Koordinasi Libre

PT PLN (PERSERO) UDIKLAT SEMARANG

No. Dokumen

Berlaku Efektif April 2007

KOORDINASI PROTEKSI PEMBANGKIT DENGAN GRID

Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid Edisi 01 Revisi 00 Hal

1

1. PENDAHULUAN Sistem proteksi generator dan nilai settingnya, ditetapkan dengan memperhatikan batasan kemampuan operasi generator dan trafo serta batasan operasi sistem. Dari pengalaman evaluasi terhadap koordinasi sistem proteksi pembangkit baru, menunjukan bahwa setting yang ditetapkan oleh kontraktor atau konsultan pada saat awal operasi komersial cenderung lebih memperhatikan keamanan sisi pembangkit dan kurang memperhatikan keperluan operasi sistem secara keseluruhanya. Dari pengalaman tersebut maka perlu disusun suatu pedoman agar diperoleh kesamaan filosofi dalam menentukan koordinasi sistem proteksi pembangkit dan sistem transmisi (grid), serta dalam pelaksanaan koordinasi tersebut dapat dilakukan secara konsisten.

Dilihat dari daerah kerja dan kecepatan operasinya , proteksi generator/ trafo dibedakan dalam dua kelompok , pertama proteksi yang daerah kerjanya terbatas hanya mencakup peralatan tertentu dan tidak responsif terhadap yang terjadi di luar daerah kerjanya serta bekerja seketika, proteksi dengan sifat tersebut biasa disebut sebagai proteksi unit (unit protection). Kelompok kedua adalah proteksi yang mempunyai daerah kerja lebih luas dan dapat bekerja (responsif) oleh pengaruh kondisi abnormal yang berasal dari luar generator/ trafo , karena pertimbangan selektifitas , proteksi kelompok ini berkeja lebih lambat (tidak seketika). Evaluasi terhadap sistem proteksi pada proteksi generator dan trafo yang responsif terhadap gangguan atau kondisi abnormal di luar generator, terdiri dari proteksi sebagai berikut : Proteksi cadangan terhadap gangguan tanah dan hubung singkat( relai 51G , 51T

dan 51NT). Proteksi terhadap gangguan eksitasi lebih (relai V/Hz atau 59/81 atau 24). Proteksi terhadap gangguan yang dapat menyebabkan generator beroperasi asinkron (relai 78 dan 40 ). Proteksi cadangan trafo start - up untuk gangguan tanah dan hubung singkat.

2. TUJUAN Untuk menilai selektifitas dari koordinasi proteksi generator dengan proteksi yang ada di sistem Jawa Bali serta menetapkan nilai setting yang disepakati bersama, agar keamanan peralatan dan keperluan operasi sistem dapat dipenuhi secara optimal .

3. LI NGKUP EVALUASI Evalusi terhadap sistem proteksi generator mencakup data dan fungsi sbb :


No. Dokumen




2

Pola proteksi generator dan trafo serta tripping logic-nya. Karakteristik dan koordinasi setting relai.

4. DATA YANG DI PERLUKAN

Data impedansi sistem Jawa-Bali dilihat dari titik sambungan dengan pembangkit. Diagram kutup tunggal (Single Line Diagram) dari unit pembangkit beserta data peralatan utama dan peralatan proteksi generator dan trafo ( PT, CT, relai). Diagram dari tripping logic dari proteksi generator , trafo - generator dan trafo start up. Reaktansi sinkron (Xd), transien (Xd) dan sub-transien (Xd) dari generator yang diamankan. Impedansi trafo (Zt). Batas kemampuan pembebanan generator (load capability curve) dan kemampuan generator dan trafo terhadap over excitation (V/Hz). Daerah kerja under/minimum excitation limiter dalam diagram R - X atau P Q. Buku manual untuk relai proteksi .

