INDUK HARAPAN BARU SAMARINDA
Masing,1)- Khairuddin Karim2.)1, 2)Program Studi Teknik Listrik Diploma IV, Jurusan Teknik Elektro Politeknik Negeri Samarinda
masing@polnes.ac.id
,
khairudink@yahoo.com1 AbstrakKeandalan suatu sistem tenaga listrik ditentukan oleh kordinasi sistem proteksi yang handal dan efektif. Untuk suatu jaringan distribusi, sistem proteksinya umumnya menggunakan proteksi arus lebih atau Over Current Relay (OCR) dan Relay Gangguan ke Tanah atau Ground Fault Relay (GFR). Kordinasi relay proteksinya berdasarkan arus gangguan hubung singkat yang terjadi pada jaringan distribusi yang akan diproteksi. Pada penelitian ini, lokasi yang menjadi obyek penelitian adalah Jaringan Distribusi 20 kV Gardu Induk (GI) Harapan Baru Samarinda yang mana sistem ini masuk dalam Sistem Mahakam Kalimantan Timur. Metode yang dipakai dalam kordinasi relay ini adalah menghitung arus hubung singkat untuk tiga jenis hubung singkat dengan menentukan jarak tempat gangguan hubung singkat yaitu 20%, 50%, 75%, dan 100% dari panjang jaringan distribusi. Jaringan distribusi pada Gardu Induk Harapan Baru ini diambil hanya pada feeder 6. Diperoleh hasil bahwa hubung singkat terbesar terjadi pada gangguan hubung singkat tiga phasa (simetris) 2509,6 A dan Arus hubung singkat terkecil terjadi pada gangguan hubung singkat satu phasa ke tanah. (tak simetris) 227,45 A. Berdasarkan hasil perhitungan selektifitas waktu kerja relay pada sisi Incoming 20 kV dan penyulang 20 kV, penyulang 20 kV lebih selektif dibandingkan pada sisi incoming 20 kV. Adapun hasil kordinasi waktu kerja relay pada sisi incoming 20 kV dan penyulang 20 kV untuk jenis gangguan tiga fasa pada jarak 25% dari panjang saluran adalah 0,7031 detik dan 0,3015 detik. Jarak 50% diperoleh hasil 1,2032 detik untuk sisi incoming dan 0,2990 detik pada penyulang. Untuk jarak 75% diperoleh 2,4974 detik pada sisi incoming dan 0,3015 detik pada penyulang. Sementara untuk jarak 100%, diperoleh 14,7451 detik pada sisi incoming dan 0,3004 detik pada penyulang. Hasil lainnya diperlihatkan pada Tabel....
Kata kunci : Relay jarak, OCR, GFR, Arus hubung singkat, Koordinasi relay
I. PENDAHULUAN
Untuk mencapai keandalan yang tinggi pada suatu system, perlu ada suatu peralatan yang bisa bekerja melindungi system dari kondisi abnormal, dalam hal ini diperlukan sebuah proteksi atau relai proteksi. Relai Proteksi yang umum digunakan pada jaringan distribusi adalah relai arus lebih. Koordinasi relai tersebut harus diperhitungkan sehingga tidak ada kesalahan operasi yang menyebabkan peralatan dapat rusak.
Untuk keperluan koordinasi relai proteksi, besarnya arus gangguan hubung singkat yang mungkin terjadi pada system distribusi perlu diketahui sebelum gangguan yang sesungguhnya terjadi. Arus gangguan yang dihitung tidak hanya pada titik gangguan, tapi juga kontribusinya (arus gangguan yang mengalir di tiap cabang dalam jaringan distribusi yang menuju ke titik gangguan). Sistem Distribusi Daya
Fungsi sistem distribusi adalah menyalurkan daya dari stasiu pembangkit pusat beban, memungkinkan penggunaan seluruh kapasitas pembangkit pada suatu
sistem menjadi efektif dan ekonomis, serta memungkinkan pengurangan kapasitas cadangan pembangkit yang disediakan bila terjadi kegagalan [1]. Gardu Induk
Gardu induk (G.I) [2] dapat diklasifikasikan menurut jenis pasangan sesuai dengan konstruksinya sebagai berikut:
1. G.I jenis pasangan luar. 2. G.I Pasangan dalam.
3. G.I Jenis Setengan Pasangan Luar (semi outdoor substation).
4. G. I Jenis pasangan bawah tanah. 5. G. I Jenis mobil
Sedangkan jika berdasarkan sistem hubungan rangkaian rel dayanya terdiri atas:
1. Rel daya tunggal. 2. Rel daya ganda. 3. Rel daya gelang.
Sistem tenaga listrik berkembang sangat cepat dalam sistem tiga fasa yang memiliki banyak kelebihan diantaranya keseimbangan, stabilitas, konstruksi dan perawatan.
