Materi 2 Dasar Sistem Proteksi Tt

2. DASAR – DASAR SISTEMPROTEKSI TEGANGAN TINGGI

PT PLN (Persero) PUSDIKLAT2009

Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan ii

PT PLN (Persero)

PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN 2. Dasar-Dasar Sistem Proteksi Tegangan Tinggi

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI ................................................................................................................ iiDAFTAR GAMBAR ..................................................................................................... iiDAFTAR TABEL .........................................................................................................iii2. DASAR-DASAR SISTEM PROTEKSI TEGANGAN TINGGI .................................. 1

2.1 POLA PROTEKSI GARDU INDUK ................................................................... 12.1.1 Proteksi Trafo Tenaga............................................................................. 12.1.2 Proteksi Busbar/Diameter/Kopel ........................................................... 13

2.2 POLA PROTEKSI PENGHANTAR.................................................................. 242.2.1 Pola Proteksi Saluran Udara Tegangan Tinggi (SUTT)......................... 242.2.2 Pola Proteksi Saluran Kabel Tegangan Tinggi (SKTT) ......................... 302.2.3 Pola Proteksi Saluran Campuran .......................................................... 322.2.4 Prinsip Kerja Relai Proteksi ................................................................... 32

2.3 PERALATAN BANTU PROTEKSI................................................................... 402.3.1 Synchro check....................................................................................... 402.3.2 Penutup Balik Otomatis (Autoreclose)................................................... 412.3.3 AVR Trafo tenaga.................................................................................. 46

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2-1. Diagram Proteksi Gardu Induk............................................................... 1Gambar 2-2. Peralatan Sistem Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kV .............................. 1Gambar 2-3. Sistem Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kV .............................................. 5Gambar 2-4. Prinsip Kerja Relai Differensial............................................................... 5Gambar 2-5. Karakteristik Kerja Relai Differensial ...................................................... 6Gambar 2-6. Rangkaian Arus Relai REF Saat terjadi Gangguan Eksternal................ 7Gambar 2-7. Kurva/Karakteristik Relai OCR............................................................... 8Gambar 2-8. Kurva/Karakteristik Relai GFR ............................................................... 9Gambar 2-9. Karakteristik Waktu UVR adalah Inverse ............................................. 12Gambar 2-10. karakteristik Waktu OVR adalah Inverse............................................ 13Gambar 2-11. Pola Proteksi Differensial Busbar pada Gardu Induk 150 kV............. 15Gambar 2-12. Pola Proteksi Differensial Busbar Jenis Low Impedance ................... 16Gambar 2-13. a) Jenis Non Bias relai dan b) Jenis Bias Relai.................................. 17Gambar 2-14. Relai Differensial................................................................................ 17Gambar 2-15. Relai Differensial Jenis High Impedance ........................................... 19Gambar 2-16. Skema Proteksi.................................................................................. 21Gambar 2-17. Diagram Logic CBF............................................................................ 22Gambar 2-18. Zona Proteksi SZP............................................................................. 23Gambar 2-19. Diagram Urutan Kerja ........................................................................ 24Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTA

Singkarak – Lubuk Alung – PIP – Pauh Limo..................................... 33Gambar 2-21. Karakteristik Impedansi...................................................................... 34

Berbagi dan menyebarkan ilmu pengetahuan serta nilai-nilai perusahaan iii

PT PLN (Persero)


Gambar 2-22. Karakteristik Mho Z1, Z2 Partial Cross-polarise,................................ 34Gambar 2-23. Karakteristik Reaktance dengan Starting Mho ................................... 35Gambar 2-24. Karakteristik Quadrilateral.................................................................. 35Gambar 2-25. Typikal Relai Differensial Arus ........................................................... 36Gambar 2-26. Relai Differensial Pilot Jenis Arus ...................................................... 37Gambar 2-27. Relai Differensial Pilot Jenis Tegangan ............................................. 37Gambar 2-28. Tipikal Relai Perbandingan Sudut Fasa............................................. 38Gambar 2-29. Diagram Pola Directional Selective Relay.......................................... 39Gambar 2-30. Konfigurasi Jaringan .......................................................................... 42Gambar 2-31. Pola A/R pada 1½ PMT ..................................................................... 45Gambar 2-32. SUTT yang tersambung ke Trafo dengan sambungan T ................... 46Gambar 2-33. Ilustrasi Penyebaran Tegangan pada Primary Feeder System Radial

........................................................................................................... 47

DAFTAR TABEL

Tabel 2-1. Kebutuhan Fungsi Relai Proteksi Terhadap Berbagai Gangguan.............. 3Tabel 2-2. Kriteria Sistem Proteksi Sesuai SPLN 52-1 ............................................... 4Tabel 2-3. Pembagian Clearing Time Gangguan...................................................... 26Tabel 2-4. Blocking Scheme Pola Pengaman SUTT 150 kV .................................... 30Tabel 2-5. Pola Pengaman Transmisi 70 kV Saluran Kabel Tanah .......................... 30Tabel 2-6. Pola Pengaman Transmisi 150 kV Saluran Kabel Tanah ........................ 31Tabel 2-7. Pola Pengaman Saluran Campuran dengan Saluran Kabel Dominan..... 32

Berbagi dan menyebarkan ilmupengetahuan serta nilai-nilai perusahaan 1

PT PLN (Persero)


2. DASAR-DASAR SISTEM PROTEKSI TEGANGAN TINGGI

2.1 POLA PROTEKSI GARDU INDUK

Sistem proteksi merupakan bagian yang sangat penting dalam suatu instalasi

tenaga listrik, selain untuk melindungi peralatan utama bila terjadi gangguan

hubung singkat, sistem proteksi juga harus dapat mengeliminiir daerah yang

terganggu dan memisahkan daerah yang tidak tergangggu, sehingga

gangguan tidak meluas dan kerugian yang timbul akibat gangguan tersebut

dapat di minimalisasi. Relai proteksi gardu induk seperti yang terlihat pada

Gambar 2-1 terdiri dari:

Relai proteksi Trafo Tenaga;

Relai proteksi busbar atau kopel;

Relai proteksi PMT;

Relai proteksi kapasitor dan

reaktor.

Gambar 2-1. Diagram Proteksi Gardu Induk

OHL

Proteksi TRAFO

OHL

NGR: 12 Ω1000A

NGR: 12 Ω1000 A

UNINDO

TD-2 (60 MVA)

PLTG

BUS 150KV-4000AIII

Proteksi BUSBAR

Proteksi PHT Proteksi PHT

ProteksiPEMBANGKIT Proteksi TRAFO

Proteksi

FEEDER

OHL


PT PLN (Persero)


2.1.1 Proteksi Trafo Tenaga

Peralatan proteksi trafo tenaga terdiri dari Relai Proteksi, Trafo Arus (CT),

Trafo Tegangan (PT/CVT), PMT, Catu daya AC/DC yang terintegrasi dalam

suatu rangkaian, sehingga satu sama lainnya saling keterkaitan. Fungsi

peralatan proteksi adalah untuk mengidentifikasi gangguan dan memisahkan

bagian jaringan yang terganggu dari bagian lain yang masih sehat serta

sekaligus mengamankan bagian yang masih sehat dari kerusakan atau

kerugian yang lebih besar.

Gambar 2-2. Peralatan Sistem Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kV

2.1.1.1 Gangguan Pada Trafo Tenaga terdiri dari:

1. Gangguan InternalGangguan yang terjadi di daerah proteksi trafo, baik didalam trafo

maupun diluar trafo sebatas lokasi CT.

Penyebab gangguan internal biasanya akibat:

Kegagalan isolasi pada belitan, lempengan inti atau baut pengikat

inti atau Penurunan nilai isolasi minyak yang dapat disebabkan oleh

kualitas minyak buruk, tercemar uap air dan adanya dekomposisi

karena overheating, oksidasi akibat sambungan listrik yang buruk;

Kebocoran minyak;

Ketidaktahanan terhadap arus gangguan (electrical dan mechanical

stresses);

OCR/GF3

CT150

PMT 150 KV

PMT 20 KV

CT20

CTN150

CTN20

NGR

RELAI

PROTEKSI

Indikasi relai

Data Scada

Event Recorder

Disturbance

Recorder

CATU

DAYA

DC / AC


PT PLN (Persero)


Gangguan pada tap changer;

Gangguan pada sistem pendingin;

Gangguan pada bushing.

Gangguan internal dapat dikelompokan menjadi 2 (dua) kelompok,

yaitu:

a. Incipient fault:Gangguan terbentuk lambat, dan akan berkembang menjadi

gangguan besar jika tidak terdeteksi dan tidak diatasi. Yang

termasuk kedalam gangguan incipient fault, yaitu: Overheating,

overfluxsing, dan over pressure.

Penyebab Overheating

Ketidaksempurnaan sambungan baik elektrik maupun magnetic;

Kebocoran minyak;

Aliran sistem pendingin tersumbat;

Kegagalan kipas atau pompa sistem pendingin.

Penyebab overfluxing

Terjadi saat overvoltage dan under frekuensi, dapat menyebabkan

bertambahnya rugi-rugi besi sehingga terjadi pemanasan yang

dapat menyebabkan kerusakan isolasi lempengani inti dan bahkan

isolasi belitan.

Penyebab Overpressure

Pelepasan gas akibat overheating;

Hubung singkat belitan-belitan sefasa;

Pelepasan gas akibat proses kimia.

b. Active fault:Disebabkan oleh kegagalan isolasi atau komponen lainnya yang

terjadi secara cepat dan biasanya dapat menyebabkan kerusakan

yang parah.

Penyebab dari gangguan Active fault adalah sebagai berikut:

Hubung singkat fasa-fasa atau fasa dengan ground;

Hubung singkat antar lilitan sefasa (intern turn);

Core faults;


PT PLN (Persero)


Tank faults; Bushing flashovers.

