PROTEKSI TEGANGAN TINGGI
PROTEKSI TEGANGAN TINGGI
PT PL
PT PLN (Pe
N (Pers
rsero
ero)) PU
PUSD
SDIK
IKLA
LAT
T
2009
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI
DAFTA
DAFTAR R ISIISI ... iiii DAFTA
DAFTAR R GAMBGAMBARAR ... iiii DAFTA
DAFTAR R TABELTABEL ...iii...iii 2.
2. DASAR-DASAR DASAR-DASAR SISTEM SISTEM PROTEKSI PROTEKSI TEGANGAN TEGANGAN TINGGITINGGI ... 11 2.1
2.1 POLA POLA PROTPROTEKSI GEKSI GARDU ARDU INDUINDUKK ... 11 2.1.1
2.1.1 ProtekProteksi Trafo Tensi Trafo Tenaga...aga... 11 2.1.2
2.1.2 ProtekProteksi si BusbBusbar/Diaar/Diameter/meter/KopeKopell ... 1313 2.2
2.2 POLA POLA PROTPROTEKSIEKSI PENGPENGHANTAHANTAR...R... 2424 2.2.1
2.2.1 Pola ProPola Proteksi Saluteksi Saluran Udaran Udara Teganra Tegangan Tingan Tinggi (SUggi (SUTT)...TT)... 2424 2.2.2
2.2.2 Pola PPola Proteksroteksi Sali Saluran uran KabeKabel Tegl Tegangaangan Tinn Tinggi ggi (SKTT(SKTT)) ... 3030 2.2.3
2.2.3 Pola PPola Proteksroteksi Sali Saluran uran CampCampuranuran ... 3232 2.2.4
2.2.4 PrinsiPrinsip Kerja Rp Kerja Relai Pelai Protekroteksisi ... 3232 2.3
2.3 PERAPERALATALATAN N BANTBANTU U PROTEPROTEKSI...KSI... 4040 2.3.1
2.3.1 SynchSynchro check...ro check... 4040 2.3.2
2.3.2 PenuPenutup Balik Otomtup Balik Otomatis (Autoatis (Autoreclosreclose)...e)... 4141 2.3.3
2.3.3 AVR Trafo tenagAVR Trafo tenaga...a... 4646
DAFTAR GAMBAR
DAFTAR GAMBAR
Gambar
Gambar 2-1. 2-1. Diagram Diagram Proteksi Proteksi Gardu Gardu IndukInduk... 11 Gamba
Gambar 2-2. Peralar 2-2. Peralatan Sistetan Sistem Proteksi Tram Proteksi Trafo Tenagfo Tenaga 150/20a 150/20 kVkV ... 11 Gamba
Gambar 2-3. r 2-3. Sistem ProteSistem Proteksi Trafo Tenaga 150/ksi Trafo Tenaga 150/20 kV20 kV ... 55 Gambar
Gambar 2-4. 2-4. Prinsip Prinsip Kerja Kerja Relai Relai Differensial...Differensial... 55 Gambar
Gambar 2-5. 2-5. Karakteristik Karakteristik Kerja Kerja Relai Relai DifferensialDifferensial... 66 Gambar 2-6.
Gambar 2-6. Rangkaian Rangkaian Arus Relai Arus Relai REF SaREF Saat terjadi at terjadi Gangguan Gangguan Eksternal...Eksternal... 77 Gambar
Gambar 2-7. 2-7. Kurva/Karakteristik Kurva/Karakteristik Relai Relai OCROCR... 88 Gamba
Gambar r 2-8. 2-8. KurvaKurva/Karak/Karakteristiteristik k Relai Relai GFRGFR ... 99 Gambar
Gambar 2-9. 2-9. Karakteristik Karakteristik Waktu UWaktu UVR VR adalah adalah InverseInverse ... 1212 Gambar 2-1
Gambar 2-10. karakteristik 0. karakteristik Waktu OVR Waktu OVR adalah adalah Inverse...Inverse... 1313 Gamba
Gambar 2-11. Pola Proter 2-11. Pola Proteksi Differeksi Differensial Busnsial Busbar pada Gardbar pada Garduu Induk 150 kVInduk 150 kV... 1515 Gambar 2-12.