Pada dasarnya jenis gangguan yang terjadi pada sistem tenaga listrik dapat dibagi atas tiga kategori [3], yaitu: Gangguan Paralel atau gangguan hubung singkat. Gangguan seri atau gangguan saluran putus Gangguan simultan atau gangguan serentak Perhitungan Arus Gangguan
Pada sistem disribusi ada empat macam gangguan yang mungkin terjadi [1], yaitu:
1. Gangguan tiga saluran atau tiga saluran ke tanah (3 Ø) 2. Gangguan saluran ke saluran (L–L)
3. Gangguan dua saluran ke tanah (2 LG) 4. Gangguan satu saluran ke tanah (SLG)
Persamaan yang digunakan untuk ketiga jenis gangguan tersebut diperlihatkan pada Tabel 1[4]
Tabel 1. Jenis Gangguan Hubung Singkat
Jenis Gang guan
Persamaan Arus Gangguan Hubungan
Sumber
3 Ø 𝐼𝑓𝑎=𝑍̅ 𝑉̅𝑓
𝑠𝑦𝑠+ 𝑍̅𝑇+ 𝑍̅𝑒𝑘𝑡+ 𝑍̅𝑓
Delta atau Bintang ditanah kan
L– L
𝐼𝑓.𝑎= −𝐼𝑓.𝑐
= − |2(𝑍̅ 𝑗√3𝑥𝑉𝑓
𝑠𝑦𝑠+ 𝑍̅𝑇+ 𝑍̅𝑒𝑘𝑡+ 𝑍̅𝑓|
Delta atau Bintang ditanah kan.
L– G
If.a = 0 Delta
𝐼𝑓.𝑎=2𝑍̅ 3𝑉̅𝑓
𝑠𝑦𝑠+ 3𝑍̅𝑇+ 6𝑍̅𝑒𝑘𝑡+ 3𝑍̅𝑓
Bintang ditanah kan
Impedansi Penyulang
Impedansi penyulang yang akan dihitung adalah besarnya impedansi per km dari penyulang yang bersangkutan. Besaran nilainya ditentukan oleh konfigurasi tiang yang digunakan untuk jaringan Saluran Udara Tegangan Menengah (SUTM) atau dari jenis kabel tanah untuk jaringan Saluran Kabel Tegangan Menengah (SKTM)
Relay Arus Lebih
Relay arus lebih adalah relay yang bekerja berdasarkan adanya kenaikan arus melebihi suatu nilai
pengaman tertentu dan jangka waktu tertentu. Fungsi utama dari relay arus lebih adalah untuk merasakan adanya arus lebih yang kemudian memberi perintah kepada pemutus beban (PMT) untuk membuka.
Pengaman dengan menggunakan relay arus lebih mempunyai keuntungan antara lain:
1. Pengamannya sederhana;
2. Dapat berfungsi sebagai pengakan cadangan dan pengaman utama;
3. Harganya relatif murah.
Jenis-jenis relay arus lebih [5] ini menurut karakteristik kerjanya yaitu inverse dan instantaneous, diperlihatkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Karakteristik Over Current Relay tipe inverse untuk saluran distribusi.
Tms Ground Fault Relay (GFR)
Untuk mendapatkan nilai setting GFR, diperlukan data dan analisis besarnya arus gangguan hubung singkat 1 fasa ke tanah menurut persamaan [4]:
𝐼𝑓𝑎𝑢𝑙𝑡 1 𝑓𝑎𝑠𝑎=𝑍 3 ∗ 𝐸𝑝ℎ 1+ 𝑍2+ 𝑍0
Dimana:
Ifault 1 fasa= arus gangguan 1 fasa ke tanah yang dihitung,
V = tegangan fasa-netral sistem 20 kV = 20.000/3. Z1= Impedansi urutan positif (dihitung)
Z2= Impedansi urutan negatif (dihitung) Z0= Impedansi urutan nol (dihitung) Tms GFR pada outgoing feeder
menyebabkan arus gangguan hubung singkat menjadi kecil, maka arus setting primer dikalikan dengan konstanta 0,06 s/d 0,1, maka persamaan Iset primer menjadi:
Iset primer =0,1*If 1 fasa terkecil.