2. Gangguan EksternalGangguan yang terjadi diluar daerah proteksi trafo. Umumnya

gangguan ini terjadi pada jaringan yang akan dirasakan dan

berdampak terhadap ketahanan kumparan primer maupun

sekunder/tersier Trafo. Fenomena gangguan ekternal seperti:

• Hubung singkat pada jaringan sekunder atau tersier (penyulang)

yang menimbulkan through fault current. Frekuensi dan besaran

arus gangguan diprediksi akan mengurangi umur operasi trafo;

• Pembebanan lebih (Overload );

• Overvoltage akibat surja hubung atau surja petir;

• Under atau over frequency akibat gangguan system;

• External system short circuit.

2.1.1.2 Fungsi Proteksi Trafo tenaga terhadap gangguan

Untuk memperoleh efektifitas dan efisen dalam menentukan sistem proteksi

trafo tenaga, maka setiap peralatan proteksi yang dipasang harus

disesuaikan dengan kebutuhan dan prediksi gangguan yang akan terjadi

yang mengancam ketahanan trafo itu sendiri. Jenis relai proteksi yang

dibutuhkan seperti Tabel 2-1.Tabel 2-1. Kebutuhan Fungsi Relai Proteksi Terhadap Berbagai Gangguan


PT PLN (Persero)


2.1.1.3 Pola Proteksi Trafo tenaga berdasarkan SPLN 52-1

Kebutuhan peralatan proteksi trafo berdasarkan kapasitas trafo sesuai SPLN

adalah seperti pada Tabel 2-2 dibawah ini.Tabel 2-2. Kriteria Sistem Proteksi Sesuai SPLN 52-1

2.1.1.4 Proteksi utama Trafo Tenaga

Proteksi utama adalah suatu sistem proteksi yang diharapkan sebagai

prioritas untuk mengamankan gangguan atau menghilangkan kondisi tidak

normal pada trafo tenaga. Proteksi tersebut biasanya dimaksudkan untuk

memprakarsainya saat terjadinya gangguan dalam kawasan yang harus

dilindungi. (lEC 15-05-025).

Ciri-ciri pengaman utama:

Waktu kerjanya sangat cepat seketika (instanteneoues);

Tidak bisa dikoordinasikan dengan relai proteksi lainnya;

Tidak tergantung dari proteksi lainnya;

Daerah pengamanannya dibatasi oleh pasangan trafo arus, dimana relai

differensial dipasang.


PT PLN (Persero)


















PT PLN (Persero)


















PT PLN (Persero)


Gambar 2-3. Sistem Proteksi Trafo Tenaga 150/20 kV

1. Differential relay (87T)Relai differensial arus berdasarkan H. Kirchoff, dimana arus yang

masuk pada suatu titik, sama dengan arus yang keluar dari titik

tersebut.

Relai differensial arus membandingkan arus yang melalui daerah

pengamanan.

Gambar 2-4. Prinsip Kerja Relai Differensial

Fungsi relai differensial pada trafo tenaga adalah mengamankan

transformator dari gangguan hubung singkat yang terjadi di dalam

transformator, antara lain hubung singkat antara kumparan dengan

OCR/GFR

50/51/51G

REL 20 kV

OCR/GFR

50/51P/51GP

OCR/GFR

50/51S/51GS

87T

87NP

87NSSBEF51NS


PT PLN (Persero)


kumparan atau antara kumparan dengan tangki. Relai ini harus bekerja

kalau terjadi gangguan di daerah pengamanan, dan tidak boleh bekerja

dalam keadaan normal atau gangguan di luar daerah pengamanan.

Relai ini merupakan unit pengamanan dan mempunyai selektifitas

mutlak. Karakteristik diffrensial relai.

Gambar 2-5. Karakteristik Kerja Relai Differensial

2. Restricted Earth Fault (REF)

Prinsip kerja relai REF sama dengan dengan relai differensial, yaitu

membandingkan besarnya arus sekunder kedua trafo arus yang

digunakan, akan tetapi batasan daerah kerjanya hanya antara CT fasa

dengan CT titik netralnya. REF ditujukan untuk memproteksi gangguan

1-fasa ketanah.

Pada waktu tidak terjadi gangguan/keadaan normal atau gangguan di

luar daerah pengaman, maka ke dua arus sekunder tersebut di atas

besarnya sama, sehingga tidak ada arus yang mengalir pada relai,

akibatnya relai tidak bekerja.

Pada waktu terjadi gangguan di daerah pengamanannya, maka kedua

arus sekunder trafo arus besarnya tidak sama oleh karena itu, akan

ada arus yang mengalir pada relai, selanjutnya relai bekerja.

Fungsi dari REF adalah untuk mengamankan transformator bila ada

gangguan satu satu fasa ke tanah di dekat titik netral transformator

yang tidak dirasakan oleh rele differensial.

(I1-I2)

(I1+I2)/2

Slope =Id

Ih

Ih

Id

Id

m

Slope 1

Slope 2

Operatearea

block area

100

%


PT PLN (Persero)


Gambar 2-6. Rangkaian Arus Relai REF Saat terjadi Gangguan Eksternal

2.1.1.5 Proteksi Cadangan Trafo Tenaga

Proteksi cadangan adalah suatu sistem proteksi yang dirancang untuk

bekerja ketika terjadi gangguan pada sistem tetapi tidak dapat diamankan

atau tidak terdeteksinya dalam kurun waktu tertentu karena kerusakan atau

ketidakmampuan proteksi yang lain (proteksi utama) untuk mengerjakan

pemutus tenaga yang tepat.

Proteksi cadangan dipasang untuk bekerja sebagai pengganti bagi proteksi

utama pada waktu proteksi utama gagal atau tidak dapat bekerja

sebagaimana mestinya. (IEC l6-05-030).

Ciri-ciri pengaman cadangan :

waktu kerjanya lebih lambat atau ada waktu tunda (time delay), untuk

memberi kesempatan kepada pengaman utama bekerja lebih dahulu;

Relai pengaman cadangan harus dikoordinasikan dengan relai proteksi

pengamanan cadangan lainnya di sisi lain;

Secara sistem, proteksi cadangan terpisah dari proteksi utama.

Pola Proteksi cadangan pada trafo tenaga umumnya terdiri dari OCR untuk

gangguan fasa-fasa atau 3-fasa dan GFR untuk gangguan 1-fasa ketanah

seperti yang terlihat pada Tabel 2-1 di atas.

1. Relai Arus Lebih (50/51)Prinsip kerja relai arus lebih adalah berdasarkan pengukuran arus,

yaitu relai akan bekerja apabila merasakan arus diatas nilai settingnya.


PT PLN (Persero)


OCR dirancang sebagai pengaman cadangan Trafo jika terjadi

gangguan hubung singkat baik dalam trafo (internal fault) maupun

gangguan ekternal (external fault). Oleh karena itu, setting arus OCR

harus lebih besar dari kemampuan arus nominal trafo yang diamankan

(110 – 120% dari nominal), sehingga tidak bekerja pada saat trafo

dibebani nominal, akan tetapi harus dipastikan bahwa setting arus relai

masih tetap bekerja pada arus hubung singkat fasa-fasa minimum.

Karateristik waktu kerja terdiri dari:- Definite- Normal/Standar inverse- Very inverse- Long time inverse

Gambar 2-7. Kurva/Karakteristik Relai OCR

Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa–fasa, mempunyai

karakteristik inverse (waktu kerja relai akan semakin cepat apabila arus

gangguan yang dirasakannya semakin besar) atau definite (waktu kerja

tetap untuk setiap besaran gangguan). Selain itu pada relai arus lebih

tersedia fungsi high set yang bekerja seketika (moment/instantaneous).

Untuk karakteristik inverse mengacu kepada standar IEC atau

ANSI/IEEE. Relai ini digunakan sebagai proteksi cadangan karena


PT PLN (Persero)


tidak dapat menentukan titik gangguan secara tepat, dan juga ditujukan

untuk keamanan peralatan apabila proteksi utama gagal kerja.

Agar dapat dikoordinasikan dengan baik terhadap relai arus lebih disisi

yang lain (bukan relai arus lebih yang terpasang di penghantar), maka

karakteristik untuk proteksi penghantar yang dipilih adalah kurva yang

sama yaitu standard inverse (IEC) / normal inverse (ANSI/IEEE).

2. Ground Fault Relay (50N/51N)Prinsip kerja GFR sama dengan OCR yaitu berdasarkan pengukuran

arus, dimana relai akan bekerja apabila merasakan arus diatas nilai

settingnya.

GFR dirancang sebagai pengaman cadangan Trafo jika terjadi

gangguan hubung singkat fasa terhadap tanah, baik dalam trafo

(internal fault) maupun gangguan ekternal (external fault). Setting arus

GFR lebih kecil daripada OCR, karena nilai arus hubungsingkatnya pun

lebih kecil dari pada arus hubung singkat fasa-fasa.

Karateristik waktu kerja terdiri dari:

- Definite- Normal/Standar inverse- Very inverse- Long time inverse

Gambar 2-8. Kurva/Karakteristik Relai GFR

Relai ini digunakan untuk mendeteksi gangguan fasa–tanah, sehingga

karakteristik waktu yang dipilihpun cenderung lebih lambat daripada


PT PLN (Persero)


waktu OCR. Pada GFR setting highset diblok, kecuali untuk tahanan

500 Ω di sisi sekunder trafo.

3. Stand By Earth Fault (SBEF)Di Indonesia ada tiga jenis pentanahan netral yaitu dengan tahanan

rendah (12 Ω, 40 Ω), langsung (solid) dan pentanahan dengan tahanan

tinggi (500 Ω). Stand By Earth Fault adalah rele pengamanan untuk

sistem pentanahan dengan Neutral Grounding Resistance (NGR) pada

trafo.

Penyetelan relai SBEF ini mempertimbangkan faktor – faktor sebagai

berikut:

o Pola pentanahan netral trafo;

o Ketahanan termis tahanan netral trafo (NGR);

o Ketahanan shielding kabel disisi dipasang NGR (khususnya pada

sistem dengan netral yang ditanahkan langsung atau dengan NGR

tahanan rendah);

o Sensitifitas relai terhadap gangguan tanah;

o Pengaruh konfigurasi belitan traso (dilengkap dengan belitan delta

atau tidak).