Gambar 2-12. Pola Proteksi Pola Proteksi Differensial BuDifferensial Busbar Jenis sbar Jenis Low ImpeLow Impedancedance ... 1616 Gambar 2-13. a)
Gambar 2-13. a) Jenis Non Bias relaJenis Non Bias relai dan b) Jenis Biai dan b) Jenis Bias Relai...s Relai... 1717 Gambar
Gambar 2-14. 2-14. Relai Relai DifferensialDifferensial... 1717 Gamba
Gambar r 2-15. Relai Differen2-15. Relai Differensial Jenis sial Jenis High ImpedaHigh Impedancence ... 1919 Gambar
Gambar 2-16. 2-16. Skema Skema ProteksiProteksi... 2121 Gambar
Gambar 2-17. 2-17. Diagram Diagram Logic Logic CBF...CBF... 2222 Gambar
Gambar 2-18. 2-18. Zona Zona Proteksi Proteksi SZPSZP... 2323 Gamba
Gambar r 2-19. 2-19. DiagDiagram ram UrutaUrutan n KerjaKerja ... 2424 Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA
Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA Sin
Singkagkarakrak –– LubLubuk uk AluAlungng –– PIPPIP –– PauPauh h LiLimo..mo... 3333 Gambar
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI
DAFTA
DAFTAR R ISIISI ... iiii DAFTA
DAFTAR R GAMBGAMBARAR ... iiii DAFTA
DAFTAR R TABELTABEL ...iii...iii 2.
2. DASAR-DASAR DASAR-DASAR SISTEM SISTEM PROTEKSI PROTEKSI TEGANGAN TEGANGAN TINGGITINGGI ... 11 2.1
2.1 POLA POLA PROTPROTEKSI GEKSI GARDU ARDU INDUINDUKK ... 11 2.1.1
2.1.1 ProtekProteksi Trafo Tensi Trafo Tenaga...aga... 11 2.1.2
2.1.2 ProtekProteksi si BusbBusbar/Diaar/Diameter/meter/KopeKopell ... 1313 2.2
2.2 POLA POLA PROTPROTEKSIEKSI PENGPENGHANTAHANTAR...R... 2424 2.2.1
2.2.1 Pola ProPola Proteksi Saluteksi Saluran Udaran Udara Teganra Tegangan Tingan Tinggi (SUggi (SUTT)...TT)... 2424 2.2.2
2.2.2 Pola PPola Proteksroteksi Sali Saluran uran KabeKabel Tegl Tegangaangan Tinn Tinggi ggi (SKTT(SKTT)) ... 3030 2.2.3
2.2.3 Pola PPola Proteksroteksi Sali Saluran uran CampCampuranuran ... 3232 2.2.4
2.2.4 PrinsiPrinsip Kerja Rp Kerja Relai Pelai Protekroteksisi ... 3232 2.3
2.3 PERAPERALATALATAN N BANTBANTU U PROTEPROTEKSI...KSI... 4040 2.3.1
2.3.1 SynchSynchro check...ro check... 4040 2.3.2
2.3.2 PenuPenutup Balik Otomtup Balik Otomatis (Autoatis (Autoreclosreclose)...e)... 4141 2.3.3
2.3.3 AVR Trafo tenagAVR Trafo tenaga...a... 4646
DAFTAR GAMBAR
DAFTAR GAMBAR
Gambar
Gambar 2-1. 2-1. Diagram Diagram Proteksi Proteksi Gardu Gardu IndukInduk... 11 Gamba
Gambar 2-2. Peralar 2-2. Peralatan Sistetan Sistem Proteksi Tram Proteksi Trafo Tenagfo Tenaga 150/20a 150/20 kVkV ... 11 Gamba
Gambar 2-3. r 2-3. Sistem ProteSistem Proteksi Trafo Tenaga 150/ksi Trafo Tenaga 150/20 kV20 kV ... 55 Gambar
Gambar 2-4. 2-4. Prinsip Prinsip Kerja Kerja Relai Relai Differensial...Differensial... 55 Gambar
Gambar 2-5. 2-5. Karakteristik Karakteristik Kerja Kerja Relai Relai DifferensialDifferensial... 66 Gambar 2-6.