dan Iset sec=Iset primer*1/ratio CT
Setting waktu relay standar inverse dihitung dengan menggunakanrumus kurva waktu Vs arus, yang dalam hal ini akan digunakan standar British. Dengan demikian diperoleh persamaan:
𝑇𝑚𝑠 =
(0,3) ∗ (((𝐼𝑓 1 𝑓𝑎𝑠𝑎)
0,02
) − 1 𝐼𝑠𝑒𝑡 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 )
0,14
𝑡 = 𝑇𝑚𝑠 ∗ 0,14 ((𝐼𝐼𝑓 1 𝑓𝑎𝑠𝑎
𝑠𝑒𝑡 𝑝𝑟𝑖) 0,02
− 1)
Setting GFR Incoming Feeder
Untuk mendapatkan sensitifitas setting relay cadangan [8] pada incoming, maka diambil nilai konstanta yang lebih kecil dari outgoing feeder, dalam hal ini diambil 0,07, maka:
Iset primer = 0,07 * If 1 fasa
Iset sec = Iset primer * 1/ratio CT
𝑇𝑚𝑠 =
(0,3 + 0,4)𝑥 [(𝐼𝐼𝑓 1 𝑓𝑎𝑠𝑎
𝑆𝑒𝑡 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟) 0,02
− 1] 0,14
𝑡 = 𝑇𝑚𝑠 𝑥 0,14 [(𝐼𝐼𝑓 1 𝑓𝑎𝑠𝑎
𝑆𝑒𝑡 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟) 0,02
− 1]
Koordinasi Relai Arus Lebih
Proteksi arus lebih [6] adalah perlindungan sistem dan peralatan dari arus yang melebihi arus nominalnya. Sedangkan tujuan proteksi itu sendiri adalah untuk mendiskriminasi bagian sistem atau peralatan akibat gangguan yang terjadi sehingga sistem dan peralatan tidak mengalami kerusakan.
Prinsip dasar relay koordinasi terbagi dua, yaitu: Diskriminasi Waktu
Metoda ini bekerja berdasarkan waktu setting, sehingga relay akan bekerja jika waktu setting terpenuhi.
Diskriminasi Arus
Metoda ini bekerja berdasarkan arus, hal ini disebabkan karena besarnya arus disetiap posisi/bagian bervariasi. Sehingga dengan metoda ini, semakin besar arus gangguan yang terjadi maka time trip nya pun akan semakin pendek. Untuk setelan arus dari relai arus lebih dihitung berdasarkan arus beban yang mengalir di penyulang atau di Incoming Trafo.
Relai Inverse biasa diset sebesar 1,05 s/d 1,1 * Ibeban, sedang relai definite diset sebesar 1,2 s/d 1,3 * Ibeban. Setelan nilai relai arus lebih jenis standard inverse adalah
Iset (pri) = 1,05 * Ibeban
CT
Ratio
I
I
setsek set pri1
*
) ( )
(
Nilai setelan waktu yang digunakan adalah:
1 02 , 0 * 14 , 0
set I
fault I
TMS t
II. METODE PENELITIAN
Untuk menentukan koordinasi relay proteksi pada sistem distribusi tenaga listrik dilakukan langkah-langkah sesuai dengan flowchart berikut yang diperlihatkan pada Gambar 2.
Mulai
Pengumpulan data
Data Teknis:
- Data Sumber (Trafo Tenaga)
- Data Saluran Distribusi - Data Impedansi
Penyulang - Data Ratio CT di
outgoing dan incoming Perhitungan:
- Arus Gangguan Hubung Singkat 1 ke tanah. - Impedansi Sumber
- Reaktansi Trafo Tenaga (urutan positif, negatif, dan nol)
- Impedansi Penyulang (urutan positif, negatif, dan nol)
- Impedansi ekivalen
- Setean nilai relay gangguan ke tanah: - Di Incoming feeder (sisi hulu)
Gambar 2 Flow chart analisis data.
III. HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN Sistem Kelistrikan PLN Wilayah Kalimantan Timur
Sistem kelistrikan PT PLN Wilayah Kalimantan Timur yang melayani beban Samarinda, Kutai Kartanegara dan Balikpapan, disuplai dari lima lokasi pembangkit dan tujuh gardu induk (G.I) yang saling interkoneksi. Kelima lokasi pembangkit tersebut adalah : 1. PLTGU Tanjung Batu, berkapasitas 3 x 20 MW = 60
MW
2. PLTD Karang Asam, berkapasitas (6 x 4 MW) + (2 x 7,6 MW) = 39,36 MW
3. PLTD Keledang, berkapasitas (2 x 5,21 MW) + (2 X 5,2 MW) + (3 X 6,4 MW) = 40,02 MW
4. PLTD Gunung Malang, berkapasitas 6 x 4,04 MW = 24,24 MW
5. PLTD Batakan, berkapasitas (2 x 6,08 MW) + (4 x 6,4 MW ) = 37,76 MW
6. Pembangkit Swasta yaitu: PLTG (PT. Manames) berkapasitas 1 x 20 MW dan PLTD Loa berkapasitas 1 x 14,40 MW yang disambung ke GI Embalut, PLTD Kaltimex berkapasitas 1 x 14 MW dan PLTD Pemkot berkapasitas 1 x 12,80 MW yang disambung ke GI Manggar Sari.
