16.Buku Pedoman Proteksi Dan Kontrol Transformator

(1)

DOKUMEN

PT PLN (PERSERO)

PT PLN PT PLN (Persero) (Persero) No.No. 0520-3.K/DIR/200520-3.K/DIR/201414

BUKU PEDOMAN PEMELIHARAAN

PROTEKSI DAN KONTROL

TRANSFORMATOR

PT PLN (PERSERO) PT PLN (PERSERO) JALAN TRUN

JALAN TRUNOJOYO BLOK M-I/135OJOYO BLOK M-I/135 KEBAYORAKEBAYORAN BARUN BARU

JAKARTA SELATAN 12160 JAKARTA SELATAN 12160

(2)

DOKUMEN

PT PLN (PERSERO)

PT PLN PT PLN (Persero) (Persero) No.No. 0520-3.K/DIR/200520-3.K/DIR/201414

BUKU PEDOMAN PEMELIHARAAN

PROTEKSI DAN KONTROL

TRANSFORMATOR

PT PLN (PERSERO) PT PLN (PERSERO) JALAN TRUN

JALAN TRUNOJOYO BLOK M-I/135OJOYO BLOK M-I/135 KEBAYORAKEBAYORAN BARUN BARU

JAKARTA SELATAN 12160 JAKARTA SELATAN 12160

(3)

Sus

Susuna

unan

n Tim

Tim Rev

Review K

iew KEPD

EPDIR 1

IR 113 & 1

13 & 114

14 Tah

Tahun 20

un 2010

10 Surat

Surat Keputusan D

Keputusan Direksi PT

ireksi PT PLN (Persero)

PLN (Persero) No.0309.K/DIR/2013

No.0309.K/DIR/2013

P

Peennggaarraahh :: 11. . KKeeppaalla a DDiivviissi i TTrraannssmmiissi i JJaawwa a BBaallii

2. Kepala Divisi T

2. Kepala Divisi Transmisi Sumateraransmisi Sumatera

3. Kepala Divisi Transmisi Indonesia Timur 3. Kepala Divisi Transmisi Indonesia Timur 4. Yulian Tamsir

4. Yulian Tamsir K

Keettuuaa :: TTaattaanng g RRuussddjjaajjaa

S

Seekkrreettaarriiss :: CChhrriisstti i YYaannii

Anggota

Anggota :: Indra TjahjaIndra Tjahja

Delyuzar Delyuzar Hesti Hartanti Hesti Hartanti Sumaryadi Sumaryadi James Munthe James Munthe Jhon H Tonapa Jhon H Tonapa

Kelom

Kelompok Kerj

pok Kerja

a Protek

Proteksi dan Ko

si dan Kontrol

ntrol Pengh

Penghantar, T

antar, Trafo, se

rafo, serta Busb

rta Busbar

ar

1

1.. AAmmiirruuddddiinn((PPLLN PN P33BBSS)) :: KKoooorrddiinnaattoor r mmeerraannggkkaap p aannggggoottaa

2 2.. RRaahhmmaatt ((PPLLN N P3P3BBSS)) :: AAnnggggoottaa 3 3.. KKaarryyaannaa ((PPLLN N P3P3BBJJBB)) :: AAnnggggoottaa 4 4.. EEkka a AAnnnniisse e AA ((PPLLN N PP33BBJJBB)) :: AAnnggggoottaa 5

5.. YYuuddhha a VVeerrddiiaannssyyaahh ((PPLLN N SSuullsseellrraabbaarr)) :: AAnnggggoottaa

6

6.. EErrvviin Sn Syyaahhppuuttrra a ((PPLLN N KKaallsseelltteenngg)) :: AAnnggggoottaa

7

7.. WWaarrssoonno o ((PPLLN N KKaallbbaarr)) :: AAnnggggoottaa

8

8.. MMuuhhaammmmaad d TToohha a ((UUddiikkllaat t SSeemmaarraanngg)) :: AAnnggggoottaa

Koordinator Verifikasi dan Finalisasi Review KEPDIR 113 & 114 Tahun

2010 (Nota Dinas KDIVTRS JBS Nomor 0018/432/KDIVTRS JBS/2014)

Tanggal 27 Mei 2014

1.

Jemjem KurnaenJemjem Kurnaen

2.

SugiarthoSugiartho

3.

Yulian Tamsir Yulian Tamsir

4.

(4)

DAFTAR ISI DAFTAR ISI

DAFTA

DAFTAR R ISI...ISI... II DAFTA

DAFTAR R GAMBAGAMBARR ... IIIIII DAFTA

DAFTAR R TABETABELL ...IV...IV DAFTA

DAFTAR R LAMPILAMPIRANRAN ...V...V PRAK

PRAKATAATA ...VI...VI PROT

PROTEKSI EKSI DAN DAN KONTRKONTROLOL TRATRANSFORNSFORMATMATOR...OR... 11

1

1 PPENENDADAHHUULULUAANN ... 11 1.

1.11 GaGambmbaararan n UUmumumm ... 11 1.

1.22 PoPola la PrPrototekeksi si TrTranansfsforormamatotorr ...1..1 1.

1.2.2.11 PoPola la PrPrototekeksi si TrTranansfsforormamatotor r TeTenanaga ga TTTT/T/TM...M...1...1 1.

1.2.2.22 PoPola la PrPrototekeksi si TrTranansfsforormamatotor r IBIBT T TETET/T/TT...TT... 11 1.

1.2.2.33 PoPola la PrPrototekeksi si TrTranansfsforormamatotor Ir IBT BT TTTT/T/TT (T (15150/0/70 70 kV kV atatau au 15150/0/66 66 kVkV)) ... 33

1.

1.2.2.44 SkSkeema ma OvOver er LoLoad ad ShShededdiding ng (O(OLSLS) P) Padada Ta Traransnsfoformrmaatotorr ... 55

1.

1.33 PoPola la PrPrototekeksi Rsi Reaeaktktor..or... 55 1.

1.44 PoPola la PrPrototekeksi si KaKapapasisitotorr ... 66 1.

1.55 PaPararamemeteter r PePengngujujiaian n ReRelalai i PrPrototekeksisi ... 88 1.

1.5.5.11 ReRelalai i DiDiferferenensisialal ... 88 1

1..55..22 RReellaaii Restricted Earth Fault Restricted Earth Fault (REF)(REF)... 99 1.

1.5.5.33 ReRelalai Ai Arurus Ls Lebebih ih (O(OCRCR) / ) / ReRelalai Gi Ganangggguauan kn ke Te Tananah ah (G(GFRFR)) ... 99

1.

1.5.5.44 ReRelalai i OVOVR R / / UVUVRR ... 99 1

1..55..55 RReellaaii Standby Earth Fault Standby Earth Fault (SBEF) atau(SBEF) atau Sensitive Earth Fault Sensitive Earth Fault (SE(SEF)...F)... 1010

1.

1.66 AnAnnonoununciciatator or dadan n AlAlararmm ... 1010 1.

1.77 SeSelelectctor or SwSwititch.ch... 1010 1.

1.88 DiDiscscrerepapancncy y CoContntrorol l SwSwititch..ch... 1111 1.

1.99 MMeteter...er... 1111 1.

1.1010 TrTrip Ciip Circrcuiuit t SuSupepervrvisisioion n (T(TCSCS)) ... 1111 1.

1.1111 FaFaililurure Moe Mode Ede Effffecect Ant Analalisisys (ys (FMFMEAEA)) ... 1111 2

2 PPEDEDOMOMAAN N PPEMEMEELILIHHAARRAAAAN..N... 1111 2.1

2.1 In Service InspectionIn Service Inspection / In/ Inspeksi speksi Dalam Dalam Keadaan Keadaan Operasi.Operasi... 1111

2.1.1

2.1.1 In Service InspectionIn Service Inspection Bay Bay TransTransformaformatortor ... 1111

2.1

2.1.1..1.11 InsInspepeksi ksi HaHariarian n Bay Bay TraTransnsforformermer... 1111 2.

2.1.1.1.1.22 InInspspekeksi si BuBulalananan n BaBay y TrTranansfosformrmer....er... 1212 2.1.2

2.1.2 In Service InspectionIn Service Inspection Bay Bay ReaktReaktoror... 1313

2.

2.1.1.2.2.11 InInspspekeksi si HaHaririan an BaBay y ReReakaktotorr ... 1313 2.1

2.1.2..2.22 InsInspepeksi ksi BuBulanlanan an Bay Bay ReReaktaktor...or... 1414 2.

2.1.1.33 In In SeServrvicice e InInspspecectition on BaBay y KaKapapasisitotorr ... 1414 2.1

2.1.3..3.11 InsInspepeksi ksi HaHariarian n Bay Bay KapKapasiasitor....tor... 1414 2.