Untuk pemilihan waktu dan karakteristik SBEF dengan memperhatikan

ketahanan termis NGR. Karena arus yang mengalir ke NGR sudah

dibatasi oleh resistansi terpasang pada NGR itu sendiri. Karena nilai

arus yang flat, maka pemilihan karakteristik waktu disarankan

menggunakan Definite atau Long Time Inverse.

a. Tahanan Rendah, NGR 12 Ohm, 1000 A, 10 detik

Jenis relai : relai gangguan tanah tak berarah (SBEF, 51NS)

Karakteristik : long time inverse

Setelan arus : (0.1 – 0.2) x In NGR

Setelan waktu : 50% x ketahanan termis NGR, pada If=1000 A

Setelan highset : tidak diaktifkan


PT PLN (Persero)


b. Tahanan Rendah, NGR 40 Ohm, 300 A, 10 detik

Jenis : relai gangguan tanah (SBEF, simbol 51NS)

Karakteristik : Long Time Inverse


Setelan waktu : 50 % x ketahanan termis NGR, pada

If=300 A

Setelan highset : tidak diaktifkan

c. Tahanan Tinggi, NGR 500 Ohm, 30 detik

Jenis : relai gangguan tanah tak berarah

Karakteristik : long time inverse (LTI)/ definite


Setelan waktu : 1. 8 detik (LTI) trip sisi incoming dan 10 detik

untuk sisi 150 KV pada If=25 A untuk NGR

yang mempunyai t = 30 detik;

2. Apabila belum ada relai dengan karakteristik

LTI maka menggunakan definite, t1=10 detik

(trip sisi 20 kV) dan t2 = 13 detik (trip sisi 150

kV).

4. Over/Under Voltage Relay (59/27)Over Voltage Relay (OVR) dan Under Voltage Relay (UVR) adalah relai

yang mengamankan peralatan instalasi dari pengaruh perubahan

tegangan lebih atau tegangan kurang. Peralatan instalasi mempunyai

nilai batas maksimum dan minimum dalam pengoperasiannya. Jika

melebihi nilai maksimum atau minimum batas kerja operasinya,

peralatan tersebut dapat rusak. Sehingga untuk mejaga peralatan dari

kerusakan akibat perubahan tegangan yang signifikan tersebut

dibutuhkan OVR dan UVR.

Prinsip dasar OVR dan UVR adalah bekerja apabila dia mencapai titik

setingannya. OVR akan bekerja jika tegangan naik, melebihi dari


PT PLN (Persero)


setingannya, sedangka UVR bekerja jika tegangan turun, kurang dari

nilai setingannya.

OVR diaplikasikan pada:1. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah (pergeseran titik netral)

pada jaringan yang disuplai dari trafo tenaga dimana titik netralnya

ditanahkan melalui tahanan tinggi/mengambang;

2. Sebagai pengaman gangguan fasa ke tanah stator generator

dimana titik netral generator ditanahkan lewat trafo distribusi;

3. Sebagai pengaman overspeed pada generator.

UVR diaplikasikan pada:1. Berfungsi mencegah strating motor bila suplai tegangan turun;

2. Pengamanan sistem dapat dikombinasikan dengan relai frekuensi

kurang.

Karakteristik waktu OVR/UVR adalah inverse:

Gambar 2-9. Karakteristik Waktu UVR adalah Inverse


PT PLN (Persero)


Gambar 2-10. karakteristik Waktu OVR adalah Inverse

Keterangan:t : waktuK : Kosntanta (5 atau 40)V : tegangan inputVs : tegangan setingTms : Time Multiple Setting

2.1.2 Proteksi Busbar/Diameter/Kopel

Peralatan proteksi busbar dirancang untuk mengamankan peralatan busbar

jika terjadi gangguan hubungsingkat pada busbar. Pada sistem gardu induk

yang menggunakan 3 (tiga) PMT atau 1,5 (satu setengah) PMT (one and a

half breaker), proteksi busbar disebut juga proteksi diameter. Gangguan

hubung singkat pada busbar umumnya jarang terjadi, namun jika terjadi

dampaknya sangat besar terhadap ketahanan peralatan instalasi dan dapat

menimbulkan masalah stabilitas transient, serta dapat menimbulkan

pemadaman yang meluas.

Oleh karena itu, fungsi proteksi busbar atau diameter, selain untuk

menghindari kerusakan peralatan instalasi, juga sangat diharapkan dapat


PT PLN (Persero)


menghindari pemadaman secara menyeruh dalam suatu gardu induk jika

terjadi gangguan hubung singkat di busbar.

Macam-macam proteksi busbar/diameter pada sistem tegangan tinggi/ekstra

tinggi, yaitu:

Relai Differential Busbar;

Relai Arus Sirkulasi (Circulating Current Protection – CCP);

Relai Kegagalan PMT ( Circuit Breaker Failure – CBF);

Relai Arus Jangkauan Pendek (Short Zone Protection – SZP);

Relai Arus Lebih Gangguan fasa-fasa (OCR);

Relai arus Lebih gangguan fasa-tanah (GFR).

2.1.2.1 Relai Differential Busbar

Mengingat besarnya dampak yang ditimbulkan akibat gangguan hubung

singkat di busbar, maka dirancang suatu proteksi yang selektif dan dapat

bekerja dengan cepat.

Keuntungan relai Differential busbar antara lain: Waktu pemutusan yang cepat (pada basic time);

Bekerja untuk gangguan di daerah proteksinya;

Tidak bekerja untuk gangguan di luar daerah proteksinya;

Selektif, hanya mentripkan pmt-pmt yang terhubung ke seksi yang

terganggu;

Imune terhadap malakerja, karena proteksi ini men-tripkan banyak PMT.

Kerugian relai Differential busbar antara lain: Pemasangannya lebih rumit harus mengontrol status PMT dan PMS;

Relatif lebih mahal dibandingan dengan relai arus lebih, karena

dibutuhkan CT pada setiap bay yang diproteksi.


PT PLN (Persero)


Gambar 2-11. Pola Proteksi Differensial Busbar pada Gardu Induk 150 kV

Konfigurasi pemutus yang digunakan pada gardu induk tegangan tinggi

yang menggunakan skema konfigurasi 1,5 (satu setengah) PMT (circuit

breaker and a half). Relai differential busbar (buspro) diterapkan di kedua

busbar dengan pola duplikasi (BBP-A1 & BBP-A2 dan BBP-B1 & BBP-B2).

Rangkaian yang paling sederhana untuk memberikan proteksi busbar

duplikasi adalah skema duplikasi menggunakan relai impedansi tinggi

seperti pada sistem proteksi sisi tegangan tinggi trafo tenaga.

Pemutusan diberikan berdasarkan susunan pemutusan dua dari dua (two-

out-of-two) untuk memenuhi persyaratan pengamanan sistem.

Sebuah skema tunggal berdasarkan prinsip differensial bias impedansi

rendah dapat digunakan pada skema proteksi busbar numerik. Skema ini

memiliki susunan integrasi penuh, serta tingkat keamanan dan kehandalan

diberikan oleh skema monitor internal (internal watchdog) sehingga tidak

diperlukan skema duplikasi penuh.

Jenis/pola proteksi busbar banyak ragamnya, tetapi yang akan di bahas

disini adalah proteksi busbar differensial dengan jenis low dan high

impedans.

1. Differential Jenis Low Impedance

Relai differensial bekerja berdasarkan hukum Kirchoff yaitu jumlah arus

yang melalui satu titik sama dengan nol. Pada relai differensial yang

dimaksud suatu titik adalah daerah yang diamankan (protected zones)

B

A 150KV

BBP-

1BBP-

2

CT1-1 CT1-2 CT1-3 CT1-4

CT2-1 CT2-2 CT2-3

OHL-1 OHL-2

TD-1 TD-2 TD-3

KOPEL


PT PLN (Persero)


yang dibatasi trafo arus yang tersambung ke relai differensial Pada

keadaan tanpa gangguan atau gangguan di luar daerah yang

diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan sama

dengan nol. Pada keadaan gangguan di dalam daerah yang

diamankan, jumlah arus yang melalui daerah yang diamankan tidak

sama dengan nol.

Relai differensial jenis low impedans merupakan relai differensial arus,

secara sederhana dapat digambarkan seperti Gambar 2-12.

Perbedaan (differensial) arus yang melalui daerah yang diamankan ini

akan melalui operating coil relai.

Gambar 2-12. Pola Proteksi Differensial Busbar Jenis Low Impedance

Secara umum relai differensial arus adalah:

Membandingkan besaran arus yang melalui suatu daerah yang

diamankan;

Relai ini harus bekerja jika gangguan di dalam daerah yang

diamankan dan harus stabil jika gangguan di luar daerah proteksi;

Merupakan suatu unit protection.

Pada saat terjadi gangguan diluar daerah pengamanannya (F1), arus

differensial yang masuk ke relai IR = 0, sebaliknya jika gangguan terjadi

didaerah pengamananya IR 0, sehingga relai akan bekerja.

IA

Protected

ZonesEnd A End B

IB

F1

IR1 = 0

F2


PT PLN (Persero)


Karakteristik kerja dari relai jenis low impedance ini adalah sebagai

berikut:

Daerah pengaman adalah di dalam daerah yang dilingkupi CT yang

tersambung ke relai differensial;

Bekerja seketika;

Tidak perlu dikoordinasikan dengan pengaman lain;

Merupakan pengaman utama dan tidak berlaku sebagai pengaman

cadangan.

a) b)

Gambar 2-13. a) Jenis Non Bias relai dan b) Jenis Bias Relai

Relai differensial jenis non bias menggunakan relai arus lebih sebagai

operating coil dan pada kondisi arus gangguan eksternal yang besar

sekali relai ini tidak stabil.

Hal ini disebabkan oleh:

Komponen dc arus gangguan tidak sama;

Kejenuhan setiap CT tidak sama;

Rasio setiap CT tidak tepat sama.