Sedangkan G.I yang ada dan saling interkoneksi satu sama lain adalah:
1. GI Embalut, berkapasitas (1x10MVA)+(1x30 MVA)=40 MVA.
2. GI Tengkawang, berkapasitas 2x30 MVA=60 MVA 3. GI Harapan Baru, berkapasitas 2x30MVA=60 MVA 4. GI Bukuan, berkapasitas 2x30 MVA = 60 MVA 5. GI Karang Joang, berkapasitas 1x30 MVA=30 MVA 6. GI Manggar Sari, berkapasitas 2x20 MVA=40 MVA 7. GI Industri, berkapasitas (2x20MVA) +(1x30 MVA)
= 70 MVA
Tabel 2. Data Arus Hubung Singkat pada sisi 150 kV dan 20 kV GI Harapan Baru
BUS
THREE PHASE
FAULT /I+/
AN( I + )
ONE PHASE
FAULT /IA/
AN(IA
[HARU 150 KV]
1272.9 -38.87
2049.5 -46.29
[TRAFO 1 20 KV]
4570.2 -48.31
1071.7 15.78 [TRAFO 2 20
KV]
4243.9 -51.22
286.5 22.22
Keterangan : /I+/ Gangguan tiga phasa, /IA/ Gangguan satu phasa ke tanah , dan AN adalah Sudut derajat.
Menghitung Arus Gangguan Hubung Singkat
Gangguan Hubung singkat yang mungkin terjadi didalam Jaringan (Sistem Kelistrikan) ada 3, yaitu:
Gangguan Hubung Singkat 3 Fasa
Gangguan Hubung Singkat 2 Fasa
Gangguan Hubung Singkat 1 Fasa ketanah.
Suatu Gardu Induk (GI) Harapan Baru terpasang satu Trafo Tenaga 150/20 kV dengan daya sebesar 30 MVA dengan Tengangan Impedansi =11,201 %, Netral Trafo Tenaga ini ditanahkan melalui Tahanan 40 Ohm. Short Circuit level pada bus 150 kV di GI harapan baru sebesar 330 MVA.
Dari Trafo Tenaga ini mengisi tegangan ke Busbar 20 kV dan terdapat satu buah Penyulang 20 kV yang panjang penyulangnya sekitar 14,2 km.
Tentukan berapa besar Arus gangguan Hubung Singkat di Jaringan 20 kV yang terjadi di 25 %, 50 %, 75 % dan 100 % panjang penyulang.
Single line dari kasus diatas diperlihatkan pada Gambar 3
Untuk menghitung arus gangguan hubung singkat pada sistem seperti diatas, pertama-tama dihitung besar Impedansi Sumber (Reaktansi), yang dalam hal ini
Gambar 3. Single line diagram GI HarapanBaru 150 kV 20 kV
14,2 km 330MVA
G.I Harapan Baru
30 MVA XT = 11,201% Ya
Hasil
Selesai Analisis Data Tidak
didapat dari data hubung singkat di bus 150 kV Gardu Induk Harapan Baru (330 MVA), kedua menghitung Reaktansi Trafo Tenaga, ketiga menghitung Impedansi Penyulang per 25 %, 50 %, 75 % dan 100 % panjang Penyulang.
Menghitung Impedansi Sumber.
Data Hubung singkat di Bus 150 kV Gardu Induk (G.I) Harapan Baru adalah sebesar MVA, maka :
Xs
kV
MVA
2
330
150
2
Xs
= 68,2Ohm.Perlu diingat bahwa Impedansi Sumber ini adalah nilai Ohm pada sisi 150 kV, karena arus gangguan hubung singkat yang akan dihitung adalah gangguan hubung singkat disisi 20 kV, maka Impedansi Sumber tersebut harus dikonversikan dulu ke sisi 20 kV, sehingga pada perhitungan Arus gangguannya nanti sudah dengan menggunakan sumber 20 kV. (tidak lagi menggunakan tegangan 150 kV sebagai sumber, karena semua Impedansi sudah dikonversikan ke sistem tegangan 20 kV).
Untuk mengkonversikan Impedansi yang terletak di sisi 150 kV ke sisi 20 kV, dilakukan dengan cara seperti yang diperlihatkan pada Gambar 4.
ohm
kv
sisi
Xs
*
68
,
2
150
20
)
20
(
22
= 1,212 Ohm. Menghitung Reaktansi Trafo
Reaktansi Trafo 30 MVA adalah sebesar 11,201 %. Untuk mencari nilainya dalam Ohm dihitung dengan cara sebagai berikut :
Cari dulu nilai Ohm pada 100 % untuk Trafo 30 MVA pada sisi 20 kV,
30
20
2%) 100
(pada
t
X
= 13,3 Ohm.Nilai Reaktansi Trafo Tenaga :
Reaktansi Urutan Positip, Negatip ( Xt1 = Xt2 ) Xt = 11,201%*13,3 = 1,48 Ohm.
