STUDI DESAIN SISTEM PROTEKSI UTAMA (MAIN PROTECTION) REL 150 kv GARDU INDUK PANAKKUKANG

STUDI DESAIN SISTEM PROTEKSI UTAMA (MAIN PROTECTION) REL 150 kV GARDU INDUK PANAKKUKANG

DISUSUN OLEH:

MASDAR HARIS A. RAHMAWATI 105820090811 105820071411

JURUSAN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS MUHAMMADIYAH MAKASSAR 2016

vi

1Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Unismuh Makassar Email : masdarpratama92@gmail.com

2Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Unismuh Makassar Email : andirahma45@yahoo.com

ABSTRAK

Abstrak; Masdar haris dan A. Rahmawati; (2011) Studi Desain Sistem Proteksi Utama Rel 150 kV GI Panakkukang dibimbing oleh Zahir Zainuddin dan Andi Faharuddin. Pada saat beroperasi, khususnya pada rel dapat mengalami gangguan yang dapat menghambat pelayanan tenaga listrik kekonsumen.

Perancangan sistem proteksi digunakan untuk mencegah meluasnya dampak gangguan yang bekerja mengisolasi atau memisahkan bagian yang terkena gangguan dari suatu sistem daya listrik.Relai yang digunakan adalah relai diferensial rel impedansi tinggi. Dari hasil analisis didapatkan setelan relai 62,87 A untuk rasio CT terhitung (400/5) sedangkan 31,43 A untuk rasio CT terpasang (800/5). GI Panakkukang tidak memiliki sistem proteksi rel utama. Pada saat terjadi gangguan hubung singkat di rel-satu sebesar 8,60 kA. arus diferensial pada sisi tegangan 150 kV terhitung 192,64 A untuk rasio CT 400/5, Karena arus setting lebih kecil dari arus diferensial maka relai akan bekerja. Relai akan bekerja ketika nilai arus gangguan 10% lebih besar dari arus setelan relai.

Kata kunci : proteksi, rel, relai, CT, arus,diferensial.

iv

KATA PENGANTAR

Segala puja dan puji bagi Allah, seru sekalian alam, Shalawat dan salam semoga tercurah kepada junjungan Nabi besar Muhammad saw. Para sahabat, keluarga serta pengikut-pengikutnya hingga akhir zaman. Syukur Alhamdulillah penulis panjatkan ke hadirat Allah Subhanawataalah, karena rahmat dan hidayah-Nyalah sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi ini dengan baik.

Tugas akhir ini disusun sebagai salah satu persyaratan akademik yang harus ditempuh dalam rangka menyelesaikan program studi pada Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Muhammadiyah Makassar. Adapun judul tugas akhir kami adalah “STUDI DESAIN SISTEM PROTEKSI UTAMA (MAIN PROTECTION) REL GI PANAKKUKANG”.

Penulis menyadari bahwa sejak persiapan dan proses penelitian hingga pelaporan hasil penelitian ini terdapat banyak kesulitan dan tantangan yang di hadapi baik itu dari segi teknis penulisan maupun dari perhitungan hasil analisis.

Oleh karena itu penulis menerima dengan ikhlas koreksi dan saran guna penyempurnaan skripsi ini.

Kami mengucapkan permohonan maaf dan rasa terima kasih yang sebesar-besarnya Kepada masing-masing kedua orang tua kami, kedua orang tua MASDAR HARIS Ayahanda SAHARUDDIN.R, Amd dan Ibunda Alm. ST.

AISYAH tercinta. Kedua orang tua A.RAHMAWATI Ayahanda A.AHMAD dan Ibunda BAHRA tercinta yang dengan penuh cinta dan kesabaran serta kasih sayang dalam membesarkan, mendidik, dan mendukung penulis yang tidak henti-hentinya memanjatkan doa demi keberhasilan dan kebahagiaan penulis dan juga untuk saudara (i)ku terkasih.

Skripsi ini dapat selesai dengan baik berkat bantuan, arahan dan bimbingan dari berbagai pihak. Oleh karena itu dengan segala ketulusan dan kerendahan hati kami mengucapkan terimah kasih kepada :

1. Bapak Hamzah Al Imran, S.T., M.T selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas Muhammadiyah Makassar.

2. Bapak Umar Katu, S.T,. M.T selaku ketua jurusan Teknik Elektro Universitas Muhammadiyah Makassar.

3. Bapak Dr. Ir. Zahir Zainuddin, M.sc selaku pembimbing I dan Bapak Andi Faharuddin. S.T,. M.T selaku pembimbing II, yang telah banyak meluangkan waktu dalam mendidik dan membimbing kami.

4. Bapak Moch. Munif selaku Manager PT. PLN (Persero) Unit Transmisi dan Gardu Induk Panakkukang beserta pegawai dan stafnya atas kerja samanya telah mengizinkan dan mendidik penulis dalam penelitian di GI Panakkukang.

5. Bapak dan ibu dosen serta staf pegawai Fakultas teknik yang telah mendidik penulis dan melayani pengurusan penulis selama proses belajar di Universitas Muhammadiyah Makassar.

6. Rekan-rekan Fakultas Teknik terkhusus angkatan SCETSA 2011.

Semoga semua pihak yang membantu penulis mendapat pahala di sisi Allah SWT dan skripsi yang sederhana ini bermanfaat bagi penulis, rekan-rekan dan perkembangan teknologi untuk hidup yang lebih baik .

Makassar, 8 Mei 2017

Penyusun

vii DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ... ii

HALAMAN PERSETUJUAN ... iii

HALAMAN PENGESAHAN... iv

KATA PENGANTAR ... v

ABSTRAK ... vii

DAFTAR ISI ... viii

DAFTAR LAMPIRAN ... ix

DAFTAR GAMBAR ... x

DAFTAR TABEL ... xi

DAFTAR ISTILAH ... xii

BAB I PENDAHULUAN A. Latar Belakang ... 1

B. Rumusan Masalah ... 2

C. Tujuan Penelitian ... 2

D. Manfaat Penelitian ... 2

E. Batasan Masalah ... 3

F. Sistematika Penelitian ... 3

BAB II TINJAUAN PUSTAKA A. Pengertian Transmisi Tenaga Listrik ... 4

B. Jenis Gangguan Jaringan Tegangan Tinggi ... 5

1. Gangguan Tiga Fase ... 6

2. Gangguan Dua Fase ... 7

3. Gangguan Fase Ketanah ... 7

viii

C. Peranan Gardu Induk Dalam Sistem Kelistrikan ... 8

D. Jenis-jenis Rel ... 8

1. Rel Tunggal (single Busbar) ... 8

2. Rel satu setengah PMT (one and a half busbar ... 9

3. Rel Ganda (Double Busbar) ... 10

E. Proteksi Rel ... 11

1. Relai Diferensial Rel ... 12

2. Prinsip Kerja Relai Diferensial ... 14

3. Setting Relai Diferensial ... 14

3.1. setting Relai Diferensial impedansi rendah ... 15

3.2. setting Relai Diferensial impedansi tinggi ... 19

F. Trafo Arus ... 21

BAB III METODE PENELITIAN A. Waktu dan Lokasi Penelitian ... 23

B. Jenis penelitian... 23

C. Jenis data dan sumber data yang diperlukan ... 23

D. Instrumentasi penelitian ... 23

E. Langkah penelitian ... 24

F. Skema penelitian ... 25

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN A. Rel yang digunakan GI Panakkukang ... 26