2.1.1.3.3.22 InInspspekeksi si BuBulalananan n BaBay y KaKapapasisitotorr ... 1515 2.2

2.2 In Service Measurement In Service Measurement / Pen/ Pengukuran gukuran Dalam Dalam Keadaan Keadaan OperasiOperasi ... 1616

2.2.1

2.2.1 In Service Measurement Bay In Service Measurement Bay TransTransformaformator...tor... 1616

2.2.2

2.2.2 In Service Measurement In Service Measurement Bay ReBay Reaktoraktor ... 1616

2.2.3

2.2.3 In Service Measurement In Service Measurement Bay Bay KapaKapasitor...sitor... 1717

2.3

2.3 Shutdown Testing Measurement Shutdown Testing Measurement /Pengujian Pada Saat Sistem Tidak/Pengujian Pada Saat Sistem Tidak

Berte

Berteganggangan...an... 1717 2.3.1

2.3.1 Shutdown Testing Shutdown Testing Bay Bay TransTransformaformator...tor... 1717

2.3

2.3.1..1.11 PenPengujgujian ian RelRelai ai DifDifereerensnsial..ial... 1717 2.

(5)

2.3.1.3 Pengujian Relai OCR/GFR ... 18

2.3.1.4 Pengujian Relai SBEF ... 18

2.3.1.5 Pengujian Skema OLS (Bila Ada) ... 18

2.3.1.6 Pengujian AVR ... 19

2.3.1.7 Kalibrasi Meter... 19

2.3.1.8 Pengencangan Terminasi Wiring... 19

2.3.2 Shutdown Testing Bay Reaktor ... 19

2.3.2.1 Pengujian Relai Diferensial... 19

2.3.2.2 Pengujian Relai REF ... 19

2.3.2.4 Pengujian Relai OVR / UVR ... 20

2.3.3 Shutdown Testing Bay Kapasitor... 20

2.3.3.2 Pengujian Relai OVR / UVR ... 21

2.3.3.3 Pengujian Relai Unbalance ... 21

2.4 Shutdown Function Check/ Pengujian Fungsi Pada Saat Sistem Tidak Bertegangan... 21

2.4.1 Shutdown Function Check Bay Transformator... 22

2.4.2 Shutdown Function Check Bay Reaktor ... 22

2.4.3 Shutdown Function Check Bay Kapasitor... 22

2.5 Pengujian/ Pemeriksaan Setelah Gangguan ...23

2.5.1 Gangguan Malakerja Relai Proteksi... 25

2.5.2 Gangguan yang Mengakibatkan Penggantian Peralatan ... 26

3 EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN ... 28

3.1 Standar In Service Inspection ... 28

3.2 Standar In Service Measurement ... 30

3.3 Standar Shutdown Testing ... 31

3.4 Standar Pengujian Fungsi Sistem Proteksi... 32

3.4.1 Pengujian Fungsi PMT, Alarm, dan Announciator ... 32

3.4.2 Pengujian Fungsi Waktu Pemutusan Gangguan... 32

4 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN... 32

4.1 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan In Service Inspection ... 32

4.2 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan In Service Measurement ... 34

4.3 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan Shutdown Testing Measurement ... 36

4.4 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan Shutdown Function Check... 41

DAFTAR ISTILAH ... 74

(6)

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1-1 Pola proteksi transformator TT/TM... ... 4

Gambar 1-2 Pola proteksi transformator IBT TT/TT ... 4

Gambar 1-3 Pola proteksi transformator IBT TET/TT... ... 5

Gambar 1-4 Pola proteksi reaktor dengan relai diferensial... 6

Gambar 1-5 Pola proteksi reaktor dengan relai REF... 6

Gambar 1-6 Pola proteksi kapasitor double Y tanpa pentanahan... 7

Gambar 1-7 Pola proteksi kapasitor single Y tanpa pentanahan... 7

Gambar 1-8 Pola proteksi kapasitor single Y dengan pentanahan... 8

Gambar 2-1 Jenis Gangguan yang ditindaklanjuti pemeriksaan... 24

(7)

DAFTAR TABEL

Tabel 1-1 Relai proteksi transformator berdasarkan level tegangan dan

kapasitas SPLN T5.003-1 tahun 2010 ... 2

Tabel 3-1 Standar acuan pemeliharaan In Service Inspection ... 28

Tabel 3-2 Standar Acuan Pemeliharaan In Service Measurement ... 30

Tabel 4-1 Rekomendasi hasil pemeliharaan in service inspection... 32

Tabel 4-2 Rekomendasi hasil pemeliharaan in service measurement ... 34

Tabel 4-3 Rekomendasi hasil pemeliharaan shutdown testing ... 36

(8)

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN PROTEKSI DAN KONTROL TRAFO

... 43

Lampiran 2 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN PROTEKSI DAN KONTROL REAKTOR ... 49

Lampiran 3 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN PROTEKSI DAN KONTROL KAPASITOR ... 54

Lampiran 4 FMEA Peralatan Transformer dan Kontrol Bay Transformator ... 59

Lampiran 5 Blangko Pengujian Relai Diferensial... 61

Lampiran 6 Blangko Pengujian Relai REF ... 62

Lampiran 7 Blangko Pengujian OCR/GFR ... 63

Lampiran 8 Blangko Pengujian OVR / UVR ... ... 64

Lampiran 9 Blangko In Service Inspection harian bay Transformer... 65

Lampiran 10 Blangko In Service Inspection bulanan bay Transformer... 66

Lampiran 11 Blangko In Service Inspection harian bay Reaktor ... 67

Lampiran 12 Blangko In Service Inspection bulanan bay Reaktor... 68

Lampiran 13 Blangko In Service Inspection harian bay Kapasitor ... 69

Lampiran 14 Blangko In Service Inspection bulanan bay Kapasitor ... 70

Lampiran 15 Blangko In Service Measurement bay Transformer ... 71

Lampiran 16 Blangko In Service Measurement bay Reaktor... 72

(9)

PRAKATA

PLN sebagai perusahaan yang asset sensitive, dimana pengelolaan aset memberi kontribusi yang besar dalam keberhasilan usahanya, perlu melaksanakan pengelolaan aset dengan baik dan sesuai dengan standar pengelolaan aset. Parameter Biaya, Unjuk kerja, dan Risiko harus dikelola dengan proporsional sehingga aset bisa memberikan manfaat yang maksimum selama masa manfaatnya.

PLN melaksanakan pengelolaan aset secara menyeluruh, mencakup k eseluruhan fase

dalam daur hidup aset (asset life cycle) yang meliputi fase Perencanaan,

Pembangunan, Pengoperasian, Pemeliharaan, dan Peremajaan atau penghapusan. Keseluruhan fase tersebut memerlukan pengelolaan yang baik karena semuanya berkontribusi pada keberhasilan dalam pencapaian tujuan perusahaan.

Dalam pengelolaan aset diperlukan kebijakan, strategi, regulasi, pedoman, aturan, faktor pendukung serta pelaksana yang kompeten dan berintegritas. PLN telah menetapkan beberapa ketentuan terkait dengan pengelolaan aset yang salah satunya adalah buku Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran tenaga listrik.

Pedoman pemeliharaan yang dimuat dalam buku ini merupakan bagian dari kumpulan Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran yang secara keseluruhan terdiri atas 25 buku. Pedoman ini merupakan penyempurnaan dari pedoman terdahulu yang telah ditetapkan dengan keputusan direksi nomor 113.K/DIR/2010 dan 114.K/DIR/2010. Perubahan atau penyempurnaan pedoman senantiasa diperlukan mengingat perubahan pengetahuan dan teknologi, perubahan lingkungan serta perubahan kebutuhan perusahaan maupun stakeholder. Di masa yang akan datang, pedoman ini juga harus disempurnakan kembali sesuai dengan tuntutan pada masanya.

Penerapan pedoman pemeliharaan ini merupakan hal yang wajib bagi seluruh pihak yang terlibat dalam kegiatan pemeliharaan peralatan penyaluran di PLN, baik perencana, pelaksana maupun evaluator. Pedoman pemeliharaan ini juga wajib dipatuhi oleh para pihak diluar PLN yang bekerjasama dengan PLN untuk melaksanakan kegiatan pemeliharaan di PLN.

Demikian, semoga kehadiran buku ini memberikan manfaat bagi perusahaan dan stakeholder serta masyarakat Indonesia.

Jakarta, Oktober 2014 DIREKTUR UTAMA

(10)

PROTEKSI DAN KONTROL TRANSFORMATOR

1 PENDAHULUAN

1.1 Gambaran Umum

Sistem proteksi bertujuan untuk mengidentifikasi gangguan dan memisahkan bagian yang terganggu dari bagian lain yang masih sehat sekaligus mengamankan bagian yang masih sehat dari kerusakan atau kerugian yang lebih besar. Sistem proteksi terdiri dari Relai Proteksi, Transformator Arus (CT) dan atau Transformator Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya yang terintegrasi dalam suatu rangkaian. Untuk efektifitas dan efisiensi, maka setiap peralatan proteksi yang dipasang harus disesuaikan dengan kebutuhan dan ancaman ketahanan peralatan yang dilindungi sehingga peralatan proteksi digunakan sebagai jaminan pengaman.