Relai differensial jenis bias memperbaiki kelemahan di atas dengan

prosentasi slope tertentu seperti pada Gambar 2-14 dibawah ini :

Gambar 2-14. Relai Differensial

OperateOperate

RestrainRestrain

I diff I diff

Trough current Trough current

IA

ProtectedZones

End A End B

IB

2.1.1.3 R2.1.1.2 B 2.1.1.1 B

B = bias/restrain coil


PT PLN (Persero)


Setelan arus kerja:

% min pick up =

Setelan Slope:

Berdasarkan persamaan diatas maka:

Arus minimum pick up : 30 – 40% In

Setelan slope : 30 – 50% dengan pertimbangan:

Kesalahan trafo arus CT : 10 %

Mismatch : 4 %

Arus eksitasi : 1 %

Faktor keamanan : 5 %

Cek Zone:

check zone berfungsi untuk memastikan bahwa gangguan merupakan

gangguan internal dan untuk mencegah maloperasi jika ada kelainan

pada proteksi busbar masing-masing zone, misalnya ada wiring yang

terbuka atau terhubung singkat.

Jika terjadi gangguan pada zone 1, maka jumlah arus dari masing-

masing CT a, b dan c tidak sama dengan nol, akibatnya ada arus yang

melalui relai R1. Hal ini juga dirasakan oleh relai R3 yang akan

menutup kontaknya untuk memberi tegangan positip, dan dengan

menutupnya kontak dari relai R1 maka sinyal trip akan dikirim ke pmt

yang dilingkupi CT a,b dan c. Dengan demikian zone 1 dapat diisolir

dari sistem. Jika ada rangkaian arus yang terbuka pada zone proteksi,

maka pada saat beban yang cukup besar atau pada saat ada

x100 %smallest current in operating coil to cause

operationrated current of the operating

coil

% slope = x 100 %current in operating coil to cause

operationcurrent in

restrainingIA – IB(IA + IB) / 2

X 100 %=


PT PLN (Persero)


gangguan eksternal, akan menyebabkan proteksi busbar pada zone

tersebut tidak stabil atau relai dari busbar tersebut akan menutup

kontaknya. Tetapi dengan adanya chek zone, relai tersebut tidak

mendapat tegangan positip sehingga mal operasi dapat dicegah.

2. Relai differensial busbar jenis high impedance.

Relai Differensial jenis High impedance menggunakan stabilising

resistor yang dipasang seri dengan relai differensial arusnya. Relai

disetting dengan memperhitungkan sensitivitas untuk gangguan internal

dan stabilitas untuk gangguan eksternal. Sensitivitas terhadap

gangguan internal ditentukan oleh besarnya setting arus relai.

Setelan arus ditentukan (20% – 30%) In CT.

Gambar 2-15. Relai Differensial Jenis High Impedance

Stabilitas untuk gangguan eksternal ditentukan oleh besarnya nilai

stabilising resistor yang dihitung berdasarkan drop tegangan pada

salah satu rangkaian CT (V) pada arus hubung singkat eksternal

maksimum (If) dengan salah satu CT jenuh. Besarnya tegangan pada

terminal stabilising resistor dan relai (VR) harus diset lebih besar dari

drop tegangan tersebut, sehingga pada kondisi terburuk ini relai masih

stabil.

Setelan tegangan harus lebih besar dari tegangan pada terminal

stabilising resistor.

Dimana, V = tegangan jatuh pada terminal stabilising resistor

k = Faktor keamanan (antara 1.5 – 2.0)

Vset > k x V

Vset > k x If (RL2 + Rct2 )

R

RstabRct1 RL1 RL2 Rct2

CT2

CT1 V

If

If

Ekivalensi CTjenuh

IF


PT PLN (Persero)


Karena relai diset pada arus hubung singkat tertentu, jika suatu saat

arus hubung singkat tersebut bertambah besar dan salah satu relai

jenuh maka relai tersebut menjadi tidak stabil untuk gangguan

eksternal, tetapi akan tetap stabil jika tidak ada CT yang jenuh.

Dari uraian di atas dapat dikatakan relai differential high impedance

memiliki stabilitas yang lebih baik untuk gangguan eksternal khususnya

jika terjadi kejenuhan dari salah satu CT.

Tidak seperti relai differensial low impedance yang memiliki

bias/restraint yang dapat menetralisir akibat perbedaan rasio (delta

rasio kecil) pada gangguan eksternal, relai high impedance tidak

memiliki kemampuan ini sehingga disyaratkan CT yang digunakan

memiliki rasio yang sama.

Secara keseluruhan kebutuhan yang harus dipenuhi untuk relai

differensial high impedance ini adalah (pertimbangan dalam

menentukan setelan):

rasio CT sama;

resistansi CT rendah;

knee voltage CT tinggi;

burden wiring CT rendah;

CT jenis low reactance.

Dari uraian di atas jika CT terpasang tidak sama dan rasio disamakan

dengan penambahan ACT maka harus dipenuhi persyaratan di atas,

tetapi sulit dipenuhi ACT dengan kebutuhan di atas, sehingga

pemakaian ACT tidak direkomendasikan untuk relai diffrensial

jenis high impedance.

2.1.2.2 Relai Arus Sirkulasi (Circulating Current Protection/87)

Pada gardu induk dengan konfigurasi diameter, filosofi zone proteksi harus

tercover oleh relai proteksi utama, seperti yang ditunjukan Gambar 2-16,

dimana konfigurasi diameter A yang digunakan saluran penghantar dan

rangkaian diameter-B digunakan bay trafo interbus.

Masing-masing busbar diproteksi oleh proteksi busbar (BBPa dan BBPb),


PT PLN (Persero)


zona proteksi penghantar diproteksi oleh Distance relai (LP), dan zona

proteksi Trafo interbus diproteksi oleh Differential Trafo Interbus (87T).

Untuk mengcover zona proteksi antara proteksi Penghantar dengan Trafo

Interbus harus diproteksi dengan proteksi arus sirkulasi (CCP/Circulating

Current Protection) yang saling berpotongan (overlap) dengan proteksi CT

(LP = proteksi penghantar, 87T = proteksi differensial trafo) pada masing-

masing rangkaian.

Gambar 2-16. Skema Proteksi

2.1.2.3 Proteksi Kegagalan PMT (Breaker Fail-CBF)

Sistem proteksi kegagalan pemutus (CBF) bekerja pada saat relai lokal

memberikan perintah pemutusan (trip), tetapi pemutus (PMT) gagal

membuka untuk memutuskan arus gangguan. Pola proteksi kegagalan

pemutus (CBF) dirancang sederhana terdiri dari detektor gangguan, indikasi

status pemutus, dan relai waktu yang akan bekerja ketika relai proteksi

saluran memberikan perintah pemutusan. Setelah waktu tunda tertentu

(umumnya 10 s.d. 20 siklus), proteksi CBF akan memberikan perintah trip

kepada semua pemutus terkait .

Jika sistem CBF ini sering bekerja, detektor gangguan lebih baik disetel

diatas arus pembebanan maksimum dan dibawah arus gangguan minimum

di saluran transmisi tersebut. Jika detektor gangguan diaktifkan hanya pada

saat skema kegagalan pemutus aktif, setelan nilai kerja bisa disetel dibawah

arus pembebanan maksimum.

BBP

LP

87T

CCPb

CCPa


PT PLN (Persero)


Gambar 2-17. Diagram Logic CBF

Prinsip kerja berdasarkan diagram logic diatas sebagai berikut:

Proteksi kegagalan pemutus (CBF) mulai bekerja apabila ada signal trip

internal proteksi ”TRIP” (buspro) atau dari signal trip ekternal ”BF-EXT”

(proteksi penghantar) melalui switch ’ON” dan dikontrol oleh elemen arus

lebih (OCBF).

Jika elemen arus lebih bekerja terus menerus sampai batas setting waktu

TBF-2, maka keluaran trip dari relai akan memerintah PMT-PMT

pengapitnya (BF-TRIP). Juga elemen arus yang terus menerus dapat

mengerjakan TBF1 dan mengirim signal RE-TRIP ke PMT yang

bersangkutan. Pengiriman signal RE-TRIP ada 2 (dua) jalur melalui kontrol

waktu kerja OCR ”TOC” atau melalui switch ”T”, kedua-duanya dapat dipilih

melalui switch ”BF1”.

Jika pembukaan PMT yang bersangkutan normal, maka elemen arus akan

menganulir perintah CBF, sehingga CBF akan segera reset. Dan apabila

signal Re-trip dari TBF1 berhasil mentrip PMT yang bersangkutan, maka

elemen arus OCBF akan segera reset, dan CBF akan reset sehingga

perintah trip ke PMT-PMT pengapit juga akan dianulir. Untuk memdapatkan

urutan kerja yang sesuai, perlu diperhatikan penyetelan TBF1 dan TBF2.

Proteksi kegagalan pemutus (CBF) harus diterapkan pada semua pemutus

500 kV, 275 kV dan 150 kV. Penggunaan skema proteksi arus dengan

pemilihan waktu pada masing-masing pemutus lebih disarankan dari pada


PT PLN (Persero)


skema yang terintegrasi secara terpusat. Gangguan pada salah satu

elemen pada skema ini tidak akan terlalu banyak mempengaruhi elemen

yang lain. Sinyal trip (tripping signal) dapat diulang (routed) pada proteksi

busbar sehingga mengurangi biaya tambahan pada rangkaian logika

pemutusan.

Sama halnya seperti proteksi busbar, apabila sistem proteksi menggunakan

jenis numerik, skema yang digunakan biasanya juga termasuk fasilitas

untuk proteksi kegagalan pemutus (CBF).

2.1.2.4 Proteksi Zone Pendek ( Short Zone Protection–SZP )

Untuk peralatan membuka terminal, CT akan diletakkan pada salah satu sisi

pemutus. Dalam hal ini, skema CBF harus memasukkan proteksi zona

pendek (short-zone protection). Penggunaan skema ini mirip dengan

proteksi kegagalan pemutus konvensional namun sinyal inisiasi (initiating

signal) berasal dari pembukaan pemutus yang terkait dan kelanjutan aliran

arus gangguan (continuation of fault current flow).