B. Pembebanan 2015 ... 27

1. Beban transmisi ... 27

2. Beban trafo ... 28

C. Arus beban tahun 2015 ... 29

ix

1. Arus beban transmisi ... 29

2. Arus beban trafo ... 30

D. Hubung singkat rel dan trafo ... 31

E. Kapasitas CB... 31

F. Analisis rasio trafo arus ... 35

G. Analisis setelan relai diferensial gangguan antar fase ... 38

1. Desain setelan untuk rasio CT terhitung 400/5 ... 38

a. Uji Performansi gangguan internal rel 150 kV ... 39

b. Uji performansi gangguan eksternal rel 20 kV ... 41

2. Desain setelan untuk rasio CT terpasang 800/5 ... 42

a. Uji performansi gangguan internal rel 150 kV ... 43

b. Uji performansi gangguan eksternal rel 20 kV ... 45

H. Desain Skema Proteksi Rel GI Panakkukang ... 47

BAB V PENUTUP A. . Kesimpulan ... 48

B. Saran ... 49

DAFTAR PUSTAKA ... 50 LAMPIRAN

Single Line GI Panakkukang ... L1 Data pembebanan Tahun 2015 ... L2 Data Hubung Singkat Rel ... .L3 Resistan konduktor tipe AWG 12 ... L4 Resistan sekunder CT ... L5

x

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Diagram blok umum sistem tenaga listrik ... 4

Gambar 2.2. Gangguan Tiga Fase ... 6

Gambar 2.3. Gangguan Dua Fase ... 7

Gambar 2.4. Gangguan Fase Tanah ... 8

Gambar 2.5. Gardu Induk Rel Tunggal ... 9

Gambar 2.6. Gardu Induk Sistem One Half Busbar ... 10

Gambar 2.7. Gardu Induk Sistem Rel Ganda ... 10

Gambar 2.8. Pola Proteksi Diferensial Rel Pada Gardu Induk 150 Kv ... 13

Gambar 2.9. Pola proteksi Diferensial Rel jenis impedansi rendah ... 15

Gambar 3.1. a) jenis Non Bias Relai, (b) jenis Bias Relai ... 16

Gambar 3.2. Relai Diferensial Arus ... 17

Gambar 3.3. Relai Diferensial Jenis Impedansi Tinggi ... 19

Gambar 3.4. Skema penelitian... 25

Gambar 4.1. Skema Rel GI Panakkukang ... 26

Gambar 4.2. Grafik Beban Transmisi Tello-Panakkukang ... 27

Gambar 4.3. Grafik Beban Trafo Daya GI Panakkukang ... 28

Gambar 4.4. Grafik Arus Beban Transmisi Tello-Panakkukang ... 29

Gambar 4.5. Grafik Arus Beban Trafo Daya GI Panakkukang ... 30

Gambar 4.6. Standard ratings CT & VT_IEEE, ABB Inc ... 37

Gambar 4.7. Desain Skema Proteksi Primer Rel GI Panakkukang ... 47

xi

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1. Data hubung singkat Rel Th. 2015 ... 31

Tabel 4.2. Data hubung singkat Trafo Th. 2015 ... 32

Tabel 4.3.Kapasitas CB Terpasang GI Panakkukang ... 33

Tabel 4.4. Kapasitas CB Terhitung GI Panakkukang ... 33

Tabel 4.5. Nilai Arus dan Tegangan pada saat Hubung singkat ... 34

Tabel 4.6. Komparasi Rasio CT terpasang dengan RasioTerhitung ... 36

xii

DAFTAR SINGKATAN DAN ISTILAH

A : Ampere

AC : Alternatif Current CB : Circuit Breaker CT : Current Transformer DC : Direct Current

F : Frekuensi

GFR : Ground Fault Relay

GI : Gardu Induk

I : Arus

kVA : Kilo Volt Ampere LINE : Saluran transmisi MVA : Mega Volt Ampere

MW : Mega Watt

OCR : Over Current Relay

PICK UP : Memberikan tenaga/energi PLN : Perusahaan Listrik Negara PLTA : Pembangkit Listrik Tenaga Air PLTD : Pembangkit Listrik Tenaga Diesel PLTG : Pembangkit Listrik Tenaga Gas PLTU : Pembangkit Listrik Tenaga Uap PMS : Pemisah

SINGLE LINE : Diagram Segaris Suatu Jaringan Sistem Kelistrikan SKTT : Saluran Kabel Tegangan Tinggi

xiii STT : Saluran Tegangan Tinggi

SUTET : Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi SUTT : Saluran Udara Tegangan Tinggi

SVC : Static Var Compensator

SWITCHING : Mengganti, mengalihkan, memindahkan TET : Tegangan Ekstra Tinggi

TM : Tegangan Menengah

TRAGI : Transmisi dan Gardu Induk

TRIP : Memutuskan / daya,tegangan terputus

TT : Tegangan Tinggi

V : Volt / Tegangan

1 A. Latar Belakang

Gardu induk merupakan suatu sistem instalasi listrik yang terdiri dari beberapa peralatan listrik dan menjadi penghubung listrik dari jaringan transmisi ke jaringan distribusi primer. Rel merupakan salah satu peralatan utama pada gardu induk, rel adalah titik pertemuan/hubungan antara trafo-trafo tenaga, SUTT, SKTT dan peralatan listrik lainnya untuk menerima dan menyalurkan tenaga listrik.

Pada saat beroperasi, khususnya pada rel dapat mengalami gangguan, sehingga dapat menghambat pelayanan tenaga listrik ke konsumen. Sistem proteksi digunakan untuk mencegah meluasnya dampak gangguan, yang bekerja mengisolasi atau memisahkan bagian yang terkena gangguan dari suatu sistem daya listrik. Jenis kondisi abnormal yang menyita perhatian terbesar adalah hubung-singkat, atau sering disebut “gangguan” (Mason, 1979).

Oleh karena itu proteksi sangat diperlukan mengingat investasi yang besar serta daerah pelayanan yang relatif luas. Sistem proteksi yang tidak baik dapat menimbulkan kerugian yang besar, selain itu dibutuhkan pula tenaga kerja yang memiliki pengetahuan dan keterampilan yang cukup, biaya yang tersedia serta manajemen yang baik.

Sistem proteksi dimaksudkan untuk mempertahankan stabilitas penyediaan energi listrik dari setiap gangguan yang mungkin terjadi. Oleh karena itu untuk menjamin adanya kontinuitas serta stabilitas kinerja rel pada sistem transmisi maka perlu adanya suatu perlindungan atau proteksi terhadap kemungkinan terjadinya gangguan.

2

Berdasarkan pemikiran tersebut di atas karena GI Panakkkukang tidak memiliki Main Bus Protection peneliti tertarik untuk melakukan penelitian mengenai “Studi Desain Sistem Proteksi Utama (Main Protection) Rel 150 kV Gardu Induk (GI) Panakkukang”.

B. Rumusan Masalah

Berdasarkan uraian di atas maka rumusan permasalahan sebagai berikut:

1. Berapa rasio CT ideal yang digunakan untuk pemasangan proteksi rel?

2. Bagaimana desain setelan relai untuk sistem proteksi rel?

3. Bagaimana uji performa setelan relai untuk rasio CT ideal?

4. Bagaimana uji performa setelan relai untuk rasio CT terpasang?

C. Tujuan Penelitian

Penelitian ini bertujuan sebagai berikut :

1. Untuk mendapatkan rasio CT ideal yang digunakan untuk pemasangan proteksi rel.

2. Untuk mendapatkan setelan relai pada proteksi rel.

3. Untuk mendapatkan hasil uji performa setelan relai untuk rasio CT ideal 4. Untuk mendapatkan hasil uji performa setelan relai untuk rasio CT terpasang

D. Manfaat Penelitian

Manfaat penelitian ini adalah:

1. Menambah pengetahuan peneliti mengenai sistem proteksi pada rel.

2. Menjadi bahan informasi/referensi bagi peneliti lain yang hendak mengadakan pengembangan penelitian lebih lanjut.

3. Sebagai bahan masukan bagi pihak teknisi Tragi Panakkukang dalam hal penerapan sistem proteksi rel.

E. Batasan Masalah

Proteksi rel 150 kV gangguan hubung singkat antar fase pada GI Panakkukang menggunakan relai rel diferensial impedansi tinggi.

F. Sistematika Penulisan

Bab I : Bab ini menjelaskan tentang latar belakang, rumusan masalah, batasan masalah, serta maksud dan tujuan dari penelitian yang dilakukan serta sistematika penulisan dari laporan hasil penilitian.

