BAB IV ANALISA GANGGUAN DAN IMPLEMENTASI RELAI OGS

BAB IV ANALISA GANGGUAN DAN IMPLEMENTASI RELAI OGS

4.1

Gangguan Transmisi Suralaya – Balaraja Pada Pembangkit PLTU Suralaya terhubung dengan sistem 500KV pernah

mengalami gangguan CT (Current Transformer) fasa T di GITET SuralayaBalaraja sirkuit 2 yang short circuit, yang mengakibatkan pada tanggal 28 November 2010 mengalami Black Out PLTU Suralaya. Gangguan diawali dari CT Line fasa T di GITET Suralaya - Balaraja sirkuit 2 yang meledak. Gangguan dapat diclearkan oleh Distance Relay dengan waktu 90 ms (DFR Suralaya-balaraja 1) dengan indikasi Trip, Zone 1, DEF Ph T. Dampak dari CT yang meledak terjadi lompatan bola api yang menyebabkan Balaraja sirkuit 1 trip dengan indikasi fasa R-S.

Gambar 4.1 Bus 500 KV Suralaya unit 1-7 42

43

Gambar 4.1 menunjukkan jalur transmisi Bus 500KV Suralaya yang terhubung dengan Bus Suralaya 8, Bus Balaraja 1-2, IBT 1 (Inter Bus Transformer) dan Bus Cilegon 1-2. Dimana masing-masing unit pada Suralaya 1-7 dilengkapi dengan 3 buah PMT sebagai pemutus tenaga dengan penamaan 7Ax untuk kode PMT yang menghubungkan Generator dengan Bus A, 7ABx untuk kode PMT yang menghubungkan Generator dengan Bus A dan B, sedangkan 7Bx untuk kode PMT yang menghubungkan Generator dengan Bus B.

Gambar 4.2 Bus 500 KV Suralaya unit 8 Pada Gambar 4.2 menunjukkan jalur transmisi 500 KV Suralaya unit 8 yang terhubung dengan Bus Suralaya unit 1 dan IBT 2. PLTU Suralaya 8 merupakan pembangkit baru, sehingga untuk sistem transmisi 500KV terhubung dengan Bus Suralaya.

4.1.1 Urutan Gangguan Berikut urutan terjadinya gangguan yang menyebabkan Black Out Suralaya berdasarkan waktu kejadian yang terecord:

44

# Kejadian Pertama : NO 1.

Waktu 20.32.20

Kejadian PMT 7b3 & 7ab3 beban balaraja 2 lepas ( data P3B ) terjadi drop tegangan 60% selama 95 msecond ( data P3B )

2.

20.32.21

PMT 7b2 & 7ab2 beban balaraja 1 ( data P3B )

3.

20.32.21

Tegangan sistem turun menjadi 22.7 kv ( recorder unit 7 ) selama 1 detik

Beban Balaraja 2 lepas dikarenakan CT pada Line fasa T di GITET Suralaya - Balaraja sirkit 2 yang meledak, sehingga mengakibatkan satu line mengalami lost power. Karena hal tersebut beban di tanggung oleh line Balaraja sirkit 1, ini mengakibatkan Balaraja sirkit 1 menjadi over current karena arus yang mengalir melebihi kapasitasis CT nya. Sehingg line Balaraja 1 dan 2 lepas. Akibat kejadian hal tersebut terjadi drop tegangan pada sistem menjadi 22,7 KV.

# Kejadian Kedua: NO

Waktu

Kejadian

1.

20.32.22

PMT 7b4, 7b5, 7b6 & 7b7 trip . Bus B terisolir

2.

20.32.22

PMT 7a2, 7a3 & 7a4 Trip ( Data P3B )

3.

20.32.22

Tegangan sistem turun menjadi 22.3 kv ( recorder unit 7 ) selama 1 detik

Unit 3 kehilangan beban, proteksi pembangkit yang kerja v/hz dan over speed.