PROTEKSI GENERATOR & TRAFO STEP UP

Back

Kelompok I (21G,51G/51V, 51GT,51NGT,51NT)Kelompok II (81,24,59/81)Kelompok III (78,40)Kelompok IV (51N/ST)

Proteksi Cadangan

Proteksi UtamaDifferential Relay (87) 87T

G

T

51NT

50/51UAT

87UAT

51N

87GT

G 87G

59/81

60

21

21 Y

40

46

32

50/51

59GN

7881

Voltage Balance Relay (60)Negative Sequence Relay (46)Directional Power Relay (32)

PROTEKSI GENERATOR & TRAFO STEP UP

BackBack

Kelompok I (21G,51G/51V, 51GT,51NGT,51NT)Kelompok II (81,24,59/81)Kelompok III (78,40)Kelompok IV (51N/ST)

Proteksi CadanganKelompok I (21G,51G/51V, 51GT,51NGT,51NT)Kelompok II (81,24,59/81)Kelompok III (78,40)Kelompok IV (51N/ST)

Proteksi Cadangan

Proteksi UtamaDifferential Relay (87) 87T

G

T

51NT

50/51UAT

87UAT

51N

87GT

G 87G

59/81

60

21

21 Y

40

46

32

50/51

59GN

7881

87T

G

T

51NT

50/51UAT

87UAT

51N

87GT

G 87G

59/81

60

21

21 Y

40

46

32

50/51

59GN

78

87T

G

T

51NT

50/51UAT

87UAT

51N

87GT

G 87G

59/81

60

21

21 Y

40

46

32

50/51

59GN

78

87T

G

T

51NT

50/51UAT

87UAT

51N

87GT

G 87G

59/81

60

21

21 Y

40

46

32

50/51

59GN

87T87T

G

T

51NT

50/51UAT

87UAT

51N

87GT

G 87G87G

59/81

60

21

21 Y

40

46

32

50/51

59GN

78788181

Voltage Balance Relay (60)Negative Sequence Relay (46)Directional Power Relay (32)


No. Dokumen




3

5. BATASAN DALAM MELAKUKAN EVALUASI

Batasan operasi sistem yang ditetapkan didalam Jawa-Bali Grid Code dan strategi operasi sistem Jawa-Bali pada saat kekurangan pembangkitan merupakan batasan umum yang dipergunakan dalam melakukan evaluasi terhadap koordinasi proteksi, yang meliputi : Batas frekuensi dan tegangan operasi. Basic fault clearing time, back up time dan CBF time. Selektifitas (selectivity / discrimination) antara proteksi generator dan sistem. Batasan yang perlu diperhatikan dalam melakukan evaluasi sistem proteksi secara spesifik diuraikan sesuai dengan pembagian kelompok sistem proteksi sebagai berikut :

5.1 Kelompok 1 (21G, 51G/51V , 51GT dan 51NGT )

Proteksi cadangan generator dan trafo generator untuk gangguan hubung singkat dan gangguan tanah.

a) Relai Jarak (Distance Relay atau 21G) Relai jarak (distance relay) adalah proteksi cadangan generator dan trafo generator terhadap gangguan hubung singkat.

Filosofi dan setting relai : A. Jangkauan (impedansi ) rele 21 G ini adalah sbb :

1) Arah Depan (Forward) Zfminimum = k * (Xgt) Zfmaksimum = k * (Xgt + I f* ZL)

2) Arah Belakang (Reverse)

Zb maksimum = k * (Xg)

dimana :

k = error yang ditoleransi akibat kesalahan PT, CT & data-data sebesar 15 % = 0.85.

I f = infeed factor dengan pembangkitan minimum operasi. Xgt = impedansi generator transformer (). Xg = impedansi generator ().


No. Dokumen




4

b) Waktu tunda (delay time ) rele 21 G :

Jika jangkauan impedansi arah depan yang dipilih adalah impedansi maksimum (Zfmak), maka diperlukaan koordinasi waktu antara impedansi generator (21G) dengan proteksi busbar, proteksi gagal kerja PMT (circuit breaker failure/CBF), dan waktu zone-2 impedansi saluran (21), sehingga dibutuhkan waktu ditunda sampai 700 millisecond. Hal tersebut didasarkan pada Grid Code, yang menyatakan bahwa : CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec. Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec. Beda waktu tunda (t) adalah : 300 msec.