Bab II : Bab ini menjelaskan tentang teori-teori pendukung yang berkaitan dengan judul penelitian.

Bab III : Bab ini menjelaskan tetang waktu dan tempat penelitian, diagram balok dan gambar rangkaian penelitian, serta metode penelitian yang berisi langkah-langkah dalam proses melakukan

penelitian.

Bab IV : Bab ini menjelaskan tentang hasil dari penelitian, alat dan perhitungan serta pembahasan terkait judul penelitian.

Bab V : Bab ini merupakan penutup yang berisi tentang kesimpulan dan saran terkait judul penelitian.

4 BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

A. Pengertian Transmisi Tenaga Listrik

Transmisi tenaga listrik merupakan proses penyaluran tenaga listrik dari tempat pembangkit tenaga listrik (Power Plant) hingga substation distribution sehingga dapat disalurkan sampai pada konsumen pengguna listrik melalui suatu bahan konduktor.

Gambar 2.1. Diagram blok umum sistem tenaga listrik

Gambar 2.1 menunjukkan blok diagram dasar dari sistem transmisi dan distribusi tenaga listrik yang terdiri dari dua stasiun pembangkit G1 dan G2, beberapa transmisi yaitu hubungan antar gardu induk (stasiun interkoneksi) dan untuk bagian komersial perumahan dan industri.

Transmisi berada pada bagian yang diberi arsir tebal. Fungsi dari bagian transmisi menyediakan servis untuk merubah dalam menaikkan dan menurunkan tegangan pada saluran tegangan yang ditransmisikan serta meliputi regulasi tegangan.

Standarisasi tegangan internasional yaitu 345 kV hingga 765 kV untuk SUTET dan 115 kV hingga 230 kV untuk STT. Standarisasi tegangan transmisi listrik di Indonesia adalah 500 kV untuk Saluran ekstra Tinggi dan 150 kV untuk saluran tegangan tinggi pada sistem tenaga listrik, jarak antara pembangkit dengan beban yang cukup jauh, akan menimbulkan adanya penurunan kualitas tegangan yang diakibatkan oleh rugi-rugi pada jaringan.

Sehingga dibutuhkan suatu peralatan untuk memperbaiki kualitas tegangan dan diletakkan pada saluran yang mengalami drop tegangan. SVC berfungsi sebagai pemelihara kestabilan kondisi steady state dan dinamika voltase dalam batasan yang sudah ditentukan pada jaringan transmisi berjarak jauh dan berbeban tinggi (heavily loaded).

Synchronous Condenser, sebagai generator pensuplai arus gangguan, dan trafo dengan tap yang variabel, ini adalah jenis khusus transformator listrik yang dapat menambah atau mengurangi daya gulungan kawat, sehingga meningkatkan atau menurunkan medan magnet dan tegangan keluaran dari transformator.

B. Jenis – jenis Gangguan Jaringan Tegangan Tinggi

Sebuah gangguan adalah keadaan abnormal yang tidak diinginkan dari suatu sistem jaringan baik antar fase maupun fase ke tanah (Fault Calculations Introduction By Steven McFadyen on July 1st, 2012). Impedansi gangguan tersebut sangat rendah seringkali mengakibatkan arus besar mengalir. Energi

6

yang terkandung dalam arus gangguan hubung singkat dapat dengan cepat mengintervensi komponen menjadi panas, menciptakan kekuatan yang berlebihan dan dapat mengakibatkan ledakan menghancurkan peralatan.

Terdapat tiga jenis gangguan yaitu:

1. Gangguan Tiga Fase 2. Gangguan Dua Fase 3. Gangguan Fase ketanah

1.Gangguan Tiga fase

Gambar 2.2. Gangguan Tiga Fase

Dalam gangguan tiga fase, semua tiga fase (L1, L2 dan L3) korsleting bersama-sama. Untuk menemukan arus gangguan pada setiap titik dalam jaringan, impedansi dalam jaringan antara sumber pasokan (termasuk impedansi sumber) dan titik di mana kesalahan terjadi dijumlahkan. Untuk menemukan gangguan saat Ik, tegangan nominal yang diberikan, U0 dibagi dengan impedansi Z dijumlahkan . berikut rumus yang digunakan:

………. (1)

2. Gangguan Dua Fase

Gambar 2.3. Gangguan Dua Fase

Dalam gangguan fase ke fase (misalnya L1 ke L2), dua fase yang terhubung bersama-sama, tegangan nominal yang diberikan dibagi dengan impedansi yang dijumlahkan. Berikut rumus yang digunakan:

………(2)

3. Gangguan Fase ketanah

Gambar.2.4. Gangguan Fase ketanah

Dalam gangguan fase ketanah, satu fase secara langsung terhubung ke tanah (misalnya L1 ke tanah). Untuk menemukan nilai arus gangguan fase ketanah pada setiap titik dalam jaringan, jumlahnya didapatkan dari impedansi gangguan fase ketanah dalam jaringan antara sumber pasokan (termasuk sumber impedansi) dan impedansi jalur kembali. Berikut rumusnya:

…….…(3)

8

C. Peranan Gardu Induk dalam Sistem Kelistrikan

Gardu induk merupakan simpul di dalam sistem tenaga listrik, yang terdiri dari susunan dan rangkaian sejumlah perlengkapan yang dipasang menempati suatu lokasi tertentu untuk menerima dan menyalurkan tenaga listrik, menaikkan dan menurunkan tegangan sesuai dengan tingkat tegangan kerjanya.

Tempat melakukan kerja switching rangkaian suatu sistem tenaga listrik dan untuk menunjang keandalan sistem tenaga listrik terkait.

Gardu induk adalah suatu instalasi listrik mulai dari TET, TT dan TM yang terdiri dari bangunan dan peralatan listrik. Fungsi gardu induk adalah untuk menyalurkan tenaga listrik (kVA, MVA) sesuai dengan kebutuhan pada tegangan tertentu. Daya listrik dapat berasal dari pembangkit atau dari gardu induk lain.

D. Jenis-jenis Rel

Jenis rel yang digunakan umumnya menggunakan tiga jenis konfigurasi yaitu:

1. Rel Tunggal

Gardu induk sistem rel tunggal adalah gardu induk yang mempunyai satu rel. Pada umumnya gardu dengan sistem ini adalah gardu induk yang berada pada ujung/akhir dari suatu sistem transmisi. Berikut skema rel tunggal pada Gambar 2.5.

Gambar 2.5. Gardu Induk Rel Tunggal 2. Rel satu setengah PMT (one and a half busbar)

Gardu induk sistem satu setengah (one half busbar) adalah gardu induk yang mempunyai dua rel. Pada umumnya gardu induk jenis ini dipasang pada gardu induk dipembangkit tenaga listrik atau gardu induk yang berkapasitas besar.

Dalam segi operasional, gardu induk ini sangat efektif karena dapat mengurangi pemadaman beban pada saat dilakukan perubahan sistem (manuver system). Sistem ini menggunakan tiga buah PMT dalam satu diagonal yang terpasang secara deret atau seri seperti pada Gambar 2.6 berikut.

PMT PMT

10

Gambar 2.6. Gardu Induk Sistem One Half Busbar 3. Rel Ganda

Gardu induk sistem rel ganda adalah gardu induk yang mempunyai dua rel. Gardu induk rel ganda sangat efektif untuk mengurangi terjadinya pemadaman beban, khususnya pada saat melakukan perubahan sistem (manuver system). Jenis gardu induk ini yang banyak digunakan. Berikut skema rel ganda pada Gambar 2.7.

Gambar 2.7. Gardu Induk Sistem Rel Ganda

C T C T

C T C T

PMS PMS

PMS PMS

E. Proteksi Rel

Peralatan proteksi rel dirancang untuk mengamankan peralatan rel jika terjadi gangguan hubung singkat pada rel. Pada sistem gardu induk yang menggunakan 3-PMT atau satu-setengah PMT, proteksi rel disebut juga proteksi diameter.