Jika arus gangguan mengalir terus-menerus setelah output perintah trip

dari relai, maka kondisi ini dianggap juga sebagai kegagalan PMT (breaker

failure), oleh karena itu elemen arus lebih perlu dilengkapi untuk masing-

masing fasa. Untuk kebutuhan kecepatan tinggi, maka dibutuhkan

spesifikasi relai arus lebih jenis high speed overcurrent yang mempunyai

kemampuan reset sangat cepat.

Gambar 2-18. Zona Proteksi SZP

BBP

LP

87T

CCPb

CCPa SZP


PT PLN (Persero)


Gambar 2-19. Diagram Urutan Kerja

2.1.2.5 Relai Proteksi Kopel

Pada instalasi gardu induk yang mempunyai dua busbar biasanya

dilengkapi fasilitas bay kopel (bus coupler) untuk kemudahan atau

fleksibilitas operasi saat pengaturan beban. Sistem proteksi kopel umumnya

dipasang relai differensial busbar sebagai pengaman utama dan OCR/GF

untuk pengaman cadangan. Prinsip kerja dan zona pengaman differential

busbar dan OCR/GF telah dijelaskan di atas, sedangkan OCR.

2.2 POLA PROTEKSI PENGHANTAR

2.2.1 Pola Proteksi Saluran Udara Tegangan Tinggi (SUTT)

Sistem pengaman suatu peralatan karena berbagai macam faktor dapat

mengalami kegagalan operasi (gagal operasi). Berdasarkan hal-hal tersebut

maka suatu sistem proteksi dapat dibagi dalam dua kelompok, yaitu:

Pengaman Utama

merupakan sistem proteksi yang diharapkan segera bekerja jika terjadi

kondisi abnormal atau gangguan pada daerah pengamanannya

Pengaman Cadangan

diperlukan apabila pengaman utama tidak dapat bekerja atau terjadi

gangguan pada sistem pengaman utama itu sendiri.

Pada dasarnya sistem proteksi cadangan terbagi menjadi 2 (dua) kategori,

yaitu:


PT PLN (Persero)


Sistem proteksi cadangan lokal (local back up protection system)

Pengaman cadangan lokal adalah pengamanan yang dicadangkan

bekerja bilamana pengaman utama yang sama gagal bekerja.

Contohnya: penggunaan OCR atau GFR.

Sistem proteksi jarak jauh (remote back up protection system)

Pengaman cadangan jarak jauh adalah pengamanan yang dicadangkan

bekerja bilamana pengaman utama di tempat lain gagal bekerja.

Pengaman cadangan lokal dan jarak jauh diusahakan koordinasi waktunya

dengan pengaman utama di tempat berikutnya. Koordinasi waktu dibuat

sedemikian hingga pengaman cadangan dari jauh bekerja lebih dahulu dari

pengaman cadangan lokal. Hal ini berarti bahwa kemungkinan sekali bahwa

pengaman cadangan dari jauh akan bekerja lebih efektif dari pengaman

cadangan lokal.

Dengan penjelasan di atas berarti bahwa waktu penundaan bagi pengaman

cadangan lokal cukup lama sehingga mungkin sekali mengorbankan

kemantapan sistem demi keselamatan peralatan.

Dengan demikian berarti pula bahwa pengaman cadangan lokal hanya

sekedar pengaman cadangan terakhir demi keselamatan peralatan.

Waktu Pemutusan Pengaman SUTT

Untuk memperoleh waktu clearing time yang cepat maka pemakaian relai

jarak sebagai pengaman utama SUTT pada sistem 70 dan 150 kV harus

dilengkapi dengan teleproteksi. Pada dasarnya pemilihan pola pengaman

dengan pilot dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan sistem yaitu jika

terjadi gangguan diluar zone-1nya tetapi berada pada saluran yang

diamankan maka relai jarak yang menggunakan teleproteksi akan bekerja

lebih cepat dibandingkan relai jarak tanpa teleproteksi.

Sistem proteksi SUTT yang akan dibahas disini adalah SUTT 150 kV dan 70

kV, dimana waktu pembebasan gangguan pada sistem 150 kV harus lebih

singkat daripada sistem 70 kV akibat dari arus gangguan yang lebih besar

pada sistem 150 kV tersebut. Bilamana pada sistem 70 kV waktu dasarnya

150 ms, maka pada sistem 150 kV direkomendasikan 120 ms untuk gangguan


PT PLN (Persero)


yang terjadi pada zone yang diamankannya. Rekomendasi ini hanya berlaku

pada SUTT yang menggunakan relai jarak yang dilengkapi teleproteksi.

Adapun pembagian clearing time gangguan tersebut dapat dilihat pada Tabel

2-3, dibawah ini:

Tabel 2-3. Pembagian Clearing Time Gangguan

No. Uraian Pembagian Waktu Sistem 150 kV(milli sec)

Sistem 70 kV(milli sec)

1. Penjatuhan Relai

Sinyal Pembawa

(PLC/FO)

Relai

20

40

20

70

2. Pembukaan PMT 60 60

TOTAL 120 150

2.2.1.1 SUTT 70 kV

Pada sistem 70 kV terdapat 2 (dua) macam pentanahan netral sistem, yaitu:

a. Pentanahan netral dengan tahanan rendah atau solid grounded,

misalnya terdapat di wilayah Jawa Barat, Jakarta Raya, Bengkulu, dan

Sulawesi utara.

b. Pentanahan netral dengan tahanan tinggi, misalnya terdapat di wilayah

Jawa Timur dan Palembang.

Pada sistem dengan tahanan rendah, relai jarak dapat dipakai sekaligus

untuk gangguan fasa maupun gangguan tanah, tetapi pada sistem dengan

tahanan tinggi dimana arus gangguannya kecil yang menyebabkan relai

jarak tidak bekerja, sehingga harus dipasang relai gangguan tanah

tersendiri. Untuk gangguan tanah pada sistem dengan tahanan tinggi

dipakai dua jenis pengaman, yaitu:

a. Relai tanah selektif (selection ground relay)

b. Relai tanah terarah (directional ground relay)

yang akan bekerja sebagai pengaman utama (main protection) dan

pengaman cadangan (back-up protection) secara timbal balik antara


PT PLN (Persero)


keduanya sesuai dengan jenis dan keadaan serta macam (tempat)

gangguan.

Seperti halnya pada pengaman utama maka pada pengaman cadangan

inipun sistem dengan tahanan rendah dan sistem dengan tahanan tinggi

mempunyai pengaman gangguan fasa yang sama, tetapi mempunyai

pengaman gangguan tanah yang berbeda.

Untuk pengaman gangguan fasa sebaiknya dipilih relai arus lebih waktu

terbalik (invers time overcurrent), tak terarah (non-directional) karena relai

ini sederhana dan murah tetapi dianggap cukup mampu bekerja sesuai

dengan fungsinya. Sebaliknya, untuk pengaman gangguan tanah diperlukan

relai arus lebih terarah, waktu-terbalik atau waktu tertentu (definite time)

tergantung pentanahan netralnya.

Pada sistem dengan tahanan rendah dipilih relai waktu terbalik bilamana

arus gangguan akan sangat berbeda pada pelbagai tempat atau relai waktu

tertentu,bilamana arus gangguan dimana-mana hampir sama. Sedang pada

sistem dengan tahanan tinggi dipilih relai waktu tertentu karena arus

gangguan yang kecil dimana-mana.

Pentanahan netral dengan tahanan rendah/solid groundedSesuai SPLN No. 52-1 tahun 1984 bagian A tentang pola pengaman

sistem 66 kV bahwa pentanahan sistem 70 kV untuk Jawa Barat dan

Jakarta Raya menggunakan pentanahan rendah untuk netral sistemnya,

sehingga pola pengaman untuk sistem 70 kV adalah sebagai berikut:

1. Pengaman Utamaa) Gangguan fasa-fasa

b) Gangguan fasa-netral

:

:

Relai Jarak

Relai Jarak

2. Pengaman Cadangana) Gangguan fasa-fasa


:

:

Relai arus lebih waktu terbalik (tak

terarah)

Relai arus lebih waktu terarah, waktu

tertentu atau waktu terbalik


PT PLN (Persero)


Dengan waktu pembebasan gangguan:

1. Pengaman Utama : Waktu dasar maksimum 150 ms

Dengan penundaan waktu maks. 600 ms

2. Pengaman Cadangana) Jarak Jauh

b) Lokal

:

:

Dengan penundaan waktu maks. 600 ms

Dengan penundaan waktu 1000 second

untuk gangguan di bus.

Untuk saluran yang pendek (misalnya kira-kira 20 km) dimana relai tidak

dapat lagi melihat gangguan, terutama karena adanya.

tahanan gangguan (Rf), seharusnya relai jarak dilengkapi dengan pola

pilot (pengoperasian teleproteksi), sebaiknya pola blocking.

Idealnya penggunaan relai jarak yang dilengkapi sistem teleproteksi

digunakan untuk seluruh saluran udara tegangan tinggi. Namun atas

pertimbangan biaya dan tingkat keadalan sistem maka tidak seluruh

jaringan harus dipasang. Adapun prioritas bagi pemasangan sistem

teleproteksi bagi sistem 70 kV, adalah penghantar 70 kV yang

merupakan pasokan langsung dari sistem 150 kV melalui IBT 150/70 kV.

Pentanahan netral dengan tahanan tinggiSedangkan untuk daerah yang menggunakan tahanan tinggi untuk

sistem pentanahannya, sesuai SPLN No. 51-1 tahun 1984 bagian A,

adalah sebagai berikut:



:

:

Relai Jarak

1. Relai tanah selektif

2. Relai tanah terarah



:

:


terarah)

Relai arus lebih waktu terarah, waktu

tertentu atau waktu terbalik.


PT PLN (Persero)


Beberapa kasus khusus perlu diberikan pengarahan sebagai berikut:

Untuk saluran yang pendek ditetapkan sebagai berikut:

a. Sistem dengan tahanan rendah/solid grounded

Relai jarak dengan pola blocking, atau

Relai differensial kawat-pilot

Keduanya sebagai pengaman gangguan fasa maupun gangguan

fasa maupun gangguan tanah.

b. Sistem dengan tahanan tinggi

Relai jarak dengan pola blocking, atau

Relai differensial kawat-pilot

Relai fasa selektif

Ketiganya sebagai pengaman gangguan fasa, sedang sebagai

pengaman gangguan tanah seperti pada tabel diatas.