Contoh 1. Koordinasi 21G Suralaya Steam Power Plant dan 21 Line

0 2000 4000 6000 8000 1 1040

1

2TAx

TBx

TCx

x

=za 2.78 103 =zab 5.848 103 =zabc 8.91 103

Generator Unit#1-4 SRLYA GNDUL CIBNG

Catatan : Impedansi (X) /100 (dalam Ohm)

G

21

Z1fZ1b

Z1f + t(700ms)

GT

ZL

G

21

Z1fZ1b

Z1f + t(700ms)

GT

ZL

G

21

Z1fZ1b

Z1f + t(700ms)

GT

ZL


No. Dokumen




5

2. 21G Drajat-2 Steam Power Plant dan 21 Line

c) Relai Arus Lebih Generator (Generator Over Current Relay atau 51G)

Relai arus lebih generator (51 G) berfungsi sebagai proteksi cadangan generator terhadap gangguan hubung singkat.

A. Filosofi penyetalan Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone 2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar. Karakteristik kerja relai diutamakan inverse.

B. Setting Waktu tunda relai 51G sekitar 700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan grid code sbb : CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec. Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec. Beda waktu tunda (t) adalah 300 msec.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

2

3.0

0

TAx

TB x

TC x

Zmax0 x

Gen. Traf.Unit#1

za 2.977 103 zab 3.017 103 zabc 3.662 103DRAJAT2 DRAJAT1 KAMOJANG

Catatan : Impedansi (X) /100 (dalam Ohm)


No. Dokumen




6

d) Relai Arus Lebih Trafo Generator (Generator Transformer Over Current Relay atau 51GT)

Relai arus lebih generator (51 G) berfungsi sebagai proteksi cadangan trafo generator terhadap gangguan hubung singkat.

A. Filosofi penyetalan Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone 2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar. Karakteristik kerja relai diutamakan inverse

10 100 1 103 1 1040.01

0.1

1

10

100

1 1031000

0.01

tO1i

tO3i

T13 i

410

I2f150

i

Waktu (detik)

Ifmaks 2ph

50/51 GT Drajat #2

zone-2 distance relay


No. Dokumen




7

B. Setting Waktu tunda relai 51G sekitar 700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan grid code sbb : CBF akan bekerja pada : 200 msec tCBF < 250 msec. Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec. Beda waktu tunda (t) adalah 300 msec. e) Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi Trafo Generator (Generator

Transformer Netral Ground Relay atau 51NGT) Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi trafo generator (51 NGT) berfungsi sebagai proteksi cadangan trafo generator terhadap gangguan tanah. Relai ini dipasang pada sisi netral tegangan tinggi trafo generator.

A. Filosofi penyetalan Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone 2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar. Karakteristik kerja relai diutamakan inverse.

B. Setting Waktu tunda relai 51G sekitar 600-700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan grid code sbb : CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec. Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec. Beda waktu tunda (t) adalah 300 msec.


No. Dokumen




8

Waktu (detik)

10 100 1 103 1 1040.01

0.1

1

10

100

1 1031000

0.01

tG1x

tGN1x

tG3x

T13 x

1 10410

I1f150

x

Ifmaks 1ph-G dari masing-masing unit

Kurva ketahananTrafo thp HS

Ground Time O/C Drajat #2Netral Time O/C Drajat #2

Zone-2 distance relay

Arus gangguan (A)


No. Dokumen




9

5.2 Kelompok 2 (81, 24 atau 59/ 81) a) Relai Frekuensi Kurang (Under Frequence Relay atau 81) a. 1) Umum Setting relai frekuensi kurang (81G) yang ada di pembangkit perlu dikoordinasikan agar diperoleh kepastian bahwa kerja relai tersebut dapat mendukung strategi operasi pelepasan beban dan pola operasi pulau yang telah diprogramkan oleh operasi sistem, disamping tugas utamanya untuk melindungi peralatan pada kondisi frekuensi kurang.

a. 2) Filosofi Setting 1. Setting harus didasarkan atas kemapuan peralatan pembangkit.