1.2 Pola Proteksi Transformator

Pola proteksi transformator harus dapat mengamankan transformator dari gangguan internal maupun gangguan eksternal. Untuk gangguan internal, transformator memiliki proteksi mekanik dan proteksi elektrik, sedangkan untuk gangguan eksternal transformator hanya memiliki proteksi elektrik. Peralatan proteksi yang dipergunakan berdasarkan kapasitas transformator ditampilkan pada tabel 1-1.

1.2.1 Pola Proteksi Transformator Tenaga TT/TM

Proteksi transformator tenaga umumnya menggunakan relai Diferensial dan relai Restricted Earth Fault (REF) sebagai proteksi utama. Sedangkan proteksi cadangan menggunakan relai arus lebih (OCR) relai gangguan ke tanah (GFR). Sedangkan Standby Earth Fault (SBEF) umumnya hanya dipergunakan pada transformator dengan belitan Y yang ditanahkan dengan resistor, dan fungsinya lebih mengamankan NGR. Umumnya skema proteksi disesuaikan dengan kebutuhan.

1.2.2 Pola Proteksi Transformator IBT TET/TT

Pola Proteksi Transformator IBT TET/TT menggunakan pola duplikasi proteksi, artinya menggunakan 2 buah proteksi utama. Yaitu utama 1 dan utama 2. Sehingga pola yang dipergunakan pada transformator IBT TET/TT adalah:

1. Diferensial utama 1

2. Diferensial utama 2

(11)

4. REF utama 2

Sedangkan OCR/GFR hanya dipergunakan sebagai pengaman cadangan terhadap gangguan eksternal.

Tabel 1-1 Relai proteksi transformator berdasarkan level tegangan dan kapasitas SPLN T5.003-1 tahun 2010 No JENIS PROTEKSI TRANSFORMATOR 150/20 & 66/20 kV 500/150 kV 275/150 kV 150/66 kV < 30 ≥ 30 ≥ 60 MVA Proteksi Mekanik

1 Relai suhu minyak 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

2 Relai suhu belitan sisi Primer 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

3 Relai suhu belitan sisi Sekunder - 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

4 Relai Bucholtz Tangki Utama 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

5 Relai Tekanan Lebih Tangki Utama 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

6 Relai Tekanan Lebih OLTC

(Jansen) 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

Proteksi Elektrik

7 Relai Diferensial 1 buah 1 buah 2 buah 1 buah 1 buah

8 Relai Gangguan ke Tanah

Terbatas (REF) sisi Primer - 1 buah 2 buah 1 buah 1 buah

9

Relai Gangguan ke Tanah

Terbatas (REF) sisi Sekunder (hanya untuk konfigurasi bintang)

- 1 buah 2 buah 1 buah 1 buah

(12)

No JENIS PROTEKSI TRANSFORMATOR 150/20 & 66/20 kV 500/150 kV 275/150 kV 150/66 kV < 30 ≥ 30 ≥ 60 MVA

11 Relai Arus Lebih (OCR) sisi 2 fasa (3 (3 fasa) (3 fasa) (3 fasa)

Sekunder fasa)

12 Relai Arus Lebih (OCR) sisi tersier

terbeban. 2 fasa 3 fasa 3 fasa 3 fasa 3 fasa

13 Relai Gangguan ke Tanah (GFR)

sisi Primer 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

14

Relai Gangguan ke Tanah (GFR)

sisi Sekunder (hanya untuk

konfigurasi bintang)

1 buah 1 buah 1 buah 1 buah 1 buah

15 Relai Gangguan ke Tanah (GFR)

sisi tersier (tersier ditanahkan) 1 buah 1 buah

16

Relai Pergeseran Tegangan Titik

Netral / NDVR (tersier tidak

ditanahkan)

1 buah 1 buah

17

Relai Proteksi NGR (SBEF) (hanya untuk transformator belitan Y yang ditanahkan dengan resistor)

1 buah* 1

buah* - - 1buah*

*) Diperlukan pada transformator belitan Y yang diketanahkan dengan resistor

1.2.3 Pola Proteksi Transformator IBT TT/TT (150/70 kV atau 150/66 kV)

Pola proteksi transformator IBT TT/TT memiliki jenis relai yang sama dengan pola proteksi transformator IBT TET/TT. Perbedaannya, pola proteksi transformator IBT TT/TT hanya memiliki 1 buah relai diferensial dan 1 buah relai REF sisi primer dan 1 buah REF sisi sekunder transformator (bila konfigurasi belitan sisi 70 kV atau 60 kV adalah YN). Dan dilengkapi dengan relai SBEF bila sisi 70 kV atau 66 kV ditanahkan dengan NGR.

(13)

Gambar 1-1 Pola proteksi transformator TT/TM

Gambar 1-2 Pola proteksi transformator IBT TT/TT Y

Y Y Y

(14)

Gambar 1-3 Pola proteksi transformator IBT TET/TT

1.2.4 Skema Over Load Shedding (OLS) Pada Transformator

Selain fungsi dan fitur diatas, pada kondisi tertentu, untuk keperluan pengoperasian sistem maka relai bay transformator juga dapat dilengkapi dengan skema OLS dan UFR. Skema OLS ini umumnya menggunakan relai OCR yang bekerja untuk mentripkan sebagian beban apabila terjadi kenaikan arus beban secara tiba – tiba, sehingga beban transformator masih terjaga pada pembebanan yang diijinkan.

Skema UFR/OFR merupakan skema operasional yang menggunakan rele Frekuensi. Skema UFR/OFR bekerja apabila terjadi penurunan atau kenaikan frekuensi di sistem. UFR bekerja mentripkan beban untuk menaikkan frekuensi ke kondisi normal, sedangkan OFR mentripkan pembangkit untuk menurunkan frekuensi ke kondisi normal. Rele ini mendapat masukan dari tegangan sekunder PT/CVT untuk mendeteksi adanya perubahan frekuensi di sistem, namun rele ini akan memblok bila tegangan masukan dari sekunder PT/CVT turun melebihi nilai tertentu.

1.3 Pola Proteksi Reaktor

Berdasarkan tujuan pemasangan reaktor maka reaktor dapat dipasang melalui beberapa cara.

1. Reaktor dihubungkan seri dengan fasa yang bertujuan untuk membatasi

arus gangguan fasa-fasa,

2. Reaktor dihubungkan shunt sebagai kompensasi terhadap komponen

kapasitif akibat jaringan yang panjang. Reaktor yang dihubungkan secara shunt ini dapat dihubungkan langsung ke Bus ataupun melalui belitan tersier IBT.

Y Y

(15)

Reaktor yang dihubungkan secara seri dengan fasa tidak memiliki proteksi khusus. Proteksi dengan sambungan seperti ini termasuk dalam bagian proteksi penghantar.

Reaktor yang dihubungkan paralel (shunt) pada dasarnya memiliki kemiripan sistem proteksi dengan sistem proteksi transformator untuk kapasitas yang sama. Pola proteksi umumnya menggunakan relai diferensial atau REF sebagai proteksi utama dan OCR/GFR sebagai proteksi cadangan.

Reaktor tegangan ekstra tinggi (TET) umumnya menggunakan Relai diferensial dimana konstruksi reaktornya 1 fasa dalam 1 tangki utama seperti gambar 1-4, sedangkan relai REF umumnya digunakan pada reaktor tegangan tinggi dan tegangan menengah dimana konstruksi reaktornya 3 fasa dalam 1 tangki utama seperti gambar 1-5.

Gambar 1-4 Pola proteksi reaktor dengan relai diferensial

Gambar 1-5 Pola proteksi reaktor dengan relai REF

1.4 Pola Proteksi Kapasitor

Pola proteksi kapasitor tergantung pada desain pemasangan kapasitor itu sendiri. Pendeteksian gangguan pada kapasitor yang ditanahkan berbeda dengan kapasitor yang

(16)

tidak ditanahkan, khususnya pada pendeteksian kondisi unbalance. Umumnya relai proteksi yang dipergunakan adalah OCR/GFR untuk mengamankan kapasitor dari gangguan dan OVR/UVR untuk kontrol tutup/buka PMT.

Pola proteksi yang umum digunakan oleh PLN adalah pola proteksi kapasitor dengan double Y tanpa ditanahkan, seperti gambar 1-6.

Gambar 1-6 Pola proteksi kapasitor d o u b l e Y tanpa pentanahan

Pola proteksi kapasitor lainnya adalah single Y tanpa pentanahan langsung (gambar 1-7) dan single Y dengan pentanahan langsung (gambar 1-8).

(17)

Gambar 1-8 Pola proteksi kapasitor s i n g l e Y dengan pentanahan

Keterangan:

27 = Under Voltage 46 = Unbalance Over Current

59 = Over Voltage 59 N = Zero Sequence Over Voltage

51 = Phase Over Current Time Delay 51 N = Ground Over Current Time Delay

1.5 Parameter Pengujian Relai Proteksi

1.5.1 Relai Diferensial

Parameter diferensial yang umumnya dipergunakan adalah:

1. Nilai arus kerja minimum, merupakan setelan arus minimal yang akan

mengerjakan relai pada nilai arus restrain = 0

2. Nilai arus kerja high set , merupakan setelan arus kerja high set untuk arus

gangguan yang besar (bila dilengkapi).