Gambar 2-6. Rangkaian Rangkaian Arus Relai Arus Relai REF SaREF Saat terjadi at terjadi Gangguan Gangguan Eksternal...Eksternal... 77 Gambar
Gambar 2-7. 2-7. Kurva/Karakteristik Kurva/Karakteristik Relai Relai OCROCR... 88 Gamba
Gambar r 2-8. 2-8. KurvaKurva/Karak/Karakteristiteristik k Relai Relai GFRGFR ... 99 Gambar
Gambar 2-9. 2-9. Karakteristik Karakteristik Waktu UWaktu UVR VR adalah adalah InverseInverse ... 1212 Gambar 2-1
Gambar 2-10. karakteristik 0. karakteristik Waktu OVR Waktu OVR adalah adalah Inverse...Inverse... 1313 Gamba
Gambar 2-11. Pola Proter 2-11. Pola Proteksi Differeksi Differensial Busnsial Busbar pada Gardbar pada Garduu Induk 150 kVInduk 150 kV... 1515 Gambar 2-12.
Gambar 2-12. Pola Proteksi Pola Proteksi Differensial BuDifferensial Busbar Jenis sbar Jenis Low ImpeLow Impedancedance ... 1616 Gambar 2-13. a)
Gambar 2-13. a) Jenis Non Bias relaJenis Non Bias relai dan b) Jenis Biai dan b) Jenis Bias Relai...s Relai... 1717 Gambar
Gambar 2-14. 2-14. Relai Relai DifferensialDifferensial... 1717 Gamba
Gambar r 2-15. Relai Differen2-15. Relai Differensial Jenis sial Jenis High ImpedaHigh Impedancence ... 1919 Gambar
Gambar 2-16. 2-16. Skema Skema ProteksiProteksi... 2121 Gambar
Gambar 2-17. 2-17. Diagram Diagram Logic Logic CBF...CBF... 2222 Gambar
Gambar 2-18. 2-18. Zona Zona Proteksi Proteksi SZPSZP... 2323 Gamba
Gambar r 2-19. 2-19. DiagDiagram ram UrutaUrutan n KerjaKerja ... 2424 Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA
Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA Sin
Singkagkarakrak –– LubLubuk uk AluAlungng –– PIPPIP –– PauPauh h LiLimo..mo... 3333 Gambar
Gambar 2-22.
Gambar 2-22. Karakteristik Mho Karakteristik Mho Z1, Z2 Z1, Z2 Partial Cross-polarise,...Partial Cross-polarise,... 3434 Gambar 2-2
Gambar 2-23. Karakt3. Karakteristik Reaktance eristik Reaktance dengan dengan Starting Starting MhoMho ... 3535 Gambar
Gambar 2-24. 2-24. Karakteristik Karakteristik Quadrilateral...Quadrilateral... 3535 Gamba
Gambar r 2-25. Typikal Relai 2-25. Typikal Relai DifferDifferensiaensial l ArusArus ... 3636 Gamba
Gambar 2-26. Relai Differer 2-26. Relai Differensial Pilonsial Pilot Jenist Jenis ArusArus ... 3737 Gamba
Gambar r 2-27. Relai Differen2-27. Relai Differensial Pilot sial Pilot Jenis TeganJenis Tegangangan ... 3737 Gambar 2-2
Gambar 2-28. Tipikal 8. Tipikal Relai PRelai Perbandingan erbandingan Sudut Sudut FasaFasa... 3838 Gambar 2-2
Gambar 2-29. Diag9. Diagram Pola ram Pola Directional Directional Selective Selective RelayRelay... 3939 Gamba
Gambar r 2-30. 2-30. KonfigKonfigurasi urasi JaringJaringanan ... 4242 Gamba
Gambar r 2-31. Pola A/R 2-31. Pola A/R pada 1½ pada 1½ PMTPMT ... 4545 Gambar 2-32.
Gambar 2-32. SUTT yang SUTT yang tersambung ke tersambung ke Trafo dengTrafo dengan sambungan sambungan Tan T ... 4646 Gambar 2-33. Ilustrasi
Gambar 2-33. Ilustrasi Penyebaran Tegangan padaPenyebaran Tegangan pada Primary Feeder System Radial Primary Feeder System Radial ...
... 4747
DAFTAR TABEL
DAFTAR TABEL
Tab
Tabel el 2-12-1.. KebKebutuutuhanhan FunFungsigsi RelRelaiai ProProtekteksisi TerTerhadhadapap BeBerbarbagagaii GaGangngguaguan..n... 33 Tabel
Tabel 2-2.2-2. KriterKriteria Sisia Sistemtem ProteProteksi Sesksi Sesuai SPuai SPLN 52-1LN 52-1 ... 44 Tabel
Tabel 2-3. 2-3. Pembagian Pembagian Clearing Clearing Time Time Gangguan...Gangguan... 2626 Tabel
Tabel 2-4. B2-4. Blockinlocking Scheg Scheme Pome Polala PengPengamanaman SUTT 1SUTT 150 kV50 kV ... 3030 Tabel 2-5
Tabel 2-5.. Pola PenPola Pengamagaman Transmin Transmisi 70 kV Saluran Kabesi 70 kV Saluran Kabel Tanahl Tanah ... 3030 Tabel 2-6
Tabel 2-6.. Pola PenPola Pengamagaman Transmin Transmisi 150 kV Saluran Kabsi 150 kV Saluran Kabel Tanahel Tanah ... 3131 Tabel 2-7.