2. Setting harus menjamin suksesnya pola operasi pelepasan beban dan operasi pulau.

a. 3) Setting 1. Untuk batas operasi normal (sesuai grid code) 49.5 Hz < f < 50.5 Hz relai 81

tidak boleh pick-up.

2. Pada 47.5 Hz < f < 49.5 Hz relai 81G harus dipastikan tidak bekerja seketika (instantenous). Pada range frekuensi tersebut relai boleh trip dengan waktu tunda. Lamanya waktu tunda sangat tergantung dari kemampuan (capability) peralatan pembangkit (seperti turbin), namun agar koordinasi dapat berhasil sukses maka diharapkan setting waktu tunda harus dapat mendukung keberhasilan pola operasi yang disebut dalam butir 4.2.a).2.

3. Pada frekuensi < 47.5 Hz relai 81G boleh trip seketika ataupun dengan waktu tunda tergantung jenis dan kapasitas pembangkitnya.

Normal Operation 50 + 0,2 Hz

Excursion, + 0,5 Hz, brown-out

I slanding Operation, 48.30 48.00 Hz

Load shedding 1 6 stage, freq 49,00 - 48,50 (2550 MW)

Load shedding 7 (850 MW)

Host load of generator

Df/ dt, - 1,2 Hz/ s, Load shedding 4, 6, 7 stage (1950 MW)Df/ dt, - 0,8 Hz/ s, Load shedding 6, 7 stage ( 1500 MW)

Df/ dt, - 0,7 Hz/ s, Load shedding 7 stage (850 MW)

50,0050,20

51,50

49,80

49,5049,30

49,1049,00

48,4048,30

48,00

47,50

Hz

Load shedding scheme A & B, freq 49.50 Hz (250 MW-500 MW)

Normal Operation 50 + 0,2 Hz

Excursion, + 0,5 Hz, brown-out

I slanding Operation, 48.30 48.00 Hz

Load shedding 1 6 stage, freq 49,00 - 48,50 (2550 MW)

Load shedding 7 (850 MW)

Host load of generator

Df/ dt, - 1,2 Hz/ s, Load shedding 4, 6, 7 stage (1950 MW)Df/ dt, - 0,8 Hz/ s, Load shedding 6, 7 stage ( 1500 MW)

Df/ dt, - 0,7 Hz/ s, Load shedding 7 stage (850 MW)

50,0050,20

51,50

49,80

49,5049,30

49,1049,00

48,4048,30

48,00

47,50

50,0050,20

51,50

49,80

49,5049,30

49,1049,00

48,4048,30

48,00

47,50

Hz

Load shedding scheme A & B, freq 49.50 Hz (250 MW-500 MW)


No. Dokumen




10

b) Relai Eksitasi Lebih (Over Excitation Relay atau 24 atau 59/81) b. 1) Umum Tugas utama relai over eksitasi (24G atau 59/81G) pada pembangkit adalah untuk melindungi peralatan pembangkit dari timbulnya eksitasi lebih, baik pada stator maupun pada step-up transformer. Eksitasi lebih dapat terjadi pada saat start-up ataupun pada saat putaran rendah. Over eksitasi memberikan dampak pemanasan yang selanjutnya dapat mengakibatkan kerusakan isolasi pada belitan stator maupun trafo.

b. 2) Filosofi Setting 1. Bila jangkauan relai meliputi mesin pembangkit dan trafo step-up, maka setting

relai harus dapat menlindungi peralatan tersebut dari terjadinya over excitation. Oleh sebab itu maka setting harus didasarkan atas kemampuan (capability) setiap peralatan yang diproteksi oleh relai tersebut.