3. Nilai slope, merupakan perbandingan pertambahan nilai arus diferensial

terhadap pertambahan nilai arus restaint .

4. 2 nd harmonic restraint , merupakan nilai minimal harmonisa ke-2 yang akan

memblok kerja diferensial relai. Harmonisa ke-2 ini merupakan parameter ada tidaknya inrush current . Karena sifatnya memblok kerja diferensial maka, harus diperhatikan nilai setelan akan memblok kerja diferensial ketika terjadi gangguan.

5. 5 th harmonic restraint , merupakan nilai minimal harmonisa ke-5 yang akan

memblok kerja diferensial relai. Harmonisa ke-5 ini merupakan parameter ada tidaknya over eksitasi pada transformator.

(18)

1.5.2 Relai

Restricted Earth Fault

(REF)

Merupakan salah satu proteksi utama transformator/reaktor yang prinsip kerjanya sama dengan diferensial relai, perbedaannya REF dipergunakan untuk pengamanan transformator/reaktor terhadap gangguan phasa – tanah, khususnya yang dekat dengan titik bintang transformator/reaktor. REF dipasang pada belitan transformator/reaktor dengan konfigurasi Y yang ditanahkan.

REF terdiri dari 2 jenis, yaitu:

1. REF jenis low impedance, parameter kerjanya adalah arus minimum.

2. REF jenis high impedance, parameter kerjanya adalah tegangan minimum,

ataupun arus minimum.

1.5.3 Relai Arus Lebih (OCR) / Relai Gangguan ke Tanah (GFR)

Merupakan proteksi cadangan transformator/reaktor tetapi dapat menjadi proteksi utama pada proteksi kapasitor.

Parameter OCR/GFR umumnya adalah:

mengerjakan relai,

2. Nilai arus reset / drop off, merupakan besaran arus yang menyebabkan rele

reset setelah mengalami pick up.

3. Nilai arus kerja high set , merupakan setelan arus kerja high set untuk arus

gangguan yang besar.

4. Karakteristik waktu kerja, merupakan parameter pemilihan kurva waktu

kerja.

5. Nilai waktu kerja, merupakan setelan waktu kerja relai berdasarkan

karakteristik yang telah ditentukan.

1.5.4 Relai OVR / UVR

Untuk keperluan pengoperasian sistem maka relai bay reaktor dan bay kapasitor juga dilengkapi dengan relai tegangan berupa Under Voltage Relay (UVR) dan Over Voltage Relay (OVR).

UVR dipergunakan untuk melepaskan reaktor secara otomatis ketika tegangan sistem sudah dianggap rendah, sedangkan OVR dipergunakan untuk memasukkan reaktor secara otomatis ketika tegangan sistem dianggap tinggi.

Sedangkan pada bay kapasitor OVR dipergunakan untuk melepaskan kapasitor secara otomatis ketika tegangan sudah dianggap tinggi, dan UVR dipergunakan untuk memasukkan kapasitor ketika tegangan sistem dianggap rendah.

(19)

Parameter UVR/OVR yang dipergunakan adalah:

1. Nilai tegangan kerja, merupakan setelan tegangan yang akan mengerjakan

relai untuk melepas dan memasukkan reaktor/kapasitor secara otomatis.

2. Nilai tegangan reset / drop off, merupakan besaran tegangan yang

menyebabkan rele reset setelah mengalami pick up.

kerja.

karakteristik.

1.5.5 Relai

Standby Earth Fault

(SBEF) atau

Sensitive Earth Fault

(SEF)

Merupakan proteksi NGR terhadap arus lebih yang berfungsi untuk mengamankan NGR dari hubung singkat phasa tanah. Oleh karena itu SBEF hanya ada pada transformator yang pentanahannya menggunakan NGR. SBEF ini juga harus dikoordinasikan dengan relai GFR. SBEF harus bekerja paling akhir sebagai pengaman NGR.

Parameter SBEF/SEF umumnya adalah:

mengerjakan relai.

2. Nilai arus reset / drop off, merupakan besaran arus yang menyebabkan

rele reset setelah mengalami pick up.

kerja.

karakteristik yang telah ditentukan.

1.6 Announciator dan Alarm

Announciator adalah peralatan bantu yang berfungsi memberikan tanda peringatan kepada operator GI fungsi proteksi mana yang bekerja. Announciator mengambil input dari masing-masing relai proteksi. Announciator dapat direset setelah operator mencatat dan menekan tombol “acknowledge” dan “reset ”. Announciator diengkapi dengan alarm. Alarm berupa peringatan sirene suara yang bekerja bersamaan dengan terjadinya

gangguan. Alarm dapat dihentikan setelan operator menekan tombol “ acknowledge”.

1.7 Selector Switch

Selector switch adalah saklar pilih untuk fungsi – fungsi seperti selector switch Local/Remote/Supervisory , pemilihan tegangan.

(20)

1.8 Discrepancy Control Switch

Peralatan yang berfungsi untuk merubah status PMT dan PMS. Pengoperasian switch ini dilakukan dengan menekan dan memutar. Switch ini dilengkapi dengan lampu indikator ketidaksesuaian untuk status peralatan terkait.

1.9 Meter

Meter merupakan alat yang dapat memonitoring besaran arus, tegangan, daya aktif, daya semu, dan energi yang mengalir.

1.10 Trip Circuit Supervision (TCS)

Peralatan yang berfungsi untuk memonitor kesiapan rangkaian trip. TCS akan memberikan informasi jika telah terjadi gangguan pada rangkaian trip dari relai ke tripping coil PMT. Jika TCS bekerja maka PMT tidak dapat dimasukkan karena rangkaian close PMT terpotong oleh TCS.

1.11 Failure Mode Effect Analisys (FMEA)

FMEA merupakan salah satu metoda evaluasi peralatan untuk meningkatkan availability dengan cara mendeteksi kemungkinan-kemungkinan kelemahan desain dan penyebab kerusakan dominan.

FMEA untuk reaktor sebagaimana terlampir.

2 PEDOMAN PEMELIHARAAN

Pedoman ini dibuat dengan tujuan memberikan panduan kepada regu pemeliharaan untuk melakukan pemeliharaan. Jenis pemeliharaan yang dilakukan adalah:

2.1 In Service Inspection / Inspeksi Dalam Keadaan Operasi

Pemeliharaan ini dilakukan secara visual, dan dilakukan oleh Operator Gardu Induk / petugas pemeliharaan GI.

2.1.1

In S er v i c e In s p e c t io n

Bay Transformator

2.1.1.1 Inspeksi Harian Bay Transformer

Inspeksi harian dilakukan dalam periode harian. Inspeksi ini terdiri dari: 1. Kondisi relai proteksi utama berupa:

(21)

b. Relai REF sisi primer c. Relai REF sisi sekunder.

2. Kondisi relai proteksi cadangan, berupa: a. Relai OCR/GFR sisi primer

b. Relai OCR/GFR sisi sekunder c. SBEF

3. Kondisi relai breaker failure.

4. Kondisi relai untuk kebutuhan defense scheme (bila ada) UFR, UVR, OLS. 5. Kondisi Trip Circuit Supervision (TCS) 1

6. Kondisi Trip Circuit Supervision (TCS) 2.

2.1.1.2 Inspeksi Bulanan Bay Transformer

Inspeksi bulanan ini dilakukan oleh operator Gardu Induk/petugas pemeliharaan GI dengan periode inspeksi bulanan. Inspeksi ini terdiri dari:

1. Kondisi umum panel proteksi, panel control, panel incoming dan panel AVR berupa:

a. Suhu, Kelembapan ruangan dan Panel Proteksi b. Suhu, Kelembapan ruangan dan Panel Kontrol c. Suara (Normal/Tidak Normal)

d. Bau (Normal/Bangkai/Hangus)

e. Kondisi panel (Normal/kotor/lembab)

f. Lampu penerangan (Normal/redup/tidak berfungsi/Tidak ada) g. Heater (Normal/Rusak/Tidak ada)

h. Pintu panel (Normal/Korosi/Tidak bisa dikunci/Rusak) i. Door sealant (Normal/Tidak Elastis/Putus/Hilang)

j. Lubang kabel control (Normal/Tidak Rapat/Glen Kabel tidak ada) k. Grounding panel (Normal/Korosi/Rantas/Kendor/Hilang)

(22)

m. Kondisi panas diukur dengan menggunakan thermal imager n. Terminal wiring (normal/panas).

2. Kondisi alat ukur dan indikasi. a. AVR

b. Tap position meter

c. Meter Temperature Winding / Oil. d. Amperemeter e. Voltmeter f. MW meter g. MVar meter. h. Kwh meter in i. Kwh meter out j. Annunciator

2.1.2

In Servic e Insp ection

Bay Reaktor

2.1.2.1 Inspeksi Harian Bay Reaktor

Inspeksi harian dilakukan dalam periode setiap hari yang terdiri dari: 1. Kondisi relai proteksi utama berupa:

a. Relai Diferensial atau b. Relai REF

2. Kondisi relai proteksi cadangan, berupa OCR/GFR 3. Kondisi relai proteksi untuk kontrol PMT, berupa:

a. Relai OVR b. Relai UVR

4. Kondisi relai proteksi berupa Breaker failure 5. Kondisi Trip Circuit Supervision (TCS) 1 6. Kondisi Trip Circuit Supervision (TCS) 2.