Reaktansi Urutan Nol ( Xt0 )
Reaktansi Urutan Nol ini didapat dengan memperhatikan data Trafo Tenaga itu sendiri yaitu dengan melihat kapasitas belitan delta yang ada dalam Trafo itu :
- Untuk Trafo Tenaga dengan hubungan belitan Y dimana kapasitas belitan delta sama besar dengan kapasitas belitan Y, maka Xt0 = Xt1 , dalam contoh perhitungan Xt0 = 1,48 Ohm.
- Untuk Trafo Tenaga dengan hubungan belitan Yyd dimana kapasitas belitan delta (d) biasanya sepertiga dari kapasitas belitan Y (belitan yang dipakai untuk menyalurkan daya, sedangkan belitan delta tetap ada didalam tetapi tidak dikeluarkan kecuali satu terminal delta untuk ditanahkan), maka nilai Xt0 = 3*Xt1 , dan dalam contoh perhitungan Xt0 = 3*1,48 = 4,44 Ohm. - Untuk Trafo Tenaga dengan hubungan belitan YY
dan tidak mempunyai belitan delta didalamnya, maka besarnya Xt0 berkisar antara 9 s/d 14*Xt1, dalam contoh perhitungan ini diambil nilai Xt0 lebih kurang 10*Xt1.
- Xt0 = 10*1,48 Ohm = 14,8 Ohm. Menghitung Impedansi Penyulang
Impedansi penyulang yang akan dihitung disini tergantung dari besarnya Impedansi per km dari Penyulang yang bersangkutan, dimana besar nilainya ditentukan dari konfigurasi tiang yang digunakan untuk jaringan SUTM atau dari jenis kabel tanah untuk jaringan SKTM.
Dalam perhitungan ini untuk nilai Z = ( R + jX ) Ohm /km sebesar :
Z1 = Z2 = ( 0,6452 + j 0,3678) / km Z 0 = ( 0,7932 + j1,6553 ) / km
Dengan demikian nilai Impedansi Penyulang untuk lokasi gangguan yang dalam contoh perhitungan ini diperkirakan terjadi pada lokasi sejarak 25%, 50%, 75%, 100% panjang Penyulang , sehingga dapat dihitung sbb: Urutan Positif dan Negatif
% Panjang Impedansi Penyulang (Z1 , Z2)
25 25%*14,2*(0,6452+j0,3678)=2,29+ j1,305 50 50%*14,2 *(0,6452+j0,3678)=4,58+ j2,611 Gambar 4 Konversi impedansi dari sisi50 kV ke sisi 20 kV
Xs = 1.244
20 kV Xs = 68,2
75 75%*14,2*(0,6452+j0,3678)=6,87+ j3,917 100 100%*14,2*(0,6452+j0,3678)=9,16+ 5,223 Urutan Nol
% Panjang Impedansi Penyulang Urutan Nol (Z0) 25 25%*14,2*(0,7932+j1,6553)=2,81 + j5,876 50 50%* 14,2*(0,7932+j1,6553)=5,63+ j11,75 75 75%*14,2*(0,7932+j1,6553)=8,44+ j17,63 100 100%*14,2*(0,7932+j1,6553)=11,26+23,50 Menghitung Impedansi Ekivalen Jaringan
Perhitungan besarnya nilai Impedansi Positif (Z1 eq), Negatif (Z2 eq) dan Nol (Z0 eq) dari titik gangguan sampai ke Sumber. Karena dari sumber ke titik gangguan impedansi yang terbentuk adalah tersambung seri, maka perhitungan Z1eq dan Z2eq dapat langsung menjumlahkan Impedansi-Impedansi tersebut , sedangkan untuk perhitungan Z0 eq dimulai dari titik gangguan sampai ke Trafo Tenaga yang Netralnya ditanahkan. Untuk menghitung Impedansi Z0 eq ini, trafo tenaga yang terpasang mempunyai hubungan YY, dimana mempunyai nilai Xto = 10*Xt1 atau sebesar 14,8 Ohm, dan nilai Tahanan pentanahan 3RN = 3* 40 Ohm = 120 Ohm. Perhitungan Z1 eq dan Z2 eq ;
Z1 eq = Z2 eq = Zs1 + Zt1 + Z1 penyulang = j1,212+ j1,48 Z1 penyulang = j2,692 + Z1 penyulang
Karena lokasi gangguan di asumsikan terjadi pada 25 %, 50 %, 75 % dan 100 % panjang Penyulang, maka Z1eq (Z2eq) yang didapat adalah :
% Panjang Impedansi Z1 eq ( Z2 eq )