2. Setting harus menjamin suksesnya pengoperasian sistem, pelepasan beban dan operasi pulau (island operation).

b. 3) Setting Setting dinyatakan dalan V/Hz per unit. Tegangan maksimum pada batas operasi normal = 1.1 pu, sedangkan frekuensi terendah = 47.5 Hz (atau 47.5/50 pu) :

Range frekuensi berdasarkan Standar IEC 34.3. Waktu yang diijinkan (saat under operasi) pada frekuensiabnormal :

201047.0 47.5606047.5 48.030030048.0 48.5

CONTINUOUS48.5 50.5> 180> 18050.5 51.0

303051.0 51.5Setiap saat (sec)Total min per tahun

Waktu Operasi yang diijinkanFrekuensi (Hz)

201047.0 47.5606047.5 48.030030048.0 48.5

CONTINUOUS48.5 50.5> 180> 18050.5 51.0

303051.0 51.5Setiap saat (sec)Total min per tahun

Waktu Operasi yang diijinkanFrekuensi (Hz)

PLN P3B Requirement :Time delay UFR/OFR adalah minimum dari setengah time delay setiap saat


No. Dokumen




11

1. Relai diharapkan tidak trip pada nilai V/Hz < 1.1 pu.

2. Relai dapat trip seketika pada nilai V/Hz > 1.1 pu.

Koordinasi setting relai diperlukan hanya jika komando trip dari relai tidak dikontrol oleh posisi PMT.

Contoh Setting relay 24 pada PLTGU CilegonContoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon

Generator over exicitation capability

Setting relay 24

Uf (Us/fs) 1.25 1.19 1.15 1.12 1.1 1.09 1.08 1.07 1.05t (s) 5 7.5 10 15 20 30 45 60 ~

Uf (Us/fs) 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.13 1.1 1.09t (s) 2 5 7 10 17 20 30 40

Uf (Us/fs) 1.075 1.072 1.065 1.065 1.065 1.065 1.065t (s) 50 60 80 90 100 200 600

Contoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon

59/81 G Charc vs TG Over Exc Limit

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

2 5 7 10 20 30 40 50 60 70 80 100 200 600

Time (sec)

Ratio

o

f ter

m V

to fre

q (pu

)

Setting Capability

KURVA KETAHANAN GENERATOR & SETTI NG RELAY 24 G TERHADAP GANGGUAN OVER EXCI TATI ON TERHADAP WAKTU

Contoh Setting relay 24 pada PLTGU CilegonContoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon

59/81 G Charc vs TG Over Exc Limit

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

2 5 7 10 20 30 40 50 60 70 80 100 200 600

Time (sec)

Ratio

o

f ter

m V

to fre

q (pu

)

Setting Capability

KURVA KETAHANAN GENERATOR & SETTI NG RELAY 24 G TERHADAP GANGGUAN OVER EXCI TATI ON TERHADAP WAKTU


No. Dokumen




12

5.3 Kelompok 3 (78 dan 40) Dilihat dari kondisi sistem eksitasi pada generator serta dampak yang ditimbulkan oleh kondisi asinkron , kondisi asinkron tersebut dibedakan dalam dua kelampok , pertama adalah operasi asinkron karena hilangnya arus eksitasi oleh gangguan pada sistem eksitasi (kondisi Loss Of Field) dan kedua operasi asinkron karena lepas sinkron dimana pada kondisi ini arus eksitasi masih ada dan sistem eksitasi tidak mengalami gangguan ( kondisi Out Of Step atau Pole Slipping).

a) Relai Lepas - Sinkron (relai Out Of Step atau Pole Slipping atau relai 78) Pada kondisi lepas sinkron , dimana generator masih tersambung dengan sistem , akan menyebabkan timbulnya osilasi torsi mekanis yang dapat merusak unit pembangkit. Di titik pasokan listrik yang terletak dekat electrical centre , kondisi lepas sinkron tersebut dirasakan sebagai fluktuasi tegangan yang dapat mengganggu peralatan listrik , misalnya motor listrik. Bila electrical centre tersebut berada dekat unit pembangkit lainnya maka kejadian tersebut akan menimbulkan gangguan baru , berupa lepasnya motor-motor listrik di unit pembangkit tersebut.

Timbulnya gangguan lepas sinkron dapat disebabkan oleh faktor sbb : Arus eksitasi tidak mencukupi untuk suatu kondisi pembebanan tertentu. Adanya perubahan beban yang besar (misalnya terjadi switsing pada tie line, biasanya disertai dengan kondisi arus eksitasi kurang). Gangguan besar yang tidak segera dipisahkan dari sistem.