2.2.1.2 SUTT 150 kV

Berbeda dengan sistem transmisi 70 kV dimana terdapat 2 (dua) macam

pentanahan netral sistem, pada sistem transmisi 150 kV ini terdapat hanya

satu macam pentanahan netral sistem yaitu pentanahan efektif. Berbeda

dengan SUTT 70 kV, penggunaan rele jarak sebagai pengaman utama yang

dilengkapi teleproteksi menjadi suatu keharusan, khususnya bagi:

1) Penghantar yang dioperasikan looping dengan sistem 150 kV lainnya

2) Penghantar kV yang radial double circuit.

Untuk penghantar dengan katagori saluran pendek, rele pengaman

direkomendasikan menggunakan prinsip differensial:

a) Current Differential

b) Current Comparison

c) Phase Differential

Ada 2 (dua) macam pola pengaman dengan pilot yang telah dan akan

diterapkan pada SUTT 150 kV PLN P3B, yaitu:

1) Permissive Transfer Trip Scheme

a) Permissive Underreach Transfer Trip (PUTT)

b) Permissive Overreach Transfer Trip (POTT )


PT PLN (Persero)


2) Blocking SchemeTabel 2-4. Blocking Scheme Pola Pengaman SUTT 150 kV

Pengaman Utamaa) Gangguan fasa-fasa


:

:

Relai Jarak yang dilengkapi sistem

teleproteksi

Relai Jarak yang dilengkapi sistem

teleproteksi

Pengaman Cadangana) Gangguan fasa-fasa


:

:


terarah)


terarah)

2.2.2 Pola Proteksi Saluran Kabel Tegangan Tinggi (SKTT)

SKTT 70 kV dan 150 kV

Pemakaian kabel tanah dapat dinyatakan sebagai standar yang berlaku

umum di dalam kota. Untuk saluran yang pendek sebaiknya digunakan relai

differential pilot, karena menggunakan kabel pilot sebagai media sinyal.

Relai differensial pilot saat ini paling banyak dipakai dan dianggap tepat

sebagai pengaman utama, baik bagi sistem dengan tahanan rendah maupun

bagi sistem dengan tahanan pentanahan tinggi.

Tabel 2-5. Pola Pengaman Transmisi 70 kV Saluran Kabel Tanah

Pola Pengaman Sistem

Sirkit Pentanahan Pengaman Utama Pengaman Cadangan

Netral Sistem Gangguan

Fasa

Gangguan

Tanah

Gangguan antar

fasa atau 3-fasa

Gangguan

1-fasa ke

tanah

(1) Saluran sirkit ganda paralel, dua sumber

A. Rendah Relai arus lebih

waktu terbalik

Relai arus lebih

waktu terbalik

(2) Saluran yang sama (1) dengan beberapa sumber, merupakan jaringan, terbuka atau tertutup

Tahanan B. Tinggi Relai

Differential

Relai

Differential

Relai arus lebih

waktu terbalik

Relai daya

urutan nol


PT PLN (Persero)


Di samping pengaman utama perlu pula ditetapkan pengaman cadangan dan

dalam hal ini merupakan pengaman cadangan lokal. Pengaman cadangan

lokal ini harus dipilih pengaman yang mempunyai keadalan yang tinggi demi

untuk penyelamatan kabel tanah sewaktu terjadi gangguan.

Untuk pengaman cadangan ini harus dibedakan 2 macam pengaman, yaitu:

1) Pengaman gangguan antar fasa atau tiga fasa;

2) Pengaman gangguan satu fasa ke tanah.

Adapun Pola Pengaman Sistem Transmisi 70 kV Saluran Kabel Tanah, sesuai

SPLN No. 52-1 tahun 1984 bagian A, adalah sebagai berikut:

Untuk gangguan antar dan tiga fasa, yang arus gangguannya besar sebaiknya

dipakai relai arus lebih waktu terbalik, sedang untuk gangguan satu-fasa ke

tanah, yang arus gangguannya kecil, sebaliknya dipakai relai arus lebih waktu

terbalik, atau relai daya urutan nol, yang lebih peka dari relai arus lebih waktu

terbalik. Dengan demikian untuk gangguan satu fasa ke tanah, relai arus lebih

waktu terbalik dipakai pada sistem dengan tahanan rendah, sedang relai daya

nol dipakai pada sistem dengan tahanan tinggi.

Oleh karena sistem pentanahan netral di 150 kV ini hanya menggunakan

pentanahan efektif maka pola pengaman untuk SKTT 150 kV-nya hanya

mengguanakan satu pola, yaitu relai differensial longitudinal sebagai

pengaman utama untuk gangguan fasa-fasa dan fasa tanah. Sedangkan

sebagai pengaman cadangan lokalnya menggunakan relai aruslebih waktu

terbalik.Tabel 2-6. Pola Pengaman Transmisi 150 kV Saluran Kabel Tanah

Pola Pengaman Sistem

Sirkit Pentanahan Pengaman Utama Pengaman Cadangan

Netral

Sistem

Gangguan

Fasa

Gangguan

Tanah

Gangguan antar

fasa atau 3-fasa

Gangguan

1-fasa ketanah

1) Saluran sirkit ganda paralel, dua sumber

2) Saluran yg sama 1) dgn beberapa sumber, merupa kan jaringan, terbuka atau tertutupEffektif Relai

DifferentialRelai

DifferentialRelai arus lebihwaktu terbalik

Relai arus lebihwaktu terbalik


PT PLN (Persero)


2.2.3 Pola Proteksi Saluran Campuran

Untuk kasus khusus dimana saluran tersebut merupakan saluran campuran

antara adengan kabel tanah, maka digunakan pola pengaman sebagai

berikut:

a) Pada saluran campuran dimana saluran kabel tanah lebih dominan dari

saluran udara maka dipakai pola pengaman seperti diketahui saluran

yang dominan

b) Tabel 2-7;

c) Pada saluran yang bercampur sehingga sulit ditetapkan saluran mana

(udara atau kabel tanah) yang dominan, ditetapkan berdasarkan

perhitungan-perhitungan sesuai dengan keadaan sirkit tersebut, sehingga

dapat diketahui saluran yang dominan

Tabel 2-7. Pola Pengaman Saluran Campuran dengan Saluran Kabel Dominan



:

:

Relai diferential

Relai diferential



:

:

Relai arus lebih waktu terbalik

Relai arus lebih waktu terbalik

2.2.4 Prinsip Kerja Relai Proteksi

2.2.4.1 Relai Jarak (Distance relay)

Distance relay pada penghantar prinsip kerjanya berdasarkan pengukuran

impedansi penghantar. Impedansi penghantar yang dirasakan oleh relai

adalah hasil bagi tegangan dengan arus dari sebuah sirkit. Relai ini

mempunyai ketergantungan terhadap besarnya SIR dan keterbatasan

sensitivitas untuk gangguan satu fasa ke tanah.

Distance relay mempunyai beberapa karaktristik seperti mho, quadrilateral,

reaktanse, adaptive mho dan lain-lain. Sebagai unit proteksi relai ini


PT PLN (Persero)


dilengkapi dengan pola teleproteksi seperti PUTT, POTT dan Blocking. Jika

tidak terdapat teleproteksi maka relai ini berupa step distance saja (basic).

Distance relay pada jangkauan zone-1 berfungsi sebagai pengaman utama,

sedangkan untuk jangkauan Zone-2, Zone-3, Zone-3 reverse berfungsi

sebagai proteksi cadangan jauh (remote back up) untuk penghantar didepan

maupun belakangnya. Untuk mencegah terjadinya mencegah malakerja

relai akibat ayunan daya (power swing), biasanya Relai ini dilengkapi

dengan elemen power swing blocking.

Gambar 2-20. Contoh Jangkauan Distance Relay Penghantar 150 kV PLTASingkarak – Lubuk Alung – PIP – Pauh Limo

Jenis karakteristik Distance relayKarakteristik relai jarak merupakan penerapan langsung dari prinsip dasar

relai jarak, karakteristik ini biasa digambarkan didalam diagram R-X.

1. Karakteristik Impedansi

Ciri-cirinya:

Merupakan lingkaran dengan titik pusatnya ditengah-tengah,

sehingga mempunyai sifat non directional. Untuk diaplikasikan

sebagai pengaman SUTT perlu ditambahkan relai directional;

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1

22.0

00

2.0

TAx

TBx

TCx

Zmax0 x

ZL1 = 14.8

Ω ZL5=2.99

Ω

LBALG

ZL4=10.04 ΩPLTA

SKRAK

ZL6= 28.7 Ω

OMBILIN

PIP PLIMO


PT PLN (Persero)


Mempunyai keterbatasan mengantisipasi gangguan tanah high

resistance;

Karakteristik impedan sensitive oleh perubahan beban, terutama

untuk SUTT yang panjang sehingga jangkauan lingkaran impedansi

dekat dengan daerah beban.

Gambar 2-21. Karakteristik Impedansi

2. Karakteristik Mho

Ciri-ciri:

Titik pusatnya bergeser sehingga mempunyai sifat directional;

Mempunyai keterbatasan untuk mengantisipasi gangguan tanah

high resistance;

Untuk SUTT yang panjang dipilih Zone-3 dengan karakteristik Mho

lensa geser.

Gambar 2-22. Karakteristik Mho Z1, Z2 Partial Cross-polarise,Z3 Lensa Geser

R

XZL

Z1 Z2Z3

R

XZL

Z1 Z2Z3

Directional


PT PLN (Persero)


3. Karakteristik Reaktance

Ciri-ciri:

Karateristik reaktance mempunyai sifat non directional. Untuk

aplikasi di SUTT perlu ditambah relai directional;

Dengan seting jangkauan resistif cukup besar maka relai reactance

dapat mengantisipasi gangguan tanah dengan tahanan tinggi.