25 2,692 + ( 2,29 + j1,305 ) =2,29 +j3,997 50 2,692+ ( 4,58 + j2,611 ) = 4,58 + j5,303 75 2,692+ (6,87 + j3,917 ) = 6,87 + j6,609 100 j2,692+ (9,16 + j5,223 ) = 9,16 + j7,915 Perhitungan Z0 eq
Z0 eq = Zt0 + 3RN + Z0 penyulang = j14,8 + 120 + Z0 penyulang
Karena lokasi gangguan diasumsikan terjadi pada 25 %, 50 %, 75 % dan 100 %, maka perhitungan Z0 eq menghasilkan :
% Panjang Impedansi Z 0 eq
25 j14,8+120+( 2,81+j5,876)=122,81+ j20,676 50 j14,8+120+(4,58+j5,335)=124,58 + j20,135 75 j14,8+120+(6,87+j6,641)=126,87 + j21,441 100 j14,8+120+(9,16+j7,947)=129,16 + j22,747
Menghitung Arus Gangguan Hubung Singkat
Setelah mendapatkan Impedansi Ekivalen sesuai dengan lokasi gangguan, selanjutnya perhitungan arus gangguan hubung singkat dapat dihitung dengan menggunakan rumus dasar seperti dijelaskan diatas, hanya saja Impedansi ekivalen mana yang dimasukkan kedalam rumus dasar tersebut adalah tergantung dari jenis gangguan hubung singkatnya, dimana gangguan hubung singkat itu bisa gangguan hubung singkat 3 Fasa, 2 Fasa atau 1 Fasa ketanah.
Gangguan hubung singkat 3 Fasa:
Rumus dasar yang digunakan untuk menghitung besarnya arus gangguan hubung singkat 3 Fasa adalah :
I
V
Z
dimana ,
I = Arus gangguan 3 fasa, V= Tegangan Fasa netral sistem 20 kV=20.000/3 = Vph Z = Impedansi Urutan Positip (Z1 eq )
sehingga arus gangguan hubung singkat 3 Fasa dapat dihitung sebagai berikut :
eq Z Vph fasa I
1
3
eq Z fasa I
1 3 000 . 20
3
eq Z fasa I
1 6 , 11560
3
Seperti diketahui bahwa lokasi gangguan diasumsikan terjadi pada 25%, 50%, 75% dan 100% panjang penyulang, maka Z1 eq juga didapat 4 buah nilai sesuai dengan lokasi gangguan tersebut, hasilnya, I3fasa juga ada 4 nilai.
% Panjang Arus Gangguan Hubung Singkat 3 Fasa 25
997 , 3 29 , 2
6 , 11560
j
= 2,292 3,9972 6 , 11560
=2509,6 A
50
303 , 5 58 , 4
6 , 11560
j
= 4,582 5,3032
6 , 11560
= 1649,8 A
75
609 , 6 87 , 6
6 , 11560
j
= 6,872 6,6092 6 , 11560
=1212,7 A
100
915 , 7 16 , 9
6 , 11560
j
= 9,162 7,9152 6 , 11560
Gangguan Hubung Singkat 2 Fasa
Arus gangguan hubung singkat 2 Fasa dapat dihitung sebagai berikut :
I
V
Singkat 2 Fasa juga dihitung untuk lokasi gangguan yang diasumsikan terjadi pada 25%, 50%, 75% dan 100% panjang penyulang. Dalam hal ini dianggap nilai Z1 eq = Z2 eq, sehingga persamaan Arus gangguan hubung singkat 2 fasa diatas dapat disederhanakan menjadi :I
V
gangguan dapat dihitung :% Panjang Arus Gangguan Hubung Singkat 2 Fasa 25 Gangguan Hubung Singkat 1 Fasa ke Tanah
Rumus dasar yang digunakan untuk menghitung besarnya arus gangguan hubung singkat 1 Fasa ketanah
Kembali sama halnya dengan perhitungan arus gangguan 3 Fasa dan 2 Fasa, Arus gangguan 1 Fasa ketanah juga dihitung untuk lokasi gangguan yang diasumsikan terjadi pada 25%, 50%, 75% dan 100% panjang Penyulang, sehingga dengan rumus terakhir diatas dapat dihitung besarnya arus gangguan 1 fasa ketanah sesuai lokasi gangguannya sebagai berikut :
% Panjang Arus Gangguan Hubung Singkat 1 Fasa
Dengan hasil perhitungan Arus Gangguan Hubung Singkat ini, (3 Fasa, 2 Fasa dan 1 Fasa ketanah) kita bisa melihat bahwa arus hubung singkat terbesar adalah pada gangguan hubung singkat 3 fasa, sedangkan gangguan terkecil pada gangguan 1 fasa ketanah.