Tujuan dalam melakukan evaluasi relai 78 : Memastikan bahwa fungsi proteksi 78 sudah memperhatikan keamanan pembangkit dan sistem dengan uraian sbb : Relai 78 akan bekerja memisahkan generator dari sistem bila terjadi gangguan

lepas - sinkron pada generator tersebut . Relai 78 tidak akan bekerja seketika bila terjadi power swing yang sumber gangguannya berada diluar unit pembangkit tersebut. Pada kondisi lepas sinkron dengan slip rendah dan tinggi , relai 78 akan tetap bekerja baik.


No. Dokumen




13

Memastikan bahwa relai 78 akan memberikan komando trip pada PMT generator hanya pada saat sudut antara kedua sistem yang asinkron sedang mengecil . Pertimbangan ini akan semakin penting khususnya bila pengelola generator dan PMT generator bukan dari satuan yang sama. Relai 78 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi normal, setelah terjadi power swing (recoverable power swing).

Karakteristik yang dievaluasi : Jangkauan relai v/s lokus impedansi saat terjadi swing ( f (Eg/Es) ). Jangkauan relai arah belakang v/s lokus impedansi saat terjadi swing dengan slip rendah (


No. Dokumen




14

b) Relai arus medan hilang (Loss of Field , relai 40) Secara fungsi, relai 40 bertugas untuk mengamankan generator dari pemanasan lebih pada rotor generator oleh kondisi asinkron karena arus eksitasi generator tidak cukup (untuk mempertahan kondisi sinkron). Setting dan kinerja relai 40 dalam mengamankan generator pada kondisi tersebut sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit. Namun bila dalam melakukuan setting, menyebabkan daerah proteksi relai 40 lebih luas dari sekedar mengamankan generator, maka dapat menimbulkan masalah operasional berupa berkurangnya kemampuan generator yang dapat dimanfaatkan untuk menunjang kebutuhan operasi sistem atau relai 40 akan salah kerja oleh adanya ayunan daya (power swing). Pada generator yang lebih kecil dimana pola proteksinya tidak selengkap generator besar , ada kemungkinan bahwa relai 40 diberi tugas tambahan, bila kondisi tersebut dijumpai maka perlu dilakukan kajian bersama antara GENCO dengan Unit Jaringan.

Tujuan dalam melakukan evaluasi relai 40 : Memastikan bahwa setting waktu dan daerah kerja relai dapat memberikan jaminan keamanan bagi generator pada kondisi asinkron karena arus eksitasi kurang dan relai tidak akan salah kerja untuk kondisi abnormal diluar generator. Relai harus tetap bekerja benar pada kondisi arus eksitasi hilang/kurang yang diikuti dengan slip rendah (S10 %). Relai 40 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi normal setelah terjadi power swing (recoverable power swing).

Karakteristik relai 40 yang dievaluasi : Jangkauan minimum relai ada sumbu - j (biasa disebut off set). Jangkauan maksimum relai pada sumbu - j ( disebut off set + diameter). Waktu kerja relai (dilakukan evaluasi bila jangkauan kedepan melebihi generator ).


No. Dokumen




15

Contoh : Koordinasi relai 40G : Suralaya 4 x 400 MW + 3 x 600 MW

2 1.5 1 0.5 0 0.5 1 1.5 22

1.5

1

0.5

0

0.5

1

1.5

22

2

SVX k

SHX k

X0 kX2 kX3 kX4 kX5 kXX4 kXloss4 kXLk

Xgtk

Xrloss1y

Xrloss2y

XP0 xXuel0 x

22 SVRk SHR k R0 k R2 k R3 k R4 k R5 k RR4 k Rloss4 k RLk Rgtk Rrloss1 y Rrloss2 y RP0 x Ruel0 x

Contoh Koordinasi Relai antara 78G dan 40 G pole 10 %

Locus ImpedansiEg/Es=0,8

2 0 22

0

22

2

XLk

X,0 k

X,2 k

X,5 k

X7,1 y

X7,2 y

X7,3 y

X7,4 y

X7,5 y

X7,6 y

X41y

XC,0 x

Xup1y

Xup2y

Xlo1 y

Xlo2 y

22 ,,,,,,,,,,,,,,,RLk R ,0 k R ,2 k R ,5 k R7 ,1 y R7 ,2 y R7 ,3 y R7 ,4 y R7 ,5 y R7 ,6 y R41y RC ,0 x Rup1 y Rup2 y Rlo1 y Rlo2 y