(23)

2.1.2.2 Inspeksi Bulanan Bay Reaktor

1. Kondisi umum panel proteksi, panel control, atau kubikel reaktor berupa: a. Suara (Normal/Tidak Normal)

b. Bau (Normal/Bangkai/Hangus)

c. Kondisi panel (Normal/kotor/lembab)

d. Lampu penerangan (Normal/redup/tidak berfungsi/Tidak ada) e. Heater (Normal/Rusak/Tidak ada)

f. Pintu panel (Normal/Korosi/Tidak bisa dikunci/Rusak) g. Door sealant (Normal/Tidak Elastis/Putus/Hilang)

h. Lubang kabel control (Normal/Tidak Rapat/Glen Kabel tidak ada) i. Grounding panel (Normal/Korosi/Rantas/Kendor/Hilang)

j. Kabel Kontrol (Normal/cacat)

k. Terminasi wiring (Kencang/kendur).

l. Kondisi panas diukur dengan menggunakan thermal imager m. Terminal wiring (normal/panas).

2. Kondisi alat ukur dan indikasi.

a. Meter Temperature Winding / Oil. b. Amperemeter

c. Voltmeter d. MVar meter.

2.1.3 In Service Inspection Bay Kapasitor

2.1.3.1 Inspeksi Harian Bay Kapasitor

(24)

1. Kondisi relai proteksi berupa: a. Relai OCR/GFR

b. Relai Unbalance c. Relai OVR/UVR

2. Kondisi Switching Control Capacitor

3. Kondisi relai proteksi berupa Breaker failure 4. Kondisi Trip Circuit Supervision (TCS) 1 5. Kondisi Trip Circuit Supervision (TCS) 2.

2.1.3.2 Inspeksi Bulanan Bay Kapasitor

1. Kondisi umum panel proteksi, panel kontrol, atau cubicle reaktor berupa: a. Suara (Normal/Tidak Normal)

b. Bau (Normal/Bangkai/Hangus)

c. Kondisi panel (Normal/kotor/lembab)

d. Lampu penerangan (Normal/redup/tidak berfungsi/Tidak ada) e. Heater (Normal/Rusak/Tidak ada)

f. Pintu panel (Normal/Korosi/Tidak bisa dikunci/Rusak) g. Door sealant (Normal/Tidak Elastis/Putus/Hilang)

h. Lubang kabel control (Normal/Tidak Rapat/Glen Kabel tidak ada) i. Grounding panel (Normal/Korosi/Rantas/Kendor/Hilang)

j. Kabel Kontrol (Normal/cacat)

k. Terminasi wiring (Kencang/kendur).

l. Kondisi panas diukur dengan menggunakan thermal imager m. Terminal wiring (normal/panas)

(25)

2. Kondisi alat ukur dan indikasi. a. Amperemeter

b. Voltmeter c. MVar meter.

Kondisi kondisi ini dicatat dalam blangko yang sudah disediakan guna untuk mengetahui lebih dini kondisi peralatan yang diidentifikasi tersebut ada dalam kondisi normal atau ada kelainan. Bila ada kelainan dapat ditindaklanjuti pada kondisi peralatan in service atau shutdown. Blangko uji terlampir.

2.2 In S er v i c e M e as u r e m e n t / Pengukuran Dalam Keadaan Operasi

Pemeliharaan ini dilakukan sebelum dan sesudah dilakukan shutdown testing – measurement dilakukan oleh regu pemeliharaan proteksi. In service measurement dilakukan guna memastikan ada tidaknya permasalahan terhadap wiring /pengawatan rangkaian arus.

2.2.1

In Servic e Measur ement B ay

Transformator

1. Pemeriksaan besaran arus I1, I2, I restraint , dan Id pada relai diferensial.

2. Pemeriksaan besaran arus Id untuk relai REF Low Impedance, besaran arus

Id untuk REF high impedance jenis arus dan pengukuran tegangan Vd untuk relai REF high impedance jenis tegangan.

3. Pemeriksaan besaran arus pada relai OCR/GFR.

4. Pemeriksaan besaran arus pada SBEF

5. Pemeriksaan besaran tegangan pada AVR

6. Pemeriksaan besaran arus dan tegangan pada meter.

7. Pengukuran besaran sumber DC di panel proteksi.

8. Pengukuran besaran ripple tegangan DC pada panel proteksi

2.2.2

In Servic e Measur ement

Bay Reaktor

1. Pemeriksaan besaran arus I1, I2, I restraint, dan Id pada relai diferensial,

atau

2. Pemeriksaan besaran arus Id untuk relai REF Low Impedance, besaran arus

Id untuk REF high impedance jenis arus dan pengukuran tegangan Vd untuk relai REF high impedance jenis tegangan.

(26)

4. Pemeriksaan besaran tegangan pada OVR/UVR

2.2.3

In Servic e Measurem ent

Bay Kapasitor

1. Pemeriksaan besaran arus pada relai OCR/GFR.

2. Pemeriksaan besaran tegangan pada OVR/UVR

3. Pemeriksaan besaran unbalance berupa arus atau tegangan tergantung

konfigurasi kapasitor.

4. Pemeriksaan tegangan pada Switching Control Capacitor.

Pemeriksaan besaran analog ini dapat dilakukan dengan cara melihat nilai pengukuran pada display relai untuk relai relai jenis numerik, dan melakukan pengukuran dengan menggunakan tang ampere dan voltmeter untuk relai relai jenis static dan elektromekanik. Kondisi kondisi ini dicatat dalam blangko yang sudah disediakan guna untuk mengetahui lebih dini kondisi peralatan yang diidentifikasi tersebut ada dalam kondisi normal atau ada kelainan. Bila ada kelainan dapat ditindaklanjuti pada kondisi peralatan in service atau shutdown. Blangko uji terlampir.

2.3 Shutdown Testing Measurement /Pengujian Pada Saat Sistem Tidak Bertegangan

Periode pemeliharaan shutdown testing didasarkan pada jenis relai proteksinya. Relai jenis elektromekanik dan jenis statik dilakukan 2 tahun sekali, sedangkan relai jenis

numerik/digital dilakukan 6 tahun sekali. Pemeliharaan ini dilakukan dengan

menggunakan alat uji relai proteksi untuk mengetahui karakteristik dan unjuk kerja relai, apakah masih sesuai dengan standarnya. Hasil pengujian harus dicatat dalam blangko pengujian dan dievaluasi untuk mengetahui lebih dini adanya anomali relai proteksi.

2.3.1

S h u t d ow n T es t i n g

Bay Transformator

2.3.1.1 Pengujian Relai Diferensial

(27)

1. Pengujian arus kerja minimum.

2. Pengujian arus kerja high set (bila diaktifkan) 3. Pengujian slope.

4. Pengujian waktu kerja.

5. Pengujian harmonic blocking.

6. Pengujian Zero sequence compensation blocking.

2.3.1.2 Pengujian Relai REF

Pengujian REF ini tergantung dari jenis REF yang dipergunakan.

1. Pengujian arus kerja minimum jika yang dipergunakan adalah REF jenis low impedance atau REF high impedance jenis arus

2. Pengujian tegangan kerja jika yang dipergunakan adalah REF high impedance jenis tegangan.

2.3.1.3 Pengujian Relai OCR/GFR

Pengujian relai OCR/GFR reaktor, terdiri dari: 1. Pengujian arus pick up.

2. Pengujian arus reset.

3. Pengujian karakteristik waktu. 4. Pengujian high set/instant.

2.3.1.4 Pengujian Relai SBEF

Pengujian relai SBEF, terdiri dari: 1. Pengujian arus pick up. 2. Pengujian arus reset.

3. Pengujian karakteristik waktu.

(28)

1. Pengujian arus pick up. 2. Pengujian arus reset.

3. Pengujian karakteristik waktu.

2.3.1.6 Pengujian AVR

Pengujian AVR terdiri dari:

1. Pengujian arus blocking 2. Pengujian tegangan blocking 3. Pengujian selisih tegangan kerja 4. Pengujian waktu tunda

2.3.1.7 Kalibrasi Meter

Kalibrasi meter ini bertujuan untuk memastikan kelaikan penunjukan meter berdasarkan kelasnya. Kalibrasi meter ini meliputi kalibrasi meter tegangan, arus, MVAR, dan energi meter nontransaksi.

2.3.1.8 Pengencangan Terminasi Wiring

Hal ini dilakukan untuk memastikan tidak ada pengawatan yang lepas.

2.3.2

S h u t d ow n T es t i n g

Bay Reaktor

2.3.2.1 Pengujian Relai Diferensial

Pengujian relai diferensial terdiri dari beberapa item pengujian yaitu: 1. Pengujian arus kerja minimum.