Filosofi umum penggunaan relai proteksi (Sistem Proteksi) “Untuk membagi sistem daya ke dalam zona proteksi yang dapat diproteksi secara

memadai, dengan jumlah diskoneksi sistem daya seminimal mungkin“

(WEC, 1982).

Gangguan hubung singkat pada rel 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 rel, selain untuk menghindari kerusakan peralatan instalasi, juga sangat diharapkan dapat menghindari pemadaman secara menyeluruh dalam suatu gardu induk jika terjadi gangguan hubung singkat di rel.

Relai proteksi berfungsi mendeteksi timbulnya perubahan pada parameter (I, V, f, fase, dsb.) yang dideteksinya dan memberikan informasi/perintah kepada pemutus daya untuk membuka rangkaian, sehingga gangguan tersebut terisolir sempurna, bila parameter tersebut lebih besar dari batas yang diperbolehkan (Mason, 1977). Ini berarti apabila terjadi gangguan disuatu bagian instalasi, sistem proteksi hanya akan men-trip PMT yang berdekatan dengan gangguan, sehingga interupsi pasokan daya hanya terjadi di sekitar tempat terjadinya gangguan saja (tidak meluas).

12

Macam-macam relai proteksi rel pada sistem tegangan tinggi dan ekstra tinggi yaitu:

· Relai Rel Diferensial

· 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 fase-fase (OCR)

· Relai Arus Lebih Gangguan fase-tanah (GFR)

1. Relai Diferensial Rel

Mengingat besarnya dampak yang ditimbulkan akibat gangguan hubung singkat di rel, maka dirancang suatu proteksi yang selektif dan dapat bekerja dengan cepat.

Keuntungan relai diferensial rel antara lain:

1) Waktu pemutusan yang cepat (pada basic time) 2) Bekerja untuk gangguan di daerah proteksinya

3) Tidak bekerja untuk gangguan di luar daerah proteksinya

4) Selektif, hanya men-trip kan PMT yang terhubung ke seksi yang terganggu 5) Bebas terhadap mal kerja

Kerugian relai Diferensial rel antara lain:

1) Pemasangannya lebih rumit harus mengontrol status PMT dan PMS

2) Relatif lebih mahal dibandingan dengan relai arus lebih, karena dibutuhkan CT pada setiap bay yang diproteksi .

Gambar 2.8. Pola Proteksi Diferensial Rel pada Gardu Induk 150 kV Konfigurasi pemutus yang digunakan pada gardu induk tegangan tinggi yang menggunakan skema konfigurasi satu setengah PMT. Pada Gambar 2.8 relai diferensial rel diterapkan di kedua rel dengan pola duplikasi ( BBP-A1 &

BBP-A2 dan BBP-B1 & BBP-B2 ). Rangkaian yang paling sederhana untuk memberikan proteksi rel 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 untuk memenuhi persyaratan pengamanan sistem. Sebuah skema tunggal berdasarkan prinsip diferensial bias impedansi rendah dapat digunakan pada skema proteksi rel 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.

14

2. Prinsip Kerja Relai Diferensial

Relai ini bekerja berdasarkan keseimbangan arus-arus yang masuk pada relai. Dalam kondisi normal, arus mengalir melalui peralatan listrik yang diamankan (generator, transformator, rel, dll). Arus-arus sekunder transformator arus, yaitu 1₁ dan 1₂ bersirkulasi melalui jalur 1a. Jika relai pengaman dipasang antara terminal 1 dan 2, maka dalam kondisi normal tidak akan ada arus yang mengalir melaluinya.

Jika terjadi ganguan di luar peralatan listrik yang diamankan (external fault), maka arus yang mengalir akan bertambah besar, akan tetapi sirkulasinya akan tetap sama dengan pada kondisi normal, sehingga relai pengaman tidak akan bekerja untuk gangguan luar tersebut.

Jika gangguan terjadi di dalam (internal fault) maka arah sirkulasi arus disalah satu sisi akan terbalik, menyebabkan keseimbangan pada kondisi normal terganggu, akibatnya arus I_d akan mengalir melalui relai proteksi dari terminal 1 menuju terminal 2.

Bila arus tersebut lebih besar dari pada pickup setting relai proteksi, maka relai proteksi akan bekerja dan memerintahkan circuit breaker untuk putus (tripping) sehingga peralatan atau instalasi listrik yang terganggu dapat diisolir dari sistem tenaga listrik, sistem ini biasa dikenal dengan diferensial longitudinal.

3. Setting Relai Diferensial

Relai di-setting berdasarkan arus diferensial yang terjadi pada keadaan normal, dimana pada saat itu beban yang digunakan adalah beban maksimum.

Beban maksimum tersebut sebesar 120% dari daya kompleks (Stevenson Jr., 1990).

Relai harus di-setting lebih besar dari arus diferensial yang didapatkan saat keadaan normal, sehingga semua kondisi yang menghasilkan arus diferensial lebih kecil dari setting arus relai akan dianggap sebagai kondisi normal sehingga relai tidak pick-up, dan apabila arus diferensial yang dihasilkan melebihi setting akan dianggap sebagai gangguan, sehingga relai pick-up.

3.1. Setting Relai Diferensial Impedansi Rendah

Relai diferensial bekerja berdasarkan hukum Kirchoff yaitu “jumlah arus yang melalui satu titik sama dengan nol”. Pada relai diferensial yang dimaksud satu titik adalah daerah yang diamankan (protected zones) yang dibatasi trafo arus yang tersambung ke relai diferensial. Pada keadaan tanpa gangguan atau gangguan di luar daerah yang diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan sama dengan nol.

Pada keadaan gangguan di dalam daerah yang diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan tidak sama dengan nol. Relai diferensial jenis impedansi rendah merupakan relai diferensial arus, secara sederhana dapat digambarkan seperti Gambar 2.9. Perbedaan (diferensial) arus yang melalui daerah yang diamankan ini akan melalui operating coil relai.

Gambar 2.9. Pola Proteksi Diferensial Rel Jenis Impedansi Rendah arus

arus arus

16

Secara umum relai diferensial arus adalah:

1) .Membandingkan besaran arus yang melalui suatu daerah yang diamankan.

2) .Relai ini harus bekerja jika gangguan di dalam daerah yang diamankan dan harus stabil jika gangguan di luar daerah proteksi.

3) .Merupakan suatu unit proteksi.

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

Karakteristik kerja:

1) .Daerah pengaman adalah di dalam daerah yang dilingkupi CT yang tersambung ke relai diferensial.

2) .Bekerja seketika.

3) .Tidak perlu dikoordinasikan dengan pengaman lain.

4) .Merupakan pengaman utama dan tidak berlaku sebagai pengaman cadangan.

Gambar 3.1 (a) jenis Non Bias Relai, (b) jenis Bias Relai

Pada Gambar 3.1 menjelaskan proses kerja relai diferensial bias dan non bias. Relai diferensial jenis non bias menggunakan relai arus lebih sebagai

operating coil dan pada kondisi arus gangguan eksternal yang besar sekali relai ini tidak stabil.

Hal ini disebabkan oleh:

a) Komponen DC arus gangguan tidak sama b) Kejenuhan setiap CT tidak sama

c) Rasio setiap CT tidak sama

Relai diferensial jenis bias memperbaiki kelemahan relai diferensial jenis non bias dengan presentasi slope tertentu seperti pada Gambar 2.8.

Gambar 3.2. Relai Diferensial Arus

Setelan arus kerja:

% min pick up = arus terkecil operating coil to cause operation

X 100%

arus rata-rata operating coil

setelan slop = arus operating coil to cause operation

% slope X 100%

arus kendali

I_R =[

]

...(5)

...(3)

...(4)

18

Berdasarkan persamaan di atas maka:

Arus minimum pick up : 30 – 40% In

Setelan slope : 30 – 50%

dengan pertimbangan :

a) .Kesalahan trafo arus CT : 10 %

b) .Mismatch : 4 %

c) .Arus eksitasi : 1 % d) .Faktor keamanan : 5 %

Cek Zone:

Cek zone berfungsi untuk memastikan bahwa gangguan merupakan gangguan internal dan untuk mencegah mal operasi jika ada kelainan pada proteksi rel masing-masing zona, misalnya ada wiring yang terbuka atau terhubung singkat.