2.
2. DASA
DASAR-DASA
R-DASAR S
R SISTE
ISTEM PR
M PROTEK
OTEKSI
SI TEGA
TEGANGAN
NGAN TINGG
TINGGII
2.
2.11 POPOLA LA PRPROTOTEKEKSI SI GAGARDRDU U ININDUDUKK Sistem proteksi meru
Sistem proteksi merupakan bagpakan bagian yang sanian yang sangatgat penting dalam penting dalam suatu instalasisuatu instalasi tenaga listrik, selain untuk melindungi peralatan utama bila terjadi gangguan tenaga listrik, selain untuk melindungi peralatan utama bila terjadi gangguan hubung singkat, sistem proteksi juga harus dapat mengeliminiir daerah yang hubung singkat, sistem proteksi juga harus dapat mengeliminiir daerah yang terganggu dan memisahkan daerah yang tidak tergangggu, sehingga terganggu dan memisahkan daerah yang tidak tergangggu, sehingga gangguan
gangguan tidak meluas tidak meluas dan kerugian dan kerugian yang timbul yang timbul akibat gangakibat gangguan tersebutguan tersebut dapat di
dapat di minimalisasi. minimalisasi. Relai proteksi Relai proteksi gardu induk gardu induk seperti yang seperti yang terlihat padaterlihat pada Gam
Gambarbar 2-12-1 terterdirdiri i dadari:ri:
Relai proteksi Trafo Tenaga;Relai proteksi Trafo Tenaga;
Relai proteksi busbar atau kopel;Relai proteksi busbar atau kopel;
Relai proteksi PMT;Relai proteksi PMT;
Relai proteksi kapasitor danRelai proteksi kapasitor dan reaktor.
reaktor.
Gamba
Gambarr 2-1.2-1. DiagrDiagram Proam Proteksteksi Gardu Ini Gardu Indukduk
Proteksi TRAFO Proteksi TRAFO OHL OHL NGR: 12 Ω NGR: 12 Ω 1000A 1000A NGR: 12 Ω NGR: 12 Ω 1000 A 1000 A UNINDO UNINDO TD-2 (60 MVA) TD-2 (60 MVA) PLTG PLTG BUS 150KV-4000A BUS 150KV-4000A I I II II Proteksi BUSBAR Proteksi BUSBAR Proteksi PHT
Proteksi PHT Proteksi PHTProteksi PHT
Proteksi
Proteksi
PEMBANGKIT
PEMBANGKIT Proteksi TRAFOProteksi TRAFO
Proteksi Proteksi FEEDER FEEDER OHL OHL
11 2.
2.1.1.11 PrPrototekeksi Tsi Trarafo Tfo Tenenagagaa
Peralatan proteksi trafo tenaga terdiri dari Relai Proteksi, Trafo Arus (CT), Peralatan proteksi trafo tenaga terdiri dari Relai Proteksi, Trafo Arus (CT), Trafo Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya AC/DC yang terintegrasi dalam Trafo Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya AC/DC yang terintegrasi dalam suatu ra
suatu rangkaingkaian, sehan, sehinggingga satu sama laa satu sama lainnyinnya saling keta saling keterkaiterkaitan.an. FungFungsisi peral
peralatan pratan proteksioteksi adaladalahah untuk meuntuk mengidengidentifikntifikasi gangasi gangguan daguan dan memisan memisahkanhkan bagian jaringan yang terganggu dari bagian lain yang masih sehat serta bagian jaringan yang terganggu dari bagian lain yang masih sehat serta sekaligus mengamankan bagian yang masih sehat dari kerusakan atau sekaligus mengamankan bagian yang masih sehat dari kerusakan atau kerugian yang lebih besar.
kerugian yang lebih besar.