2. Pengujian arus kerja high set (bila diaktifkan) 3. Pengujian slope.

5. Pengujian harmonic blocking.

2.3.2.2 Pengujian Relai REF

(29)

1. Pengujian arus kerja minimum jika yang dipergunakan adalah REF jenis low impedance atau REF high impedance jenis arus

2. Pengujian tegangan kerja jika yang dipergunakan adalah REF high impedance jenis tegangan.

2.3.2.3 Pengujian Relai OCR/GFR

Pengujian relai OCR/GFR reaktor, terdiri dari: 1. Pengujian arus pick up.

2. Pengujian arus reset.

3. Pengujian karakteristik waktu. 4. Pengujian high set / instant.

2.3.2.4 Pengujian Relai OVR / UVR

Pengujian relai proteksi yang menggunakan OVR dan UVR, terdiri dari: 1. Pengujian tegangan pick up.

2. Pengujian tegangan reset. 3. Pengujian karakteristik waktu.

2.3.2.5 Kalibrasi Meter

Kalibrasi meter ini bertujuan untuk memastikan kelaikan penunjukan meter berdasarkan kelasnya. Kalibrasi meter ini meliputi kalibrasi meter tegangan, arus, MVAR, dan energi meter non transaksi.

2.3.2.6 Pengencangan Terminasi Wiring

2.3.3 Shutdown Testing Bay Kapasitor

2.3.3.1 Pengujian Relai OCR/GFR

(30)

1. Pengujian arus pick up. 2. Pengujian arus reset.

3. Pengujian karakteristik waktu. 4. Pengujian high set / instant.

2.3.3.2 Pengujian Relai OVR / UVR

Pengujian relai proteksi yang menggunakan OVR dan UVR, terdiri dari: 1. Pengujian tegangan pick up.

2. Pengujian tegangan reset. 3. Pengujian karakteristik waktu.

2.3.3.3 Pengujian Relai

U n b al a n c e Pengujian relai proteksi unbalance, terdiri dari:

1. Pengujian tegangan pick up jika menggunakan sensor tegangan, atau pengujian arus pick up jika menggunakan sensor arus.

2. Pengujian tegangan reset jika menggunakan sensor tegangan, atau pengujian arus reser jika menggunakan sensor arus.

2.3.3.4 Kalibrasi Meter

Kalibrasi meter ini bertujuan untuk memastikan kelaikan penunjukan meter berdasarkan kelasnya. Kalibrasi meter ini meliputi kalibrasi meter tegangan, arus, MVAR, dan energi meter non transaksi.

2.3.3.5 Pengencangan Terminasi Wiring

2.4 Shutdown Function Check/ Pengujian Fungsi Pada Saat Sistem Tidak

Bertegangan

Pengujian shutdown function check dilakukan oleh regu pemeliharaan. Pemeliharaan ini dilakukan bersamaan dengan pemeliharaan bay 2 tahun sekali.

(31)

2.4.1

S h u t d ow n Fu n c t i on C h e c k

Bay Transformator

Pengujian shutdown function check pada bay transformator adalah:

1. Pengujian fungsi trip PMT, fungsi alarm, dan announciator dari relai

diferensial dan relai REF.

2. Pengujian fungsi trip PMT, fungsi alarm, dan announciator dari OCR/GFR

sisi primer dan sisi sekunder.

3. Pengujian fungsi trip PMT, fungsi alarm, dan announciator dari relai SBEF.

4. Pengukuran waktu pemutusan gangguan pada point 1 s.d.3.

2.4.2 Bay Reaktor

Pengujian shutdown function check pada bay reaktor adalah:

diferensial atau relai REF.

2. Pengujian fungsi trip PMT, fungsi alarm, dan announciator dari OCR/GFR.

3. Pengujian fungsi penutupan PMT, fungsi alarm, dan announciator dari relai

OVR.

4. Pengujian fungsi pembukaan PMT, fungsi alarm, dan announciator dari relai

UVR.

5. Pengukuran waktu pemutusan gangguan pada point 1 s.d. 4.

2.4.3 Bay Kapasitor

Pengujian shutdown function check pada bay kapasitor adalah:

1. Pengujian fungsi trip PMT, fungsi alarm, dan announciator dari OCR/GFR.

unbalance.

3. Pengujian fungsi pembukaan PMT, fungsi alarm, dan announciator dari relai

OVR.

4. Pengujian fungsi penutupan PMT, fungsi alarm, dan announciator dari relai

UVR.

5. Pengukuran waktu pemutusan gangguan pada point 1 s.d. 4.

Pengujian pengujian ini dicatat dalam blangko yang sudah disediakan selanjutnya dievaluasi untuk mengetahui lebih dini kondisi sistem proteksi tersebut ada dalam kondisi

(32)

Setelah selesai melakukan pemeliharaan, sebelum proses penormalan regu pemeliharaan proteksi diwajibkan untuk melakukan inspeksi terhadap:

1. Rangkaian arus dan tegangan.

2. Catu daya dan rangkaian tripping.

3. Rele proteksi.

4. Rangkaian kontrol open close PMT/PMS.

5. Inpseksi ini berupa ceklist dilaksanakan dengan tujuan untuk menghindari

kesalahan setelah dilakukannya pemeliharaan.

2.5 Pengujian/ Pemeriksaan Setelah Gangguan

Pengujian/ pemeriksaan setelah gangguan tidak dilakukan untuk seluruh gangguan, namun tergantung dari jenis gangguannya. Gangguan dibedakan menjadi 2 kategori yaitu:

1. Gangguan sistem (System Fault)

Gangguan sistem adalah gangguan yang terjadi di sistem tenaga listrik (sisi primer) seperti pada generator, transformator, SUTT, SKTT dan lain sebagainya. Gangguan sistem dapat dikelompokkan sebagai gangguan temporer dan gangguan permanen.

2. Gangguan non sistem (Non System Fault)

Gangguan non system adalah gangguan yang menyebabkan PMT terbuka bukan karena adanya gangguan di sisi primer (yang bertegangan) tetapi disebabkan adanya gangguan disisi sekunder peralatan seperti relai yang bekerja sendiri atau k abel kontrol yang terluka atau oleh sebab interferensi dan lain sebagainya.

Jenis gangguan non-sistem antara lain:

• kerusakan komponen relai,

• kabel kontrol terhubung singkat,

(33)

Gambar 2-1 Jenis Gangguan yang ditindaklanjuti pemeriksaan

Berdasarkan gambar 2-1 maka jenis gangguan yang perlu dilakukan pemeriksaan dan perbaikan adalah:

1. Gangguan Sistem aktif tidak terisolir dengan benar adalah gangguan sistem

aktif yang ditandai dengan,

• Sistem proteksi tidak selektif dalam mengisolir gangguan

• Waktu pemutusan gangguan tidak sesuai dengan SPLN

• Sistem proteksi tidak bekerja pada saat dibutuhkan

2. Gangguan sistem pasif tidak terisolir dengan benar adalah gangguan yang

disebabkan bukan akibat hubung singkat dan sistem proteksi bekerja tidak sesuai dengan yang diharapkan. Gangguan pasif ditandai dengan,

• Ketidakstabilan sistem (Power swing)

• Kenaikan dan penurunan tegangan

• Kenaikan dan penurunan frekuensi

• Pembebanan yang berlebih

3. Gangguan Non Sistem

Gangguan Non Sistem Contoh :

- Mala kerja rele

- Tekanan gas SF6 PMT Aktif Contoh : - Petir Terisolir den an Tidak terisolir Terisolir den an Tidak terisolir Un uk Ker a Ke a alan Pasif Contoh : - Beban lebih

(34)

Secara umum pemeliharaan setelah gangguan dilakukan apabila sistem proteksi mengalami kegagalan peralatan. Kegagalan peralatan ini dapat berupa malakerja sistem proteksi atau berupa kerusakan peralatan yang membutuhkan penggantian.

Kegagalan sistem proteksi dapat terjadi pada kondisi:

• Bekerjanya diferensial relai saat terjadi gangguan eksternal.

• Bekerjanya REF relai saat terjadi gangguan eksternal.

• Tidak bekerjanya diferensial relai pada saat terjadi gangguan internal.

• Tidak bekerjanya REF relai pada saat terjadi gangguan internal.

• Bekerjanya GFR transformator pada saat terjadi gangguan penghantar.

• Penggantian peralatan primer dan sekunder yang membutuhkan pengujian /

pemeriksaan antara lain:

• Penggantian reaktor/kapasitor.

• Penggantian CT fasa ataupun CT netral reaktor.

• Penggantian PMT.

• Penggantian relai proteksi.

• Penggantian / perubahan wiring.

• Penggantian transformator tegangan.

Pemeliharaan setelah kondisi gangguan ini dilakukan oleh regu pemeliharaan proteksi. Pengujian sistem proteksi setelah gangguan ini umumnya tergantung pada jenis / kondisi gangguan:

2.5.1 Gangguan Malakerja Relai Proteksi

Pemeliharaan yang perlu dilakukan adalah:

1. Periksa konfigurasi data setting, dan rekaman gangguan (DFR).

2. Periksa Setting.

3. Periksa logic tripping.

4. Uji individu relai.

5. Periksa pengawatan dan auxilliary relay

(35)

2.5.2 Gangguan yang Mengakibatkan Penggantian Peralatan

1. Penggantian CT

Pengujian yang dilakukan pemeriksaan rangkaian arus dan pengujian stability diferensial atau REF.