Jika terjadi gangguan pada zona 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 positif, dan dengan menutupnya kontak dari relai R1 maka sinyal trip akan dikirim ke PMT yang dilingkupi CT a, b dan c.

Jika ada rangkaian arus yang terbuka pada zona proteksi, maka pada saat beban yang cukup besar atau pada saat ada gangguan eksternal, akan menyebabkan proteksi rel pada zona tersebut tidak stabil atau relai dari rel tersebut akan menutup kontaknya. Tetapi dengan adanya ceck zone, relai tersebut tidak mendapat tegangan positif sehingga mal operasi dapat dicegah.

3.2. Setting Relai Diferensial Impedansi Tinggi

Relai Differensial jenis impedansi tinggi menggunakan stabilising resistor yang dipasang seri dengan relai diferensial arusnya. Relai di-setting dengan memperhitungkan sensitivitas untuk gangguan internal dan stabilitas untuk gangguan eksternal. Sensitivitas terhadap gangguan internal ditentukan oleh besarnya setelan arus relai. Setelan arus ditentukan (20% – 30%) in CT.

Gambar 3.3. Relai Diferensial Jenis Impedansi Tinggi

Pada Gambar 3.3 merupakan skema sederhana pemasangan relai diferensial jenis impedansi tinggi. 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 (I_f) dengan salah satu CT jenuh.

Besarnya tegangan pada terminal stabilising resistor dan relai (V_R) harus diset lebih besar dari drop tegangan tersebut, sehingga pada kondisi terburuk ini

20

relai masih stabil. Setelan tegangan harus lebih besar dari tegangan pada terminal stabilising resistor.

Dimana:

I_R = Pick up setting

R_S = Resistan DC dari sekunder CT ke terminal ruang proteksi

R_L = Resistan DC konduktor tunggal dari kabel CT utama ketitik cabang CT lainnya

P = Gangguan tiga fase, gangguan dua fase dan gangguan tanah I_F = Gangguan arus eksternal - nilai RMS utama pada Trafo daya N = Rasio CT

1.6 = Faktor keamanan

R_E = Stabilising resistor (2000 ohm)

Karena relai di-setting 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.

Relai diferensial impedansi tinggi memiliki stabilitas yang lebih baik untuk gangguan eksternal khususnya jika terjadi kejenuhan dari salah satu CT.

Tidak seperti relai diferensial impedansi rendah yang memiliki bias / restraint yang dapat menetralisir akibat perbedaan rasio (delta rasio kecil) pada gangguan

...(6) V_S = ^𝐈𝐅

𝐍 (R_S + P x R_L)

IR =1.6 ^𝐕𝐒 𝐑_𝐅

...(7)

eksternal, relai impedansi tinggi tidak memiliki kemampuan ini sehingga disyaratkan CT yang digunakan memiliki rasio yang sama.

Secara keseluruhan kebutuhan yang harus dipenuhi untuk relai diferensial impedansi tinggi ini adalah (pertimbangan dalam menentukan setelan):

1) rasio CT sama 2) resistansi CT rendah 3) knee voltage CT tinggi 4) burden wiring CT rendah 5) CT jenis low reactance

F. Trafo arus

Trafo arus memiliki fungsi utama, yaitu:

1. sebagai alat listrik yang berfungsi untuk mengubah atau mentransformasikan besaran listrik (arus) dari besar menjadi kecil, gunanya untuk pengukuran dan proteksi.

2. sebagai isolasi dari tegangan pada sistem dengan alat ukur atau alat proteksi.

Berdasarkan standar IEC 60044-1, Level arus sekunder pada trafo arus adalah:

(10) – 12.5 – (15) – (20) – 25 – (30) – 40 – (50) – 60 - 75 - 10x. Nilai dalam kurung adalah nilai arus sekunder CT yang biasa digunakan. Berdasarkan standar yang digunakan seperti IEC. Perlu diperhatikan nilai yang dipilih selalu lebih besar dari nilai perhitungan dan nilai yang terdekat.

Pemilihan rasio CT untuk sisi primer CT yang akan digunakan, seorang perancang harus mengetahui nilai beban penuh dari sistem pembangkitan, transmisi maupun distribusi. Berikut rumus menghitung rasio CT sisi primer:

22

Rumus menghitung rasio trafo arus untuk sisi primer

Dimana:

I _max = arus maksimal

150% = persentase keamanan CT pada saat beban maksimum

Rumus penghitungan arus maksimal sisi primer Trafo Daya

Dimana:

I _max sekunder = arus maksimal sisi sekunder

V_p = tegangan primer

V_s = tegangan sekunder

7,5 = rasio tegangan trafo daya

Rasio CT = 𝐈𝐦𝐚𝐱 X 150 %

...(8)

𝐕_𝐩

𝐕_𝐬 = ^{𝟏𝟓𝟎 𝐤𝐕} 𝟐𝟎 𝐤𝐕 ^{= 7,5}

I max primer = ^{𝐈𝐦𝐚𝐱 𝐒𝐞𝐤𝐮𝐧𝐝𝐞𝐫} 𝟕.𝟓

...(9)

23 A. Waktu dan Lokasi Penelitian

Penelitian ini dilaksanakan pada bulan Oktober 2015 – Oktober 2016 di Fakultas Teknik Jurusan Teknik Elektro Unismuh Makassar Jl. Sultan Alauddin No.259 dan di P.T. PLN (persero) Unit Transmisi dan Gardu Induk (Tragi Panakkukang) berlokasi di Jl. Hertasning Blok B Makassar.

B. Jenis Penelitian

Adapun jenis penelitian ini adalah penelitian lapangan dimana sebagian besar data diperoleh dari pengamatan langsung atau dengan kata lain penulis melakukan survei langsung dengan objek yang akan diteliti. Penelitian ini merupakan jenis penelitian studi literatur dan analisa data.

C. Jenis Data dan Sumber Data yang Diperlukan

Data-data diperoleh di PT. PLN (Persero) wilayah Sulselrabar Unit Transmisi dan Gardu induk Panakkukang. Data-data yang diperlukan antara lain diagram segaris sistem GI Panakkukang, data beban rel tahun 2015, data beban trafo tahun 2015 dan data Hubung singkat rel tahun 2015.

D. Instrumentasi Penelitian

Alat yang diperlukan dalam penelitian ini terdiri dari satu unit perangkat keras komputer dan perangkat lunak Microsoft Word 2010 serta Microsoft Excel 2010.

24

E. Langkah-langkah penelitian

Langkah-langkah penelitian dimulai dengan pengumpulan literatur, pengambilan dan pemprosesan data awal, perumusan langkah-langkah :

1. studi kepustakaan

2. pengambilan data di PLN 3. pengolahan atau analisis

a. Penentuan rasio CT ideal

b. pembuatan atau penentuan setelan relai diferensial impedansi tinggi

c. menyimpulkan hasil penelitian 4. penyusunan laporan

F. Skema Penelitian

Gambar 3.4. Skema penelitian

Pengambilan data beban line dan beban trafo

Pengambilan data hubung

singkat rel/busbar

Analisis

Penentuan rasio CT ideal

Pembuatan setelan relai

Pembuatan laporan

26 BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

A. Rel yang Digunakan GI Panakkukang

Gardu induk Panakkukang menggunakan sistem rel ganda seperti pada gambar single line GI Panakkukang dan pengamatan pada saat melakukan penelitian. Berikut Gambar 4.1 skema rel GI Panakkukang.

Gambar 4.1. Skema Rel GI Panakkukang

. Single line GI Panakkukang dapat dilihat pada Lampiran 1.

PMT PMT PMT

LA LA

LA

PT PT PT

CT CT CT

B. Pembebanan Tahun 2015

Data pembebanan diperlukan dalam penghitungan rasio trafo arus yang akan digunakan pada sistem proteksi rel. Berikut data pembebanan Transmisi dan Trafo GI Panakkukang yang diperoleh dari PT.PLN.(Persero) UPT GI Panakkukang.