Gambar 2-23. Karakteristik Reaktance dengan Starting Mho

4. Karakteristik Quadrilateral

Ciri-ciri:

Karateristik quadrilateral merupakan kombinasi dari 3 (tiga) macam

komponen yaitu: reactance, berarah dan resistif;

Dengan seting jangkauan resistif cukup besar, maka karakteristik

relai quadrilateral dapat mengantisipasi gangguan tanah dengan

tahanan tinggi;

Umumnya kecepatan relai lebih lambat dari jenis mho.

Gambar 2-24. Karakteristik Quadrilateral

Z3

Z2

Z1

X

R

ZL

R

ZL

X

Z3

Z2

Z1


PT PLN (Persero)


2.2.4.2 Relai Differensial Penghantar

Untuk penghantar pendek selektifitas sulit dicapai apabila menggunakan

relai jenis impedansi, maka sebagai solusi dipilih relai jenis differensial.

Relai ini mempunyai kelebihan dibandingkan dengan relai impedansi, antara

lain:

tidak terpengaruh oleh power swing (ayunan daya) dan SIR;

sensistif terhadap gangguan dengan tahanan tinggi.

Macam-macam Relai Differensial Penghantar, yaitu:

1. Relai Differensial Arus

Prinsip kerja Relai differensial arus penghantar adalah membandingkan

besaran arus di kedua ujung penghantar melalui saluran telekomunikasi

fiber optic. Relai ini sangat tergantung dengan saluran komunikasi.

Gambar 2-25. Typikal Relai Differensial Arus

Pada kondisi normal (tidak ada gangguan) atau ada gangguan diluar

daerah proteksinya (eksternal ), maka IA +IB = 0 sehingga relai tidak

bekerja;

Sebaliknya, pada kondisi gangguan internal, IA +IB 0 (= IF),

sehingga relay akan bekerja dikedua sisi GI. A & GI.B.

2. Relai Differensial Pilot

Pada dasarnya relai differensial pilot adalah relai differensial penghantar

yang menggunakan kabel pilot dengan prinsip kerja circulating current

atau balanced voltage seperti pada Gambar 2-26 dan Gambar 2-27.

IF IBIA

Relay A

GI- A GI-B

Relay B


PT PLN (Persero)


Relai ini dilengkapi dengan Direct Transfer Trip (DTT) ke Relai

pasangannya.

OP OP

B B

Circulating Current

I

I

V V

Gambar 2-26. Relai Differensial Pilot Jenis Arus

OP OP

B B

Balanced Voltage

vv

Gambar 2-27. Relai Differensial Pilot Jenis Tegangan

3. Relai Perbandingan Sudut Fasa (Phase comparison Relay)

Prinsip kerja relai ini adalah membandingkan sudut fasa antara arus

yang masuk dengan arus yang keluar daerah yang diproteksi, seperti

yang diperlihatkan pada Gambar 2-28.

Pada kondisi tidak ada gangguan atau ada gangguan diluar daerah

pengamanannya (eksternal), output dari comparator memberikan nilai 0,

sehingga relay tidak bekerja. Sebaliknya pada kondisi gangguan

internal, output dari comparator memberikan nilai 1, sehingga relay

bekerja.


PT PLN (Persero)


Gambar 2-28. Tipikal Relai Perbandingan Sudut Fasa

Pada penghantar yang panjang dimana beda tegangan terminal

cenderung tidak sama, maka pola proteksi jenis ini kurang selektif,

sehingga tidak direkomendasikan dipakai untuk memproteksi

penghantar yang panjang.

4. Directional Selective Relay

Pada penghantar 70 kV yang menggunakan sistem pentanahan titik

netral dengan tahanan tinggi (high resistance) 100 – 200 Ω, arus hubung

singkat satu fasa ketanah sangat kecil, seperti sistem 70 kV di Jawa

Timur (200 Ω) dan sistem 70 kV Palembang (133 Ω).

Sehingga penggunaan distance relay tidak efektif, dan jika

menggunakan current differential juga tidak efisien (mahal) karena perlu

jaringan komunikasi. Oleh karena itu pada pola proteksi yang digunakan

pada penghantar 70 kV high resistance adalah dengan Selective relai.

a. Fasa arus di A

b. Logic fasa arus di

A

c. Fasa arus di B

d. Logic fasa arus di

BOutput comparator di A:

e = b + d

Output discriminatorStability setting

a) Gangguan eksternal b) Gangguan internal

A B A B


PT PLN (Persero)


Persyaratan selective relai yaitu:

Pola operasi penghantar harus sirkit ganda (double circuit)

Proteksi sirkit 1 & 2 di satu GI harus sama

Penggunakan directional relay untuk OCR /GFR

Prinsip kerja dari Selective relai:1. Selective directional relai bekerja berdasarkan perbedaan arus yang

mengalir melalui kedua penghantar pada saat terjadi gangguan.

Besar selisih arus gangguan tersebut akan dirasakan oleh relai dan

dengan inputan tegangan relai dapat membedakan lokasi gangguan

pada penghantar 1 atau penghantar 2;

2. Selective directional relai tidak boleh bekerja ketika penghantar

beroperasi satu sirkit dan harus ter-blok ketika salah satu penghantar

trip karena gangguan.

Gambar 2-29. Diagram Pola Directional Selective Relay

BUS 70 KV

50S1

50SA

50S2

50SG1

50SG2

4

3

3

4

4

4

4

3

3

3

2

2

2

2

1

1

1

1

a

a

f

f

INPUT VOLTAGE

Open delta

LINE 1 LINE 1

INPUT VOLTAGE

Phase to phase

INPUT VOLTAGE

Phase to phase

INPUT VOLTAGE

Open delta


PT PLN (Persero)


2.3 PERALATAN BANTU PROTEKSI

2.3.1 Synchro check

Relai Synchrocheck adalah suata peralatan kontrol yang berfungsi untuk

mengetahui kondisi sinkron antara dua sisi atau subsistem yang diukur.

Besaran yang diukur oleh alat ini adalah perbedaan sudut fasa, tegangan dan

frekuensi.

Beda sudut fasa (Δf)

Sudut fasa untuk mengetahui perbedaan sudut fasa urutan tegangan

antara kedua sisi yang diukur, biasanya besarnya setting sudut fasa

tergantung kekuatan sistem saat itu. Untuk sekuriti sistem setting sudut

fasa dipilih disesuaikan dengan kekuatan sistem dengan batas maksimum

adalah sekitar 20°.

Beda tegangan (ΔV)

Adalah beda tegangan antara diantara kedua subsistem misalkan antara

tegangan bus/common (U1) dengan running/incoming (U2). Untuk

mencegah terjadinya asinkron saat penutupan PMT perlu diperhatikan

perbedaan kedua sisi tegangan tidak boleh lebih besar dari setting beda

tegangan. Setting perbedaan tegangan maksimal 10%Vn.

Beda frekuensi (ΔF)

Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara kedua

subsistem yang akan dihubungkan fungsinya untuk mencegah penutupan

PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi lebih besar dari setting.

Perbedaan frekuensi maksimal disetting 0.11 Hz.

Faktor utama yang menjadi pertimbangan dalam setelan synchro check

adalah perbedaan frekuensi (slip), sehingga perlu dihitung secara akurat.

Perbedaan frekuensi ditentukan melalui persamaan df = Ø /(t x180°),

dimana Ø dalam derajat dan t dalam detik.

Waktu tunda


PT PLN (Persero)


Beda frekuensi adalah untuk mengetahui slip frekuensi antara kedua

subsistem yang akan dihubungkan fungsinya untuk mencegah penutupan

PMT jika perbedaan kedua sisi frekuensi.

2.3.2 Penutup Balik Otomatis (Autoreclose)

Saluran udara tegangan tinggi (SUTT) merupakan salah satu bagian sistem

yang paling sering mengalami gangguan, sebagian besar dari penyebab

gangguan tersebut bersifat temporer yang akan segera hilang setelah

Pemutus Tenaga (PMT) trip. Agar kesinambungan pasokan tenaga listrik tetap

terjaga serta batas stabilitas tetap terpelihara maka PMT dicoba masuk

kembali sesaat setelah kejadian trip diatas (reclose).

Untuk mengurangi dampak gangguan yang bersifat temporer terhadap

keandalan pasokan tenaga listrik, maka pada SUTT dipasang penutup balik

otomatis (autorecloser).

2.3.2.1 Klasifikasi Pola Autoreclose:

1. berdasarkan waktu kerjanya

a. Cepat (highspeed)

Highspeed adalah penutup balik otomatis dengan waktu tunda < 1

detik.

Autoreclose cepat untuk 1 (satu) fasa, 3 (tiga) fasa dan 1+3 (satu atau

tiga) fasa;

b. Lambat (delayed)

Lowspeed adalah penutup balik otomatis dengan waktu tunda > 1

detik. Autoreclose lambat untuk 3 (tiga) fasa.

2. berdasarkan jumlah fasa yang trip

a. Satu Fasa (Single Phase)

b. Tiga Fasa (Three Phase)

3. berdasarkan jumlah penutupan balik

a. penutupan balik satu kali (single shot)

b. penutupan balik beberapa kali (multiple shot).


PT PLN (Persero)


Untuk proteksi saluran transmisi autoreclose hanya dioperasikan

single shot dengan mempertimbangkan dampak gangguan permanen

terhadap kerusakan peralatan.

Autorelose hanya diijinkan bekerja pada proteksi utama penghantar.

Pemilihan pola single phase auto reclosing (SPAR) atau three phase auto

reclosing (TPAR) dengan waktu reclose cepat atau lambat harus

mempertimbangkan konfigurasi jaringan seperti Gambar 2-30 sebagai

berikut:

a. Jaringan Radial Sirkit Tunggal

b. Jaringan Radial sirkit Ganda

c. Jaringan Looping Sirkit Tunggal

d. Jaringan Looping Sirkit GandaGambar 2-30. Konfigurasi Jaringan

SUTT

LOOPING

SISTEM A SISTEM B

SUTT

LOOPING

SISTEM A SISTEM B


PT PLN (Persero)


Pemilihan pola single phase auto reclosing (SPAR) atau three phase auto

reclosing (TPAR) dengan waktu reclose cepat atau lambat harus

mempertimbangkan batas stabilitas sistem, karaktesitik PMT dan peralatan

proteksi yang digunakan. Pertimbangan ini menyangkut besarnya nilai

setelan/setting untuk dead time dan reclaim time.