2. Penggantian relai diferensial atau REF

Pengujian yang dilakukan adalah individual relai, pengujian fungsi trip, alarm dan announciator, dan pengujian stability.

3. Penggantian PMT

Pengujian yang dilakukan adalah fungsi trip PMT dan kontrol close open PMT.

4. Penggantian reaktor.

Pengujian yang dilakukan adalah adalah individual relai, pengujian fungsi trip, alarm dan announciator, dan pengujian stability.

5. Penggantian wiring.

Pengujian yang dilakukan adalah pengujian fungsi dan atau pengujian stability.

6. Penggantian PT yang terkait dengan kontrol reaktor.Pengujian yang

dilakukan adalah pemeriksaan rangkaian tegangan, pengujian fungsi OVR/UVR.

(36)

27

Gambar 2-2 Alur pemeliharaan proteksi bay transformator

PROTEKSI DAN KONTROL TRANSFORMATOR

3 EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN

Hasil pemeliharaan perlu dievaluasi dan ditindaklanjuti segera apabila ditemukan ketidaknormalan relai proteksi transformator, sehingga penyaluran tenaga listrik tidak terhambat karena adanya ketidaknormalan relai proteksi. Evaluasi pemeliharaan tersebut harus mengacu pada standar yang ditentukan.

3.1 Standar In Service Inspection

In service inspection memiliki standar acuan normal secara visual.

Tabel 3-1 Standar acuan pemeliharaanIn Service Inspectio n

Item inspeksi Standar

I. Kondisi Lingkungan: Ruangan Proteksi dan control

1 Suhu Ruangan 200 - 240C

(37)

3 EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN

Hasil pemeliharaan perlu dievaluasi dan ditindaklanjuti segera apabila ditemukan ketidaknormalan relai proteksi transformator, sehingga penyaluran tenaga listrik tidak terhambat karena adanya ketidaknormalan relai proteksi. Evaluasi pemeliharaan tersebut harus mengacu pada standar yang ditentukan.

3.1 Standar In Service Inspection

In service inspection memiliki standar acuan normal secara visual.

Tabel 3-1 Standar acuan pemeliharaanIn Service Inspectio n

Item inspeksi Standar

I. Kondisi Lingkungan: Ruangan Proteksi dan control

1 Suhu Ruangan 200 - 240C

2 Kelembaban < 70 %

II. Kondisi Umum Panel Proteksi / kontrol / kubikel

1 Kondisi dalam Panel Normal, bersih

2 Lampu Penerangan Normal, terang

3 Heater Normal, ada & baik

4 Pintu Panel Normal, tidak korosi

5 Door Sealant Normal, elastic

6 Lubang Kabel Kontrol Normal, tertutup rapat

7 Suara Normal, tidak ada suara

8 Bau Normal, tidakberbau

9 Grounding Panel Normal, ada terhubung

baik

10 Terminasi Wiring Kencang, tidak karatan

11 Kabel Kontrol

Normal/ Tidak cacat /

(38)

III. Kondisi Relai Proteksi dan Kontrol

1 Relai Diferensial Normal, LED in service

nyala

2 Relai REF Normal, LED in service

nyala

3 OCR/GFR Normal, LED in service

nyala

4 Relai SBEF Normal, LED in service

nyala

5 Relai Unbalance Normal, LED in service

nyala

6 OVR dan UVR Normal, LED in service

nyala

7 Switching Control Capacitor Normal, LED in service

nyala

8 Trip Circuit Supervision 1 LED/bendera tidak muncul

9 Trip Circuit Supervision 2 LED/bendera tidak muncul

10 Breaker Failure Normal, LED in service

nyala

11 AVR Normal, LED in service

nyala IV. Kondisi Alat Ukur & Indikasi

1 Ampere Meter RST Normal, terbaca

2 KV Meter RST Normal, terbaca

3 MW Meter Normal,terbaca

4 Mvar Meter Normal, terbaca

5 kWh Meter Normal, terbaca

6 Discrepancy Switch Normal, menyala pada

kondisi tidak sesuai

7 Tap Position Meter AVR Normal, sesuai posisi tap

8 Announciator Lampu Normal, menyala pada

(39)

3.2 Standar In Service Measurement

In service measurement mengacu pada ada atau tidaknya arus dan tegangan sesuai fungsi relai proteksi.

Tabel 3-2 Standar Acuan PemeliharaanIn Service Measurem ent

No Item Relai Proteksi Acuan

1 Diferensial relai Arus restraint harus terukur pada kedua sisi CT

ketika operasi berbeban.

Arus diferensial harus relatif nol ketika operasi berbeban normal minimum 10%.

(dilakukan setiap fasa)

2 REF high impedance jenis

tegangan

Tegangan pada terminal relai harus relatif nol ketika kondisi operasi berbeban.

3 REF high impedance jenis

arus

Arus harus terukur relatif nol ketika kondisi operasi berbeban.

4 REF low impedance Arus harus terukur relatif nol ketika kondisi operasi

berbeban.

5 OCR Arus masing-masing fasa harus terukur dan relatif

sama besar ketika kondisi operasi berbeban.

6 GFR Arus yang masuk ke kumparan Ground Fault harus

terukur relatif nol ketika kondisi operasi berbeban.

7 SBEF Arus yang masuk ke relai harus terukur relatif nol

ketika kondisi operasi berbeban.

8 Relai Unbalance dengan

sensor arus

Arus yang masuk ke relai harus terukur relatif nol ketika kondisi operasi berbeban normal.

9 Relai Unbalance dengan

sensor tegangan

Tegangan yang terukur harus relatif nol ketika kondisi operasi berbeban normal.

10 OVR/UVR Tegangan harus terukur ketika kondisi operasi.

11 AVR Tegangan harus terukur ketika kondisi operasi.

12 Meter Arus dan tegangan masing-masing fasa harus

terukur dan relatif sama besar ketika kondisi operasi berbeban.

13 Catu daya DC di panel

proteksi

Besaran tegangan DC yang diukur harus sesuai dengan tegangan nominal tripping coil dan rele.

(40)

3.3 Standar Shutdown Testing

Pengujian individual relai proteksi harus mengacu pada akurasi dari pabrikan, dan dapat dilihat dari manual buku pabrikan. Standar akurasi ini terdiri dari akurasi arus pick up, akurasi waktu kerja dan rasio drop off terhadap pick up (drop off to pick up ratio). Kesalahannya harus lebih kecil atau sama dengan akurasi yang dinyatakan dibuku manual pabrikan.

Kesalahan (error ) dinyatakan melalui

Drop off to pick up ratio merupakan salah satu parameter akurasi relai yang menyatakan seberapa jauh rele akan reset setelah mengalami pick up pada kisaran nilai sett ing.

Dibawah ini beberapa akurasi untuk beberapa jenis relai proteksi.

Elektromekanik : arus + 10%, waktu kerja + 5%, do/pu 95% - 98%

Elektrostatik : arus + 5%, waktu kerja + 5%, do/pu 95% - 98%

Numerik / Digital : arus + 5%, waktu kerja + 5%, do/pu 95% - 98%

Untuk kerja waktu instantaneous:

Level tegangan 500 kV dan 275 kV : maks 20 ms

Level tegangan 150 kV : maks 30 ms

14 Catu daya DC di panel

proteksi

Ripple tegangan DC yang diukur maksimal 6% dari tegangan nominal DC Supply

(41)

3.4 Standar Pengujian Fungsi Sistem Proteksi

3.4.1 Pengujian Fungsi PMT,

A l a r m

, dan

A n n o u n c i a t o r

Pengujian fungsi sistem proteksi hingga PMT dilakukan untuk memastikan bahwa sistem proteksi berfungsi dengan benar mulai dari peralatan primer hingga PMT, dan dilakukan melalui injeksi primer, dan memastikan gangguan yang terjadi akan menghasilkan alarm dan announciator yang benar ke panel kontrol.

3.4.2 Pengujian Fungsi Waktu Pemutusan Gangguan

Harus mengacu kepada grid code untuk masing masing tegangan. Yang dilihat lamanya PMT trip mulai dari relai bekerja hingga PMT trip. Durasi ini disebut dengan fault clearing time (lama waktu pemutusan gangguan). Maksimum waktu pemutusan ini berdasarkan grid code dibedakan berdasarkan level tegangan:

Sistem 500 kV : 90 ms

4 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN

Rekomendasi yang dihasilkan harus mengacu kepada hasil pemeliharaan yang telah dilakukan dibandingkan dengan standar yang ditetapkan. Rekomendasi ini hanya dikeluarkan bila hasil dari pemeliharaan keluar dari acuan standar.