1. Beban Transmisi

Gambar 4.2. Grafik Beban Transmisi Tello – Panakkukang

Gambar 4.2 menampilkan data beban transmisi GI Panakkukang di line-satu dan line-dua pada tahun 2015. Pada periode tersebut beban pada line- satu tidak memiliki perubahan yang begitu besar namun pada line-dua terdapat peningkatan yang signifikan yaitu pada bulan Mei dan Oktober.

JAN. FEB. MAR. APR. MEI. JUN. JUL. AGU. SEP. OKT. NOV. DES.

line 1 36,3 35,0 36,4 36 36,9 35,7 35,5 35,7 37 39,4 38,1 37,3 line 2 33,6 38,7 36,4 37,7 57,5 33,1 32,4 33,1 38,7 58,8 35,4 34,3

36,9 39,4

38,1 38,7

57,5 58,8

0 10 20 30 40 50 60 70

MW

GRAFIK BEBAN TRANSMISI TAHUN 2015

28

Rata-rata beban line-satu periode tahun 2015 adalah sebesar 36,6 MW dan pada line-dua sebesar 39,09 MW. Beban tertinggi pada periode tersebut terjadi pada bulan Oktober dengan nilai beban line-satu sebesar 39,4 MW dan diline-dua sebesar 58,8 MW, disusul bulan Mei dengan beban line-satu sebesar 36,9 MW dan line-dua sebesar 57,5 MW. Beban terendah terjadi pada bulan Februari di line-satu sebesar 35 MW dan bulan Juli pada line-dua sebesar 32,4 MW.

2. Beban Trafo

Gambar 4.3. Grafik Beban Trafo Daya GI Panakkukang

Gambar 4.3 menampilkan data beban Trafo-1 dan Trafo-3 (trafo dua direlokasi ke GI Bontoala) pada gardu induk Panakkukang periode tahun 2015 yang terukur dalam satuan MW(Mega Watt). Dapat diketahui bahwa Trafo-1 mempunyai daya yang lebih kecil dari Trafo-3 dikarenakan Trafo-1 berkapasitas 30 MVA sedangkan Trafo-3 berkapasitas 60 MVA.

JAN. FEB. MAR. APR. MEI. JUN. JUL. AGT. SEP. OKT. NOV. DES.

TRAFO 1 24,9 22,1 24,1 23,2 23,5 23 22,1 24,1 23,5 25 24,9 25,4 TRAFO 3 46,7 48,1 47,4 48 49,3 48,4 47,6 46,5 49 49,4 48,8 49,8

23,5 25 25,4

49.3 49.4

0 10 20 30 40 50 60

MW

GRAFIK BEBAN TRAFO 1 & 3 TAHUN 2015

Rata-rata beban Trafo-1 selama periode tersebut adalah sebesar 23,81 MW dan Trafo-3 sebesar 48,25 MW. Beban tertinggi Trafo terjadi pada bulan Oktober dengan nilai beban Trafo-1 sebesar 25 MW dan Trafo-3 sebesar 49,8 MW pada bulan Desember. Hasil dari data tersebut menyatakan bahwa Trafo-1 dan Trafo-3 berfungsi sesuai dengan kapasitasnya masing-masing. Nilai beban dari setiap Trafo tidak pernah melebihi dari kapasitas daya yang dimilikinya.

C. Arus Beban Tahun 2015

Berikut data arus beban Transmisi dan Trafo GI Panakkukang yang diperoleh dari PT.PLN.(Persero) UPT GI Panakkukang.

1. Arus Beban Transmisi

Gambar 4.4. Grafik Arus Beban Transmisi Tello – Panakkukang

Gambar 4.4 menampilkan data arus beban Transmisi GI Panakkukang pada kedua line periode tahun 2015. Pada periode tersebut arus beban pada line-satu tidak memiliki perubahan yang begitu besar namun pada line-dua terdapat peningkatan yang signifikan yaitu pada bulan Mei dan Oktober.

JAN. FEB. MAR. APR. MEI. JUN. JUL. AGS. SEP. OKT. NOV. DES.

line 1 166 159 163 165 169 161 147 163 167 155 171 168 line 2 138 126 148 150 256 146 144 136 124 253 143 154

166 169

155 171

256 253

0 50 100 150 200 250 300

AMP

GRAFIK ARUS BEBAN TRANSMISI TAHUN 2015

30

Rata-rata arus beban line-satu pada periode tersebut adalah sebesar 162 A dan pada line-dua sebesar 159 A. Arus beban tertinggi terjadi pada bulan November dengan nilai arus beban line-satu sebesar 171 A, disusul bulan Oktober di line-dua sebesar 253 A. Arus beban terendah terjadi pada bulan Juli di line-satu yaitu sebesar 147 A dan bulan September pada line-dua sebesar 124 A.

2. Arus Beban Trafo

Gambar 4.5. Grafik Arus Beban Trafo Daya GI Panakkukang

Gambar 4.5 menampilkan data arus beban di Trafo-1 dan Trafo-3 pada GI Panakkukang periode tahun 2015 yang terukur dalam satuan A (Ampere).

Trafo-1 mempunyai arus yang lebih kecil dari Trafo-3 di karenakan Trafo-1 berkapasitas 30 MVA sedangkan Trafo-3 berkapasitas 60 MVA.

Rata-rata arus beban Trafo-1 selama periode tersebut adalah sebesar 717 A dan Trafo-3 sebesar 1465 A. Arus beban tertinggi terjadi pada bulan Maret yaitu 791 A di Trafo-1 dan di Trafo-3 pada bulan Oktober sebesar 1521 A.

JAN. FEB. MAR. APR. MEI. JUN. JUL. AGS. SEP. OKT. NOV. DES.

TD 1 742 743 791 689 690 680 653 706 692 751 735 735 TD 3 1412 1459 1431 1438 1487 1460 1438 1440 1498 1521 1496 1508

791 751

1487 1521

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

AMP

GRAFIK ARUS BEBAN TRAFO TAHUN 2015

Kemudian arus beban terendah terjadi pada bulan Juli sebesar 653 A di Trafo-1 dan di Trafo-3 pada bulan Januari sebesar 1412 A.

Hasil dari data di atas menyatakan bahwa semakin besar beban pada saluran dan trafo maka semakin besar pula arus pada saluran dan trafo tersebut.

Data selengkapnya dapat dilihat pada lampiran 2.

D. Hubung Singkat Rel dan Trafo

Tabel 4.1. Data Hubung Singkat Rel Th. 2015 Grid.

GI PNK

Tegangan Nominal

[kV]

Voltage [kV] [deg]

c- faktor

Daya Hubung

Singkat (Sk”) [MVA/MVA]

Arus Hubung Singkat

(Ik”) [kA/kA] [deg]

Ip [kA/kA]

Ib [kA]

Sb [MVA]

Ik [kA]

Ith [kA]

BB 1 150 0.00 0.00 1,10 2234,66 8,60 -82,32 20,94 8,22 2136,60 8,60 8,73 Saluran

TELLO- PNK 1

- - - - 1117,33 4,30 96,68 10,47 - - - -

Saluran TELLO- PNK 2

- - - - 1117,33 4,30 96,68 10,47 - - - -

Keterangan:

Grid : Sistem

Rtd : Rated / Rating Deg : Sudut

S_k” : Daya kompleks hubung singkat

I_k” : Arus hubung singkat

I_p : Arus puncak hubung singkat

I_b : Arus Pemutusan S_b : Daya

I_k : Arus tunak/Steady state I_th : Arus Thevenin

Tabel 4.1 memperlihatkan data hubung singkat yang terjadi pada sistem Transmisi Tello - Panakkukang. Dari tabel diatas dapat diketahui bahwa

32

hubung singkat terjadi di rel satu (BB1) tegangan 150 kV dengan nilai hubung singkat sebesar 8,60 kA yang disuplai dari kedua saluran yaitu Tello – Panakkukang I dan Tello – Panakkukang II dengan jumlah arus keduanya adalah masing-masing 4,30 kA. Sedangakan arus puncak hubung singkatnya adalah sebesar 20,94 kA dan arus pemutusannya adalah sebesar 8,22 kA. Hal ini mengartikan bahwa ketika terjadi hubung singkat dengan nilai hubung singkat melebihi dari jumlah setting arus pemutusan (Sk>Ib) maka CB akan trip,sesuai dengan nilai kapasitas CB yang digunakan dan nilai setting yang telah ditentukan.