Pemilihan pola A/R dengan waktu reclose cepat atau lambat harus

mempertimbangkan persyaratan pada kedua ujung saluran antara lain:

a. Kemungkinan reclose pada gangguan permanen;

b. Kemungkinan gagal sinkron pada saat reclose;

c. Salah satu sisi tersambung ke unit pembangkit;

d. Penutupan PMT pada kedua ujung saluran yang tidak bersamaan.

Pada konfigurasi satu setengah PMT dimungkinkan pembukaan PMT tidak

serentak sehingga menjadi pertimbangan untuk menerapkan pola

Autoreclose pada kedua PMT.

2.3.2.2 Pengoperasian A/R cepat (High Speed A/R)

Pengoperasian A/R cepat dapat diterapkan bila persyaratan di bawah ini

dipenuhi:

a. Siklus kerja (duty cycle) dari PMT sesuai untuk operasi dengan A/R

cepat.

b. Kemampuan poros mesin (terutama yang berporos panjang) dan belitan

stator generator perlu diperhatikan, sehingga pengoperasian high speed

A/R 3 fasa pada SUTT di GI pembangkit atau yang dekat pembangkit

dilakukan setelah ada kepastian bahwa operasi high speed A/R 3 fasa

tidak membahayakan mesin pembangkit.

2.3.2.3 Penerapan A/R cepat 1(satu) fasa

Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut:

SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.

SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda.


PT PLN (Persero)


2.3.2.4 Penerapan A/R cepat 3 (tiga) fasa

Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut:

SUTT jaringan radial ganda.

SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda

Pengoperasian high speed A/R 3 fasa, disamping memberikan keuntungan

pada sistem yaitu memperbaiki stability margin, mengurangi terjadinya

pembebanan kritis akibat gangguan pada SUTT maupun pada saluran

interkoneksi, juga memberikan resiko berupa kemungkinan terjadinya

gangguan yang lebih parah bila operasi A/R pada saat ada gangguan

permanen. Dengan demikian maka pengoperasian high speed A/R 3 (tiga)

fasa harus didahului dengan keyakinan (berupa hasil studi) bahwa

pengoperasian A/R akan memberi manfaat yang besar dengan resiko yang

kecil.

Penerapan A/R cepat 3 (tiga) fasa untuk jaringan looping harus dilengkapi

dengan relai synchrocheck atau relai lain (rele daya) yang dapat berfungsi

untuk memastikan bahwa kondisi sinkron pada PMT yang akan reclose

masih dipenuhi .

Operasi high speed A/R 3 (tiga) fasa tidak boleh diterapkan bila hasil studi

menunjukan bahwa high speed reclosing akan dapat menimbulkan

tegangan lebih transien yang melebihi nilai desain yang diijinkan.

2.3.2.5 Pengoperasian A/R lambat

Pengoperasian A/R lambat hanya diterapkan pada A/R 3 (tiga) fasa.

Penerapan A/R lambat 3 (tiga) fasa dapat diterapkan pada konfigurasi atau

sistem:

a. SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.

b. SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda.

Mempertimbangkan stres pada poros generator maka disarankan agar

operasi reclose PMT pada SUTT/SUTET yang terganggu dilakukan secara

berurutan dimulai dari PMT yang jauh dari pembangkit atau yang fault

levelnya lebih kecil, baru kemudian PMT yang dekat pembangkit (secara

manual atau dengan auto recloser).


PT PLN (Persero)


Operasi reclose dua PMT dengan serentak sulit dicapai sehingga pada

ujung SUTT yang tersambung ke GI dengan pola satu setengah PMT perlu

diperhatikan kemungkinan terjadinya penutupan dua PMT yang tidak

serentak. Khusus pada gangguan permanen, penutupan dua PMT yang

tidak serentak akan menyebabkan gangguan berlangsung lebih lama dan

menimbulkan gangguan baru yang lebih parah. Untuk mengurangi

kemungkinan terjadinya hal tersebut, disarankan pertama reclose untuk

PMT line (B1) yang terhubung langsung ke busbar baru kemudian PMT

tengah (AB) setelah PMT pertama berhasil masuk seperti terlihat pada

Gambar 2-31 dibawah ini.

Gambar 2-31. Pola A/R pada 1½ PMT

Pengoperasian A/R lambat 3 fasa harus dikontrol oleh relai synchro check

atau relai lain (seperti rele daya) yang dapat berfungsi untuk memastikan

bahwa kondisi sinkron pada PMT yang akan reclose masih dipenuhi.

2.3.2.6 Kondisi Autoreclose tidak boleh bekerja

Autoreclose tidak boleh bekerja pada kondisi:

a. PMT dibuka secara manual atau beberapa saat setelah PMT ditutup

secara manual.

b. PMT trip oleh Circuit Breaker Failure (CBF) atau Direct Transfer Trip

(DTT).

c. PMT trip oleh proteksi cadangan (Z2, Z3, OCR/GFR).

d. PMT trip oleh Switch On To Fault (SOTF).

Bila relai proteksi SUTT tidak dilengkapi dengan fungsi SOTF, maka

perlu ditambahkan sirkit A/R blok untuk menunda fungsi A/R setelah

SUTTA

1

AB

1

B1


PT PLN (Persero)


PMT dimasukan secara manual. Lama waktu tunda sirkit A/R blok akan

ditentukan kemudian.

e. PMT trip oleh out of step protection (bila ada pola out of step trip).

2.3.2.7 Kondisi Autoreclose tidak boleh diterapkan

a. SKTT (Saluran Kabel Tegangan Tinggi)

Pola autoreclose satu fasa dan tiga fasa tidak boleh diterapkan pada

SKTT, karena gangguan yang sering terjadi pada SKTT adalah

gangguan permanen.

b. SUTT yang tersambung ke Trafo dengan sambungan T dimana dititik C

tidak ada proteksi bay penghantar (Gambar 2-32).

Pola autoreclose tiga fasa tidak boleh diterapkan kecuali jika beban trafo

dilepas terlebih dahulu untuk menghindari energize trafo pada saat

berbeban.

Gambar 2-32. SUTT yang tersambung ke Trafo dengan sambungan T

2.3.3 AVR Trafo tenaga

A. KUALITAS PELAYANAN DAN MUTU TEGANGAN

Penampilan dari sistem distribusi tenaga listrik dan kualitas dari pada

pelayanan diantaranya terukur dari level tegangan yang dapat memuaskan

pelangganan, dalam kaitan pertimbangan ekonomi Perusahaan Listrik

tidak dapat memenuhi masing-masing pelanggan dengan suatu tegangan

yang konstant sesuai name plate tegangan pada peralatan yang dipunyai

pelanggan.

C


PT PLN (Persero)


Terlihat pada Gambar 2-33, Nilai tegangan yang diterima oleh pelanggan

pada sirkuit distribusi akan bervariasi, pelanggan yang dekat dengan

sumber (First customers) akan merasakan tegangan dengan nilai

maksimum, sedangkan nilai tegangan minimum akan dirasakan oleh

pelanggan yang berada pada ujung sirkuit (Last rural customers).

Gambar 2-33. Ilustrasi Penyebaran Tegangan pada Primary Feeder System

Radial

Standar kualitas tegangan yang ditentukan oleh pelanggan PT PLN

(Persero) adalah +5 % dan -10 % dari tegangan nominal.

Untuk mendapatkan tegangan sirkit distribusi dengan batasan yang

diijinkan, diperlukan suatu pengontrol tegangan, menaikan tegangan sirkuit

bila tegangan terlalu rendah dan menurunkannya bila tegangan terlalu

tinggi. Terdapat beberapa cara untuk meningkatkan atau pengaturan

tegangan system distribusi. Beberapa cara tersebut antara lain:

Menggunakan pengaturan tegangan Generator

Aplikasi peralatan pengatur tegangan pada Gardu Distribusi

Aplikasi Kapasitor pada Gardu Distribusi

Balansing beban-beban pada feeder distribusi

Menaikan ukuran penampang konduktor feeder distribusi

Merubah feeder section dari single-phase ke multiphase

Pemindahan beban pada feeder baru

Install Gardu Induk dan Feeder baru

Menaikan level tegangan primer

Aplikasi pengatur tegangan di Gardu Hubung

Aplikasi Kapasitor shunt atau seri pada primary feeder.

Primary

feeder

Rural

Primary

First

customers

Last

customers

Last rural

customers


PT PLN (Persero)


B. PENGATUR TEGANGAN PADA GARDU DISTRIBUSI

Pengatur Tegangan (Voltage Regulators) digunakan untuk mengatur

tegangan output dari Transformator untuk menjaga tegangan output tetap

konstan.

Terdapat dua tipe Voltage Regulator yaitu tipe induksi dan tipe step

regulators. Pada era sekarang ini tipe step regulator telah menggantikan

tipe induksi.

Tipe step voltage regulator pada dasarnya adalah suatu autotransformer

dengan beberapa tap atau step dalam belitan seri. Pada Transformator

tegangan tinggi Voltage Regulator tipe step pada umumnya dapat

dioperasikan dalam kondisi berbeban dan dikenal dengan sebutan On

Load Tap Changer (OLTC).

Hal yang sangat penting regulator dirancang untuk mengoreksi tegangan

fasa dari 10 percent menaikan (boost) ke 10 percent

menurunkan/melawan (buck) (+10 percent) dalam 32 step, dengan 5/8

percent perubahan tegangan per step. Catatan bahwa tegangan regulasi

secara penuh dengan range 20 percent, dengan perkataan lain jika 20

percent regulasi range dipenuhi oleh 32 step, maka ditemukan 5/8 percent

regulasi per step.

Documents

Materi 2 Dasar Sistem Proteksi Tt