Gambar
Gambar 2-2. Peralata2-2. Peralatan Sistem Proteksi Trn Sistem Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kVafo Tenaga 150/20 kV
2.1
2.1.1..1.11 GanGangggguan Puan Pada Tada Trafo Trafo Tenaenaga terga terdirdiri darii dari:: 1.
1. GaGangngguguan Ian Intnterernanall
Gangguan yang terjadi di daerah proteksi trafo, baik didalam trafo Gangguan yang terjadi di daerah proteksi trafo, baik didalam trafo maupun diluar trafo sebatas lokasi CT.
maupun diluar trafo sebatas lokasi CT.
Penyebab gangguan internal biasanya akibat: Penyebab gangguan internal biasanya akibat:
Kegagalan isolasi pada belitan, lempengan inti atau baut pengikatKegagalan isolasi pada belitan, lempengan inti atau baut pengikat inti atau Penurunan nilai isolasi minyak yang dapat disebabkan oleh inti atau Penurunan nilai isolasi minyak yang dapat disebabkan oleh kualitas minyak buruk, tercemar uap air dan adanya dekomposisi kualitas minyak buruk, tercemar uap air dan adanya dekomposisi karena
karena overheating, ooverheating, oksidasi akibat sambksidasi akibat sambungan listrik yungan listrik yang buruk;ang buruk;
Kebocoran minyak;Kebocoran minyak;
Ketidaktahanan terhadap arus gangguan (electrical dan mechanicalKetidaktahanan terhadap arus gangguan (electrical dan mechanical stresses); stresses); OCR/GF3 OCR/GF3 CT CT150150 PMT 150 KV PMT 150 KV PMT 20 KV PMT 20 KV CT CT2020 CT CTN150N150 CT CTN20N20 NGR NGR RELAI RELAI PROTEKSI PROTEKSI
Indikasi relaiIndikasi relai
Data ScadaData Scada
Event Recorder Event Recorder
DisturbanceDisturbance
CATU CATU DAYA DAYA
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.
P e n y e b a b O v e r h e a t i n g
Ketidaksempurnaan sambungan baik elektrik maupun magnetic;
Kebocoran minyak;
Aliran sistem pendingin tersumbat;
Kegagalan kipas atau pompa sistem pendingin. P e n y e b a b o v e r f l u x i n g
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.
P e n y e b a b O v e r p r es s u r e
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);
Tank faults; Bushing flashovers. 2. 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:
• 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.
2.1.1.3 Pola Proteksi Trafo Kebutuhan peralata adalah seperti pada Tabel 2-2. Kriteria Si
2.1.1.4 Proteksi utama Traf Proteksi utama ad prioritas untuk men normal pada trafo memprakarsainya dilindungi. (lEC 15-Ciri-ciri pengaman
Waktu kerjanya
Tidak bisa dikoo
Tidak tergantun
Daerah pengam differensial dipa
tenaga berdasarkan SPLN 52-1
proteksi trafo berdasarkan kapasitas trafo Tabel 2-2 dibawah ini.
stem Proteksi Sesuai SPLN 52-1
o Tenaga
alah suatu sistem proteksi yang dihara gamankan gangguan atau menghilangkan
enaga. Proteksi tersebut biasanya dimak aat terjadinya gangguan dalam kawasa
5-025).
tama:
sangat cepat seketika (instanteneoues); rdinasikan dengan relai proteksi lainnya;
dari proteksi lainnya;
anannya dibatasi oleh pasangan trafo aru ang. sesuai SPLN pkan sebagai kondisi tidak sudkan untuk n yang harus , dimana relai
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
REL 20 kV 87T 87NP 87NS SBEF 51NS
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.
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.
(I1-I2) (I1+I2)/2 Slope = Id Ih Ih Id Id Slope 1 Slope 2 Operate block area 100
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.
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
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
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
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
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 2-10. 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
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.
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 ( two-out -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)
B A 150KV -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
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.
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.
IA Protected Zones End A End B IB F1 IR1 = 0 F2
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.
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 :
Gambar 2-14. Relai Differensial
Operate Operate
Restrain Restrain
Idiff Idiff
Trough current Trough current
I A Protected End A End B IB 2.1.1.3 R 2.1.1.2 2.1.1.1 B B = bias/restrain coil
Setelan arus kerja:
% min pick up =
Setelan Slope:
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 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 x100 % smallest current in operating coil to cause
rated current of the operating
% slope = x 100 %
current in operating coil to cause
current in
IA – IB (IA + IB) / 2
X 100 % =
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.
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.