Tabel 3. Hasil perhitungan Arus Hubung Singkat 3 fasa, 2 fasa, 1 fasa ke tanah di Gardu induk Harapan Baru Fedeer H – 6
NO
Jenis gangguan Ihs
Panjang Penyulang
25 % 50 % 75 % 100 %
1 3 Ø 2509,6 1649,8 1212,7 954,9
2 2 Ø 2170,8 1427,6 1046,2 826,04
3 1 Ø G 265,6 252,7 239,5 227,45
Hasil perhitungan arus hubung singkat ini juga dapat digunakan untuk menghitung koordinasi relai proteksi pada penyulang sehingga selektivitas dapat tercapai dan keandalan dapat terjamin.
Perhitungan Koordinasi Relay Arus Lebih
Hasil Perhitungan Arus Gangguan Hubung singkat pada tahap pertama dipergunakan untuk menentukan nilai setelan Relay Lebih terhadap nilai setelan Tms (Time Multiple Setting) dan Realay Arus lebih dari jenis Inverse. Disamping itu, setelah nilai setelan Relay didapatkan, nilai-nilai arus gangguan hubung singkat pada setiap lokasi gangguan yang diasumsikan, dipakai untuk memeriksa kerja relay arus lebih, apakah masih dapat dinilai selektip atau nilai setelan harus diubah ke nilai lain yang memberikan kerja relay yang lebih selektip, atau didapatkan kerja selektifitas yang optimum (Relay bekerja tidak terlalu lama tetapi menghasilkan selektifitas yang baik). Sedangkan untuk setelan arus dari relay arus lebih dihitung berdasarkan arus beban yang mengalir di penyulang atau di Incoming Trafo
Relay Inverse biasa diset sebesar 1,05 s/d 1,1 x Ibeban. Sedang Relay Definite diset sebesar 1, 2 s/d 1,3 x Ibeban. Pernyataan lain yang harus dipenuhi adalah bahwa penyetelan waktu minimum dari relay arus lebih (terutama di penyulang) tidak lebih kecil dari 0, 3 detik. Perhitungan ini diambil agar relay tidak sampai trip lagi akibat arus inrush dari trafo-trafo distribusi yang memang sudah tersambung di jaringan distribusi, sewaktu PMT Penyulang tersebut dimasukkan.
Stelan Relay Penyulang 20 kV Setelan Arus
ISet (primer) = 1,05 x Ibeban = 1,05 x 158,78 = 166,719 Amp.
Nilai setelan tersebut adalah nilai primer. Untuk mendapatkan nilai setelan sekunder yang dapat disetkan pada relay arus lebih, maka harus dihitung dengan
menggunakan data rasio trafo arus yang terpasang di penyulang tersebut, yaitu sebagai berikut :
CT Ratio pri
set I sek set
I ( ) ( )* 1
. 17 , 4 5 / 200
1 * 719 , 166 )
( Amp
Isetsek
Setelan Waktu (Tms)
Setelan waktu relay Standard Inverse dihitung dengan menggunakan rumus kurva Waktu Vs Arus. Ada berbagai macam kurva yang tersedia yang dikeluarkan oleh perusahaan-perusahaan yang memproduksi relay. Jenis kurva yang dikeluarkan tergantung dari perusahaan yang memproduksi relay. Pada penelitian ini akan menggunakan kurva Waktu Vs Arus dari Standard British, dengan persamaan sebagai berikut :
1 02 , 0 * 14 , 0
set I
fault I
TMS t
Untuk menentukan nilai Tms yang akan diset pada relay arus lebih diambil angka arus gangguan (Ifault) sebesar arus gangguan 3 fasa pada lokasi gangguan 25% panjang penyulang, dan waktu kerja relay arus lebih di penyulang itu (sesuai keterangan waktu tercepat) diambil selama 0,3 detik, maka nilai Tms yang akan diset pada Relay Arus Lebih adalah:
14 , 0
1 02 , 0
*
ISet
fault I t
Tms
14 , 0
1 02 . 0
166,719 6 , 2509 *
3 . 0
Tms
= 0,119 dibulatkan = 0,12
Setelan Incoming 20 kV Trafo Tenaga
Untuk menentukan nilai setelan Relay Arus Lebih di sisi Incoming 20 kV Trafo, perlu dihitung terlebih dahulu Arus Nominal Trafo Tenaga berdasarkan data hubung singkat trafo. Trafo yang digunakan mempunyai data sebagai berikut:
Arus Nominal Trafo pada sisi 20 kV :
Nilai setelan tersebut adalah nilai Primer. Untuk mendapatkan nilai setelan Sekunder yang dapat disetkan pada relay arus lebih, maka harus dihitung dengan menggunakan data rasio trafo arus yang terpasang di Incoming 20 kV tersebut yaitu sebagai berikut:
CT
Setelan Waktu (Tms)
Setelan waktu Relay Standard Inverse dihitung dengan menggunakan rumus kurva Waktu Vs Arus, yang dalam hal ini juga diambi rumus kurva Waktu Vs Arus dari Standard British, sebagai berikut:
1 arus gangguan sebesar arus gangguan 3 fasa pada lokasi 25% panjang penyulang. Denga demikian, perhitungan menentukan nilai Tms Relay Arus Lebih di Incoming juga harus berdasarkan besar arus gangguan hubung singkat 3 fasa di lokasi 25% panjang penyulang tersebut. Untuk waktu kerja Relay Arus Lebih di Incoming Trafo 20 kV harus dibuat lebih lambat 0,4 detik dari waktu kerja Relay di penyulang 20 kV (dari relay disisi hilirnya).