Tabel 4.2. Data hubung singkat Trafo Th. 2015 Grid.

GI PNK

Nominal [kV]

Voltage [kV] [deg]

c- faktor

Sk”

[MVA/MVA]

Ik”

[kA/kA] [deg]

Ip [kA/kA]

Ib [kA]

Sb [MVA]

Ik [kA]

Ith [kA]

CBS BB1 - - - 471,76 13,62 91,98 36,72 - - - - CBS BB2 - - - 471,76 13,62 91,98 36,72 - - - - TD

PNK3 - - - 191,37 5,52 91,98 14,90 - - - - TD

PNK1 - - - 191,37 5,52 91,98 14,90 - - - -

Tabel 4.2 memperlihatkan gangguan hubung singkat yang terjadi pada Trafo Daya GI Panakkukang pada tahun 2015. Besaran nilai arus hubung singkat terukur dalam satuan kA (kilo Ampere). Seperti yang tertera pada kolom 5, arus hubung singkat terjadi pada TD PNK 1 dengan nilai arus yang terukur adalah 5,52 kA (Ik”) dan arus puncak hubung singkatnya (I_p) sebesar 14,90 kA.

Begitupun TD PNK 3 juga terjadi hubung singkat dengan nilai 5,52 kA dan arus puncak hubung singkatnya sebesar 14,90 kA. Data selengkapnya dapat dilihat pada lampiran 3.

E. Kapasitas Circuit Breaker

Tabel 4.3. Kapasitas CB Terpasang GI Panakkukang

Tabel 4.4. Kapasitas CB Terhitung GI Panakkukang

CB MERK TIPE TEGANGAN

NOMINAL (kV)

ARUS HUBUNG SIMGKAT

(kA)

ARUS PEMUTUSAN

(kA)

Line 1 AREVA GL 313 150 4,30 40

Line 2 ALSTOM - 150 4,30 40

TD.1 AREVA GL 313 150 5,25 40

TD.3 ABB

LTB

170D1/B 150 13,62 40

CB MERK TIPE TEGANGAN

NOMINAL (kV)

ARUS KONTINYU

(A)

ARUS PEMUTUSAN

(kA)

Line 1 AREVA GL 313 170 3150 40

Line 2 ALSTOM - 170 1250 31,5

TD.1 AREVA GL 313 170 3150 40

TD.3 ABB LTB

170D1/B

170 3150 40

34

Tabel 4.5. Nilai Arus pada saat Hubung Singkat

Tabel 4.3, 4.4 dan 4.5 memperlihatkan perbandingan kapasitas CB terpasang di GI Panakkukang dengan nilai arus dan tegangan pada saat hubung singkat. Tabel 4.3 menjelaskan kapasitas CB terpasang sedangkan tabel 4.4 menjelaskan kapasitas CB terhitung dan tabel 4.5 menjelaskan besar arus dan tegangan pada saat hubung singkat.

Pada gambar 4.4 menjelaskan data arus beban Transmisi, diketahui arus tertinggi terjadi pada bulan Mei sebesar 169 A pada line-satu dan di line- dua sebesar 256 A. Kemudian pada tabel 4.3 menjelaskan arus kontinyu pada CB di line-satu 3150 A dan line-dua 1250 A. Hal tersebut mengartikan bahwa kapasitas CB mampu untuk meng-cover besaran arus yang terjadi pada saat hubung singkat. Begitupun dengan CB pada Trafo-1 dan Trafo-3.

Tabel 4.3 menjelaskan CB pada line-satu memiliki tegangan nominal sebesar 170 kV, Arus kontinyu 3150 A (3,15 kA) dan arus pemutusan 40 kA.

Sedangkan pada tabel 4.4 menjelaskan CB pada line-satu tegangan nominalnya 150 kV arus hubung singkat 4,30 kA dan arus pemutusan 40 kA. Hal tersebut mengartikan bahwa kapasitas CB pada line-satu tersebut sesuai dengan

CB MERK TIPE TEGANGAN

NOMINAL SISTEM

(kV)

ARUS HS.

SISTEM (kA)

ARUS PUNCAK HS.SISTEM

(kA)

Line 1 AREVA GL 313 150 4,30 10,47

Line 2 ALSTOM - 150 4,30 10,47

TD. 1 AREVA GL 313 150 5,52 4,90

TD. 3 ABB

LTB

170D1/B 150 13,62 36,72

kebutuhan untuk menanggulangi gangguan yang terjadi karena nilai arus dan tegangan pada sistem masih dibawah dari nilai kapasitas CB tersebut.

Begitupun dengan CB pada line-dua, Trafo-1 dan Trafo-3 kapasitas dari masing-masing CB tersebut mampu untuk meng-cover arus dan tegangan pada sistem. Data selengkapnya dapat dilihat pada lampiran 1.

F. Analisis Rasio Trafo Arus

Penentuan rasio trafo arus didasarkan pada besarnya arus beban maksimal pada bay yang akan dipasangkan trafo arus tersebut. Berikut arus maksimal dari ke empat bay selama periode tahun 2015.

1) Saluran satu sebesar 171 A 2) Saluran dua sebesar 256 A 3) Trafo-1 sebesar 791 A 4) Trafo-3 sebesar 1521 A

Namun arus maksimal trafo tersebut pada sisi sekunder trafo, sedangkan yang dibutuhkan dalam penghitungan rasio adalah pada sisi primer.

Berikut penghitungan arus maksimal untuk sisi primer menggunakan rumus No.9.

1. Trafo-1

I _max sekunder T1 = 791 A

I _max primer = 791 / 7,5 = 105,4 Maka I_max primer T1 = 105,4 A

2. Trafo-3

I _max sekunder T3 = 1521 A

I _max primer = 1521 / 7,5= 202,8 A Maka I _max primer T3 = 202,8 A

36

Berikut penghitungan rasio CT sisi primer menggunakan rumus No.8.

1. Line-1

I _max = 171 A

Rasio CT = 171 x 150% = 256,5A minimal rasio CT = 256,5 A

2. Line-2

I _max = 256 A

Rasio CT = 256 x 150% = 384 A Minimal rasio CT = 384 A

3. Trafo-1

I _max = 105,4 A

Rasio CT = 105,4 x 150% = 158,2 A Minimal rasio CT = 158,2 A

4. Trafo-3

I _max = 202,8A

Rasio CT = 202,8 x 150% = 304,2 A Minimal rasio CT = 304,2A

Tabel 4.6. Komparasi Rasio Trafo Arus Terpasang dengan Rasio Terhitung

CT MERK RASIO

TERPASANG

ARUS BEBAN

MAKS.

X 150% RASIO CT TERHITUNG

Line 1 ABB 800/5 171 A 256,5 250/5

Line 2

MAGRINI

GALILEO 800/5 256 A 384 400/5

Trafo 1

MAGRINI

GALILEO 200/5 105,4 A 158,2 200/5

Trafo 3 ABB IMB 170

300/5 202,8 A 304,2 300/5

Tabel 4.6 merupakan perbandingan dari hasil analisis rasio CT terhitung dengan rasio CT terpasang pada GI Panakkukang. Pada sisi sekunder rasio trafo CT, tergantung pada kelas peralatan proteksi ataupun pengukuran yang digunakan, biasanya hanya menerima arus dengan dua nominal yaitu 0–1 A (untuk kelas peralatan 1 A) dan 0–5 A (untuk kelas peralatan 5 A). Begitupun pada GI Panakkukang sisi sekunder pada beberapa CT-nya menggunakan nilai

1 – 5 A.

