beban nol penetapan nilai resistance diantara Regulator

dan regulation point. R dial setting pada line drop compensator dapat

ditetapkan dari:


30


\ V

Keterangan :

CTp = rating dari besaran primer CT

PTs = Potential transformer’s turns ratio : Vpri/Vsec

Gambar 2.6 2 : Schematic Diagram Sederhana dan Phasor Diagram dari Rangkaian Kontrol

dan Rangkaian Line-Drop Compensator dari Suatu Step atau Induksi Voltage

Regulator

Reff = nilai tahanan (resistance) efektif konduktor feeder dari Gardu

Induk sampai dengan titik pengaturan (regulation point)


Feeder

Primary lateral

To first customer

Transformator

OLTC CT

PT

Voltage Regulator Relay

IL

RL XL

RL XL

Feeder pointGardu Induk

Vreg VVRR

VRR

IL ILRL

ILXL

θ

VVRR

Vreg

31


dimana :

re = resistance konduktor feeder dari regulation station sampai

dengan regulation point, Ώ/mi per conductor

Sl = panjang konduktor tiga fasa dari feeder diantara

regulation station sampai ke Gardu Induk

l = panjang feeder,mi

Juga, nilai X dial setting dari line-drop compensator dapat ditetapkan

dari :

V

dimana:

Xeff = nilai reaktance efektif konduktor feeder dari GI sampai dengan

titik pengaturan (regulation point),Ώ

dimana :

XL = reaktansi induktif dari konduktor feeder, Ώ/mi

Bila nilai R dan X ditetapkan untuk total beban yang tersambung, lebih

dari sekedar untuk suatu grup pelanggan, nilai resistansi dan reaktansi

ditetapkan dari :

dan :

dimana :


32


= drop tegangan dari line resistance satu feeder diantara regulator

station dengan regulation point, V/section

= Total drop tegangan dari Line Resistance dari Feeder diantara

regulator station dengan regulation point,V

Besarnya arus beban pada feeder section satu,A

= resistance dari konduktor feeder section satu,Ώ/mi

= panjang konduktor feeder section satu,mi

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

ditetapkan dari :

dan :

dimana :

= drop tegangan dari line reactance satu feeder diantara regulator

station dengan regulation point, V/section

= Total drop tegangan dari Line Reactance dari Feeder diantara

regulator station dengan regulation point,V

Besarnya arus beban pada feeder section satu,A

= reactance dari konduktor feeder section satu,Ώ/mi

= panjang konduktor feeder section satu,mi


33


Karena metoda diatas hanya menggambarkan untuk menentukan nilai

efektif R dan X adalah cukup merepotkan. Disarankan suatu alternatif

dan metoda praktis untuk mengukur arus (IL) dan tegangan di lokasi

regulator dan titik pengaturan (regulating point).

Perbedaan diantara nilai dua tegangan adalah total drop tegangan

diantara regulator dan titik pengaturan, yang mana dapat juga

didefinisikan sebagai :

Dari besarnya nilai Reff dan Xeff dapat dengan mudah ditentukan bila

faktor kerja dari beban feeder dan perbandingan rata-rata r/x ratio dari

konduktor feeder diantara regulator dan regulating point diketahui

Gambar 2.6.3 di bawah ini memberikan suatu contoh untuk

menentukan profil tegangan untuk beban puncak dan beban normal.

nilai dasar tegangan primer dari feeder adalah 120-V base.

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

Gambar 2.6.3 : One-line diagram dan voltage profile dari suatu feeder

dengan beban distribusi dibawah control suatu regulator tegangan,


34

Primary Feeder

First distributor

transformer

Voltage Regulator

1 2 3 4 5 6 7 80Feeder length beyond regulator,mi (b

)

116

118

120

122

124

126

128

130

Regulation point

Peak load profile

Light load profile

(a)

Primary Voltage (120 volt

base)


lokasi: (a) one line-diagram, dan (b) peak and light load profile terlihat

bayangan regulating point untuk line drop compensator settings.


35

Documents

1. Pola Proteksi Gardu Induk