Untuk itu, nilai Tms yang akan diset pada Relay arus lebih di Incoming 20 kV adalah:
Nilai setelan dengan Tms-Tms yang didapat masih harus diuji lagi dengan Arus gangguan yang lain seperti Arus Gangguan hubung singkat untuk lokasi gangguan yang lain misalnya, pada 50%, 75%, dan 100% panjang sebagai berikut:
Penyulang 20 kV
1
berbeda (50%, 75%, dan 100%) panjang penyulang, dan jenis gangguan yang lain (2 fasa), hasilnya dapat dilihat pada tabel 6.Gangguan 1 fasa ke Tanah Setelan Relay penyulang 20 kV ISet (primer) = 10% x Igangguan terkecil = 10%x 227,45 = 22,745 Amp
Setelan waktu
Setelan Relay Incoming 20 kV Trafo Tenaga ISet (primer) = 8% x Igangguan
Setelan waktu
panjang penyulang adalah sbb:1
Tabel 4 Hasil perhitungan waktu kerja relay (detik) untuk lokasi 25%, 50%, 75%, dan 100% untuk tiga jenis gangguan hs di sisi Incoming.
No. Jenis Gang-guan
Waktu Kerja Relay (detik)
Incoming 20 Kv
25% 50% 75% 100%
1 3 0.7031 1.2032 2.4974 14.7451
2 2 0.8214 1.5914 5.1359 7.5151
3 1 0.7117 0.7255 0.7410 0.7566 Tabel 5 Hasil perhitungan waktu kerja relay (detik) untuk lokasi 25%,
50%, 75%, dan 100% untuk tiga jenis gangguan hs di sisi penyulang.
No. Jenis Gang-guan
Waktu Kerja Relay (detik)
Penyulang 20 kV
25% 50% 75% 100%
1 3 0.3015 0.2990 0.3015 0.3004
2 2 0.3084 0.3004 0.3001 0.2981
3 1 0.3057 0.3121 0.3194 0.3268
IV. KESIMPULAN
Dari hasil analisa beberapa hubung singkat yang memungkinkan terjadi pada jaringan distribusi terlihat bahwa:
1. Arus hubung singkat terbesar terjadi pada gangguan hubung singkat tiga phasa (simetris) 2509,6 A 2. Arus hubung singkat terkecil terjadi pada gangguan
hubung singkat satu phasa ke tanah. (tak simetris) 227,45 A
3. Berdasarkan hasil perhitungan selektifitas waktu kerja relay pada sisi Incoming 20 kV dan penyulang 20 kV, penyulang 20 kV lebih selektif dibandingkan pada sisi incoming 20 kV.
4. Hasil kordinasi waktu kerja relay pada sisi incoming 20 kV dan penyulang 20 kV untuk tiga jenis gangguan pada jarak 25%, 50%, 75%, dan 100% dari panjang saluran masing-masing diperlihatkan pada Tabel 4 dan 5.
V. REFERENSI
[1] Pabla, A.S. and Hadi, A. 1991. Sistem Distribusi Daya Listrik. Erlangga. Jakarta
[2} Arismunandar, A dan Kuwahara, S. 1984, Buku Pegangan Teknik Tanaga Listrik. Jilid II dan III. P.T. Pradnya Paramita. Jakarta. [3] Gonen, T. 1986. Electric Power Distribution System Engineering.
McGraw-Hill Book Company. New York.
[4] Anderson, P.M. 1978. Analysis of Faulted Power System. The Iowa State University Press. USA.
[5] Stevenson, W.D. 1996. Analisis Sistem Tenaga Listrik. Edisi ke-4. Erlangga. Jakarta.
[6] Soekarto, J. Koordinasi Relay Arus Lebih dan Gangguan Tanah dengan Fasilitas Lotus 123. PT PLN(Persero). Jasa Pendidikan dan Pelatihan.
[7] Westinghouse. 1950. Electrical Transmission and Distribution Referensi Book. East Pitsburgh. Pennsylvania.