Hasil dari penghitungan rasio CT di komparasi dengan rasio CT standar (standard ratings CT & VT, IEEE_ABB.Inc), seperti pada Gambar 4.2.

hasil yang mendekati dengan nilai standar kemudian dipilih sebagai rasio CT minimal untuk digunakan.

Gambar 4.6. Standard Ratings CT & VT_IEEE, ABB Inc.

Rasio CT pada masing-masing bay yang terhubung dengan rel 150 kV GI Panakkukang memiliki rasio CT yang berbeda seperti yang ditunjukkan pada

38

tabel 4.6 dimana Tello line-satu dan Tellol line-dua menggunakan rasio CT 800/5, Trafo-1 rasio CT 200/5 dan Trafo-3 menggunakan rasio CT 300/5.

Agar keandalan sistem dapat diperoleh maka rasio CT tertinggi dari rasio terhitung dipilih sebagai rasio CT ideal yang kemudian digunakan pada kedua bay yaitu 400/5 (rasio CT sama pada setiap bay).

G. Analisis Setelan Relai Diferensial untuk Gangguan antar Fase

Rasio CT yang digunakan sama pada setiap bay yaitu`bay line 1 dan line 2, bay Trafo 1 dan Trafo 3 maka relai diferensial dengan impedansi tinggi cocok digunakan. Desain setelan dibuat dalam dua skenario yaitu berdasarkan pada rasio CT terhitung dan rasio CT terpasang di GI Panakkukang. Desain setelan relai menggunakan rumus No.6 dan No.7.

Berikut di bawah ini desain setelan relai untuk rasio CT terhitung/ideal 400/5 untuk sistem proteksi gangguan hubung singkat antar fase. rel 150 kV pada GI Panakkukang.

1. Desain Setelan untuk Rasio CT Terhitung (400/5) IF = 19,14 kA = 19.140 A

=

= 2.552 A N = 400/5

= 80

Jadi, rasio CT yang diperoleh adalah 80.

R_s = 0,2868 Ohm (Resistan sekunder CT 400/5) P = 8.600 A

RL = 0,260432 Ohm (Resistan Tipe AWG12 / 50 m) V_s =

x (0,2868 + 8.600 x 0,260432)

V_s = x 2.239,79 V_s = 71.449,3

I_R = 1,6 x IR = 57,16 A

Jadi setelan relai yang diperoleh adalah 57,16 A. Relai akan bekerja ketika nilai arus gangguan yang terbaca oleh relai 10% lebih besar dari arus setelan.

Artinya, arus gangguan yang akan meyebabkan relai bekerja:

57,16 x 110% = 62,87 Ampere.

Setelah hasil desain setelan relai diperoleh maka selanjutnya dilakukan uji performansi pada gangguan hubung singkat tiga-fase dan dua-fase yang diperoleh dari data Hubung singkat rel pada GI Panakkukang.

a. Uji Performansi Setelan Relai dengan Rasio CT 400/5 pada Gangguan Internal Rel 150 kV

a.1. Jenis gangguan tiga-fase P = 8.600 A

N = 400/5 = 80

R_s = 0,2868 Ohm (Resistansi sekunder CT 400/5) RL = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) V_s =

x (0,2868 + 8.600 x 0,260432)

40

V_s =

x 2.239,79 V_s = 240. 777,4 I_R = 1,6 x

I_R = 192,62 A

Karena I_R pada saat hubung singkat tiga-fase terjadi direl 150 kV lebih besar dari setelan relai 62,87 A maka hal ini mengakibatkan relai akan bekerja.

a.2. Jenis gangguan dua-fase I3 = 8.600 A

I₂ = 8.600 x ^√ = 7.447 A N = 400/5

= 80

R_S = 0,2868 Ohm (Resistansi sekunder CT 400/5) R_L = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) Vs =

x (0,2868 + 8.600 x 0,260432) V_s =

x 2.239,79 V_s = 208.496,4

IR = 1.6 x I_R = 166,80 A

Karena IR pada saat hubung singkat dua-fase direl 150 kV lebih besar dari setelan relai 62,87 A maka hal ini mengakibatkan relai akan bekerja.

b. Uji Performansi Setelan Relai dengan Rasio CT 400/5 pada Gangguan Eksternal Rel 20 kV

b.1. Jenis gangguan tiga-fase I_F = 19,14 kA = 19.140 A

=

= 2.552 A N = 400/5

= 80

R_S = 0,2868 Ohm (Resistansi sekunder CT 400/5) P = 8.600 A

R_L = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) V_S =

x (0,2868 + 8.600 x 0,260432) V_S =

x 2.239,79 V_S = 71.449

I_R = 1,6 x I_R = 57,160 A

I_R pada setelan relai 62,87 A lebih besar dengan I_R pada saat hubung singkat tiga -fase terjadi direl 20 kV maka hal ini mengakibatkan relai tidak akan bekerja.

b.2. Jenis gangguan dua-fase I_F = 19,14 kA = 19.140 A N = 400/5

= 80

42

RS = 0,2868 Ohm (Resistansi sekunder CT 400/5) P = 8.600 A

R_L = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) I₂ 20 kV = 19.140 x ^√ = 16.575 A

=

= 2.210 A V_S =

x (0,2868 + 8.600 x 0,260432) V_S =

x 2.239, 79 V_S = 61.874,2

I_R = 1,6 x

I_R = 49,499 A

Karena I_R pada setelan relai 62,87 A lebih besar dari I_R pada saat hubung singkat dua-fase terjadi di-rel 20 kV maka hal ini mengakibatkan relai tidak akan bekerja.

Berikut dibawah ini desain setelan relai untuk rasio CT terpasang 800/5 untuk sistem proteksi gangguan hubung singkat antar fase. rel 150 kV pada GI Panakkukang.

2. Desain Setelan untuk Rasio CT Terpasang (800/5) I_F = 2.552 A

N = 800/5

= 160

Jadi, rasio CT yang diperoleh adalah 160

R_S = 0,3519 Ohm (Resistansi sekunder CT 800/5) P = 8.600 A

RL = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) V_S =

x (0,3519+ 8.600 x 0,260432)

VS =

x 2.239.81 VS = 35.724,9

I_R = 1,6 x I_R = 28,58 A

Jadi setelan relai adalah 28,58 A. Relai akan bekerja ketika nilai arus gangguan yang terbaca oleh relai 10% lebih besar dari arus setelan. Artinya, arus gangguan yang akan meyebabkan relai bekerja 28,58 x 110% = 31,43 Ampere.

Setelah hasil desain setelan relai diperoleh maka selanjutnya dilakukan uji performansi pada gangguan hubung singkat tiga-fase dan dua-fase yang diperoleh dari data Hubung singkat rel pada GI Panakkukang.

a. Uji Performansi Setelan Relai dengan Rasio CT 800/5 pada Gangguan Internal Rel 150 kV

a.1. Jenis gangguan tiga-fase P = 8.600 A

N = 800/5 = 160

R_S = 0,3519 Ohm (Resistansi sekunder CT 800/5) R_L = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) V_S =

x (0,3519 + 8.600 x 0,260432) V_S =

x 2.239.81

44

VS = 120.390 I_R = 1,6 x

IR = 96,31 A

Karena IR pada saat hubung singkat tiga-fase terjadi di-rel 150 kV lebih besar dari setelan relai 31,43 A maka hal ini menyatakan bahwa relai akan bekerja.

a.2. jenis gangguan dua-fase I₃ = 8.600 A

I₂ = 8.600 x ^√ = 7.447 A N = 800/5

= 160

R_S = 0,3519 Ohm (Resistansi sekunder CT 800/5) R_L = 0,260432 Ohm (Resistansi Tipe AWG12 / 50 m) V_S =

x (0,3519 + 8.600 x 0,260432) V_S =

x 2.239,81 V_S = 104.249

IR = 1,6 x

I_R = 83,399 A

Karena I_R pada saat hubung singkat dua-fase di-rel 150 kV lebih besar dari setelan relai 31,43 A maka hal ini berakibat relai akan bekerja.