4.1 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan In Service Insp ection

Tabel 4-1 Rekomendasi hasil pemeliharaani n s e r v i c e in s p e c t i o n

No Pemeriksaan Kondisi Rekomendasi

1 Kondisi Suhu Ruang

proteksi dan kontrol

Panas atau Lembab Periksa lingkungan

ruangan,

Periksa dan perbaiki

sistem AC pendingin

Suhu ruangan > 24°C Periksa kondisi lingkungan

ruangan Periksa AC

(42)

Kelembaban ruangan > 70 % Periksa kondisi lingkungan

ruangan Periksa AC Perbaiki AC

Pasang Dehumidifier

2 Kondisi panel proteksi dan kontrol

Kebersihan bagian luar dan dalam kubikel/panel

Kotor Bersihkan dengan metode

kering

Lampu Penerangan Panel - Redup / tidak sesuai

K3 - Mati - Tidak ada Periksa Perbaiki Ganti Lampu

Heater - Rusak Perbaiki

Ganti

Bau Berbau Cari dan tindaklanjuti

tempat asal bau

Suara Suara tidak normal Cari dan tindaklanjuti

Lubang Kabel Kontrol Tidak tertutup Tutup lubang

Pintu panel - Korosi

- Tidak bisa ditutup rapat

- tidak bisa dikunci

Perbaiki

Door Sealant - tidak elastis

- putus

Diganti

Grounding panel - Korosi

- Rantas - Kendor

Diperbaiki Diganti

(43)

No Pemeriksaan Kondisi Rekomendasi - Putus

- Hilang

Terminasi Kabel _-Korosi

-Panas (hasil pengukuran thermogun) Diperbaiki Diganti Periksa schoen Periksa terminal

Kabel Kontrol - Terkelupas Diganti

3 Kondisi relai proteksi Lampu supply padam Cek Supplai DC

Periksa card DC Supplai Ganti relai

4 Kondisi Relai TCS Bekerja Cek Rangkaian tripping

relai proteksi Ganti relai

5 Kondisi meter meter

- Analog

- Digital

Penunjukan tidak

sesuai

Display padam

Periksa meter, kalibrasi, ganti meter.

Cek supplai DC, ganti meter

6 Kondisi announciator Lampu padam Ganti lampu

4.2 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan In Service Measurement

Tabel 4-2 Rekomendasi hasil pemeliharaani n s e r v i c e m e a s u re m en t

1 Diferensial relai Arus restraint tidak terukur

pada kondisi operasi normal

Arus diferensial terukur

(relatif ≠ 0) pada kondisi operasi normal

Periksa rangkaian input

sistem proteksi

(44)

jenis tegangan terukur (relatif ≠ 0) ketika

kondisi operasi normal.

sistem proteksi REF

3 REF high impedance

jenis arus

Arus terukur (relatif ≠ 0) ketika kondisi operasi normal.

Periksa rangkaian input sistem proteksi REF

4 REF low impedance Arus terukur (relatif ≠ 0)

ketika kondisi operasi normal.

Periksa rangkaian input sistem proteksi REF

5 OCR Arus masing masing fasa

tidak terukur ataupun relatif tidak sama besar ketika kondisi operasi normal.

Periksa rangkaian input sistem proteksi OCR

6 GFR Arus yang masuk ke

kumparan Ground Fault

terukur (relatif ≠ 0) ketika

Periksa rangkaian input sistem proteksi GFR

7 SBEF Arus yang masuk ke

kumparan Ground Fault

terukur (relatif ≠ 0) ketika

Periksa rangkaian input sistem proteksi SBEF

8 Relai Unbalance

sensor arus

Arus yang masuk ke relai unbalance terukur (relatif ≠ 0) ketika kondisi operasi normal.

Periksa rangkaian input sistem proteksi,

koordinasikan dengan

regu pemeliharaan untuk

memastikan kapasitor

dalam kondisi baik

9 Relai Unbalance

sensor tegangan

Tegangan yang masuk ke relai unbalance terukur (relatif ≠ 0) ketika kondisi operasi normal.

Periksa rangkaian input

sistem proteksi,

koordinasikan dengan

regu pemeliharaan untuk

memastikan kapasitor

dalam kondisi baik

10 OVR / UVR Tegangan tidak terukur pada

relai

Periksa rangkaian input relai OVR/UVR

11 AVR Tegangan tidak terukur pada

relai

Periksa rangkaian input AVR

12 Meter Arus dan/atau tegangan tidak

terukur normal

Periksa rangkaian input arus dan/atau tegangan.

13 Tegangan Catu Daya Besaran catu daya tidak

sesuai dengan tegangan

nominal rele dan tripping coil

Periksa rangkaian

(45)

No Pemeriksaan Kondisi Rekomendasi Periksa kondisi MCB yang menyuplai Kordinasikan dengan regu pemeliharaan baterai

14 Ripple tegangan Catu

daya

Besaran ripple catu daya lebih besar dari 6%

Koordinasikan dengan

regu pemeliharaan

batere

4.3 Rekomendasi Hasil Pemeliharaan Shutdow n Testing Measurement

Tabel 4-3 Rekomendasi hasil pemeliharaans h u td o w n t es t in g

1 Relai OCR/GFR

Arus pick up

OCR/GFR

error ’> standar Relai elektromekanik:

Kalibrasi / tuning Ganti relai

Relai elektrostatik / numerik: Periksa card ,

Ganti card Ganti relai

Rasio DO/PU ’< standar Relai elektromekanik:

(46)

No Pemeriksaan Kondisi Rekomendasi Kalibrasi / tuning Ganti relai

2 Relai Diferensial

Arus pick up error ’’> standar Relai elektromekanik:

Slope error ’’> standar Relai elektromekanik:

Waktu kerja error ’’> standar Relai elektromekanik:

(47)

N

Noo PPeemmeerriikkssaaaann KKoonnddiissii RReekkoommeennddaassii

Relai elektrostatik /

Relai elektrostatik / numerik:numerik:

Periksa

Periksa card card ,,

Ganti

Ganti card card

Ganti relai Ganti relai harmonic blocking

harmonic blocking ’’> s> sttaannddaarr RReellaai i eelleekkttrroommeekkaanniikk::

Kalibrasi /

Kalibrasi / tuning tuning

Ganti relai Ganti relai

Periksa

Ganti

Ganti card card

3

3 ReRelalai Ri REF EF lolow iw impmpededanancece atatauaupupun Rn REF EF highigh h imimpepedadancnce je jenenis is ararusus

Arus

Arus pick up pick up error error ’’’’> s> sttaannddaarr RReellaai i eelleekkttrroommeekkaanniikk::

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

Ganti card card

Ganti relai Ganti relai Waktu kerja

Waktu kerja ’’error error ’’> s> sttaannddaarr ReRellaai i eelleekkttrroommeekkaanniikk::

Kalibrasi /

Periksa

(48)

N

Ganti

Ganti card card

Ganti relai Ganti relai 4

4 RRelelai ai RREEF hF higigh ih immpepedadancnce je jeeninis ts teegaganngagann

Tegangan

Tegangan pick up pick up error error ’’’’> s> sttaannddaarr RReellaai i eelleekkttrroommeekkaanniikk::

Kalibrasi /

Ganti relai Ganti relai Relai

Relai elektrostatik elektrostatik // numerik:numerik:

Periksa

Ganti

Ganti card card

Ganti relai Ganti relai W

Waakkttu u kkeerrjjaa errrroe or r ’’’’> s> sttaannddaarr RReellaai i eelleekkttrroommeekkaanniikk::

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

Ganti card card

5

5 RReellaai i UUnnbbaallaannccee

Arus

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

(49)

N

Ganti relai Ganti relai R

Raassiio o DDOO//PPUU rraassiioo’’< s< sttaannddaarr RReellaai i eelleekkttrroommeekkaanniikk::

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

Ganti card card

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

Ganti card card

Ganti relai Ganti relai 6

6 RReellaai i OOVVRR//UUVVRR

Arus

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

Ganti card card

Ganti relai Ganti relai R

Raassiio o DDOO//PPUU UUVVRR rarasisioo >> ststanandadar r

OVR

OVRrarasisioo << ststanandadar r

Relai elektromekanik: Relai elektromekanik: Kalibrasi /

(50)

N

Periksa

Ganti

Ganti card card

Kalibrasi /

Periksa

Ganti

Ganti card card

4.

4.44 ReRekokomemendndasasi Hai Hassil Pil Pememelelihihararaaaan Sn Shuhutdtdowown Fn Fununctctioion Chn Chececkk

Tabel

Tabel 4-44-4 RekomeRekomendasi ndasi hasil hasil pemelihpemeliharaanaraans h u t d o w n f u n c t i o n c h e c k s h u t d o w n f u n c t i o n c h e c k

N

1

1 UUjji i ffuunnggssi i ssiisstteemm

proteksi proteksi

P

PMMT T ttiiddaak k ttrriipp PPeerriikkssa a ssiisstteem m DDCC tripping tripping

Periksa kontak

Periksa kontak output tripoutput trip

relai relai Periksa

Periksa lockout lockout relairelai

Periksa

Periksa tripping coil tripping coil PMTPMT