Kurva kapabilitasgenerator

Jangkauan 40 G

Jangkauan Outside Forward 78G

Jangkauan Inside Forward 78G

Jangkauan Inside Reverse 78G

Jangkauan Outside forward 78G

Contoh Koordinasi Relai antara 78G dan 40 G pole 10 %

Locus ImpedansiEg/Es=0,8

2 0 22

0

22

2

XLk

X,0 k

X,2 k

X,5 k

X7,1 y

X7,2 y

X7,3 y

X7,4 y

X7,5 y

X7,6 y

X41y

XC,0 x

Xup1y

Xup2y

Xlo1 y

Xlo2 y

22 ,,,,,,,,,,,,,,,RLk R ,0 k R ,2 k R ,5 k R7 ,1 y R7 ,2 y R7 ,3 y R7 ,4 y R7 ,5 y R7 ,6 y R41y RC ,0 x Rup1 y Rup2 y Rlo1 y Rlo2 y

Kurva kapabilitasgenerator

Jangkauan 40 G

Jangkauan Outside Forward 78G

Jangkauan Inside Forward 78G

Jangkauan Inside Reverse 78G

Jangkauan Outside forward 78G


No. Dokumen




16

5.4 Kelompok 4 (proteksi untuk trafo Start-up) Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi (Ground Fault Relay 51N/ST) Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi (B51N/ST) adalah relai proteksi cadangan trafo start-up terhadap gangguan hubung singkat satu phase ke tanah. Relai ini dipasang pada sisi netral tegangan tinggi trafo start-up.

a) Trafo Start up dengan belitan delta (YnynOD) Proteksi cadangan untuk gangguan tanah sisi tegangan tinggi tidak boleh bekerja lebih cepat dari proteksi gangguan tanah yang ada di SUTT atau SUTET dan sisi tegangan rendah IBT yang memasok trafo tersebut. Relai ini harus bekerja lebih lambat dari proteksi cadangan di sisi hilir (SUTT / SUTET atau IBT 500/150 kV) jika terjadi gangguan disisi pemasokknya (SUTT/SUTET dan sisi 150 kV IBT) dan bekerja lebih cepat jika gangguan terjadi disisi trafo start up.

Adapun filosofi settingnya adalah :

1. Setting arus merupakan tanggung jawab sepenuhnya pengelola pembangkit. 2. Waktu kerja rele proteksi cadangan IBT 500/150 kV adalah 1.5 detik. 3. Untuk gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV,

sedangkan waktu kerja relai B 51 N/ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay waktu + 300 msec.

b) Trafo Start up dengan belitan Ynyn Jika trafo start up (dengan belitan Yy) tersebut terhubung melalui sistem 150 kV dimana trafo start up tersebut dianggap beban (load) oleh sistem, secara teoritis relai tidak bekerja j ika terjadi gangguan hubung singkat phase ke tanah di sistem 150 kV. Akan tetapi karena beban trafo start up merupakan motor-motor, maka setting rele proteksi 51 N/ST harus dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah SUTT 150 kV (GFR SUTT 150 kV) pada bus 150 kV tersebut dan jika bus 150 kV juga terhubung IBT 500/150 kV maka perlu juga dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah IBT (GFR sisi 500 dan 150 kV).

Adapun filosofi settingnya adalah :

1. Setting arus merupakan tanggung jawab sepenuhnya pengelola pembangkit. 2. Waktu kerja rele proteksi cadangan IBT 500/150 kV adalah 1.5 detik untuk

gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV, sedangkan waktu kerja relai B 51 N/ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay waktu + 300 millisecond untuk total beban maksimum motor-motor yang tersambung ke trafo start-up.

Documents

Koordinasi Libre