Dimana, V = tegangan jatuh pada terminal stabilising resistor k = Faktor keamanan (antara 1.5 – 2.0)
Vset > k x V Vset > k x If (RL2 + Rct2 ) R Rstab Rct1 RL1 RL2 Rct2 CT CT I Ekivalensi CT
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 p e m a k a i a n A C T t i d a k d i r e k o m e n d a s i k a n u n t u k r e l a i d i f fr e n s i a l 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.
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 masing-masing rangkaian.
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.
BBP
LP
87T CCPb
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). Juga elemen arus yang terus menerus dapat mengerjakan TBF1 dan mengirim signal 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
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.
Gambar 2-18. Zona Proteksi SZP
BBP
LP
87T CCPb
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:
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
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
No. Uraian Pembagian Waktu Sistem 150 kV
(milli sec) Sistem 70 kV (milli sec) 1. Penjatuhan Relai Sinyal Pembawa (PLC/FO) Relai 20 40 20 70 2. Pembukaan PMT 60 60 TOTAL 120 150 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
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 b) Gangguan fasa-netral : : Relai Jarak Relai Jarak 2. Pengaman Cadangan a) Gangguan fasa-fasa b) Gangguan fasa-netral : :
Relai arus lebih waktu terbalik (tak terarah)
Relai arus lebih waktu terarah, waktu tertentu atau waktu terbalik
Dengan waktu pembebasan gangguan:
1. Pengaman Utama : Waktu dasar maksimum 150 ms
Dengan penundaan waktu maks. 600 ms
2. Pengaman Cadangan
a) Jarak Jauh
b) Lokal
:
:
Dengan penundaan waktu maks. 600 ms Dengan penundaan waktu 1000 second 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 a) Gangguan fasa-fasa b) Gangguan fasa-netral : : Relai Jarak
1. Relai tanah selektif 2. Relai tanah terarah
2. Pengaman Cadangan
a) Gangguan fasa-fasa
b) Gangguan fasa-netral
:
:
Relai arus lebih waktu terbalik (tak terarah)
Relai arus lebih waktu terarah, waktu tertentu atau waktu terbalik.
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 )
2) Blocking Scheme
Tabel 2-4. Blocking Scheme Pola Pengaman SUTT 150 kV
Pengaman Utama
a) Gangguan fasa-fasa
b) Gangguan fasa-netral :
:
Relai Jarak yang dilengkapi sistem teleproteksi
Relai Jarak yang dilengkapi sistem teleproteksi Pengaman Cadangan a) Gangguan fasa-fasa b) Gangguan fasa-netral : :
Relai arus lebih waktu terbalik (tak terarah)
Relai arus lebih waktu terbalik (tak terarah)
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 Pengaman Utama Pengaman Cadangan
Netral Sistem Gangguan Fasa
Gangguan Tanah
Gangguan antar fasa atau 3-fasa
Gangguan 1-fasa ke
tanah (1) Saluran sirkit ganda paralel, dua sumber
A. Rendah Relai arus lebih
waktu terbalik
Relai arus lebih waktu terbalik (2) Saluran yang sama (1) dengan beberapa sumber, merupakan jaringan, terbuka atau tertutup
Tahanan B. Tinggi Relai Differential
Relai Differential
Relai arus lebih waktu terbalik
Relai daya urutan nol
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 Sistem Gangguan Fasa Gangguan Tanah Gangguan antar fasa atau 3-fasa
Gangguan 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
Differential
Relai Differential
Relai arus lebih waktu terbalik
Relai arus lebih waktu terbalik
32 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 a) Gangguan fasa-fasa b) Gangguan fasa-netral : : Relai diferential Relai diferential 2. Pengaman Cadangan a) Gangguan fasa-fasa b) Gangguan fasa-netral : :
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
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.
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.
Gambar 2-22. Karakteristik Mho Z1, Z2 Partial Cross-polarise, Z3 Lensa Geser R X Z
X
Z1 Z23. 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.
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.
Gambar 2-24. Karakteristik Quadrilateral Z3 Z2 Z1 Z3 Z2 Z1
Relai ini dilengkapi dengan Direct Transfer Trip (DTT) ke Relai pasangannya. OP OP B B Circulating Current I I V
Gambar 2-26. Relai Differensial Pilot Jenis Arus
OP OP
B B
Balanced Voltage
v v
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.
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. 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
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.
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)
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.
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
SUTT
A AB B1
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.
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.
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).
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 .
Primary Rural