Sekitar 400 mS kemudian terjadi gangguan di busbar B

Suralaya fasa T. Proteksi bekerja dengan mentripkan PMT 7B4, 7B5, 7B6 dan 7AB7. Pada waktu yang hampir bersamaan PMT 7A2, 7A3, dan 7A4 trip. Unit 4 hanya menanggung beban IBT ( SST 1,2, 3 dan 4 ) . Pada saat

45

unit operasi seluruh beban ditanggung UST sehingga beban SST relatif kecil. Proteksi pembangkit yang bekerja adalah over speed.

# Kejadian Ketiga: NO 1.

Waktu 20.32.33

Kejadian Frekuensi sistem turun menjadi 49.4 hz ( recorder unit 5) unit 4 trip. IBT / SST trip.

Akibat adanya frekuensi pada sistem yang turun menjadi 49,4 hz, terjadi trip peralatan pada unit sebagai berikut : 20:32:34

05LD..AD001B00

AIR DRYER B STOP

20:32:34

05AF..MO002A-R

SAH A ELEC MO 1 STOP

20:32:34

06AF..MO002A-R

SAH A ELEC MO 1 STOP

20:32:34

06AF..MO002B-R

SAH B ELEC MO 1 STOP

20:32:37

07AF..MO002A-R

SAH A ELEC MO 1 STOP

20:32:37

07AF..MO002B-R

SAH B ELEC MO 1 STOP

# Kejadian Keempat: NO 1.

Waktu 20.33.14

Kejadian PMT 7A5 & 7AB5

TRIP . Unit 5 Lepas Dari

Sistem & beban cilegon 1 lepas ( DATA P3B ) 2.

20.33.14

Ada Lonjakan Tegangan Di Sistem 23.4 Kv Selama 1 Second ( Recorder Unit 7 )

Untuk Unit 5 Trip bersamaan dengan PMT Open, (PMT Open Karena Unit Trip) Hal Ini Ditandai Dengan Munculnya Alarm : 20:33:17 35EA0201C102-D ALM

LOSS OF 10.5kV U BUS B

46

ALM ( RELAY UNDER VOLTAGE WAKTU DELAY 3 SECOND SETELAH 41E OPEN / UNIT TRIP )

Kejadian Kelima : NO 1.

Waktu 20.32.16

Kejadian PMT 7A6 & 7AB6 TRIP . UNIT 6 lepas dari sistem & beban Cilegon 2 lepas ( data P3B )

2.

20.32.16

ada lonjakan tegangan di sistem menjadi 24 KV ( recorder UNIT 7 )

3.

20.33.17

LOCK OUT 86B1 TRIP / UNIT 6 trip hal ini ditandai dengan breaker eksitasi ( 41E ) Trip

4.

20.33.26

PMT 7A7 lepas ( data P3B )

5.

20.33.28

LOCK OUT 86B1 Trip / UNIT 7 Trip Indikasi 41E Open

Pada saat Unit 6 trip seluruh beban lepas, Unit 7 masih operasi, pada pukul 20.33.18 unit 7 over speed on 20:33: 17 17TAITXX1043DI ON

A 1 MN TRB OVER SPEED

PROT ON

Gambar 4.3 Kondisi PLTU Suralaya setelah Black Out

47

4.1.2 Dampak Gangguan Dari gangguan Black Out yang terjadi pada PLTU Suralaya, Dampak yang dirasakan oleh Sistem Jaringan Transmisi pada saat gangguan cukup besar, diantaranya : 1. Frekuensi sistem terendah mencapai 48,742 Hz sehingga skema UFR(Under Frekuensi Relay) Tahap 123 melepas beban berkisar : 

RJTB 264.09 MW



RJTD 293,49 MW



RJTD 293,49 MW



RJBR 399,53 MW



RJKB 403,43 MW

2. IBT 1 Suralaya Padam 98 MW 3. Jumlah padam 1.458 MW 4. Belum siapnya pembangkit Suralaya pada tanggal 29 Nopember 2010 pkl 09.00 menyebabkan tegangan rendah (kekurangan MVAR) disubsistem RJKB dan RJBR sehingga dilakukan pemadaman 400 MW (Beban Unit belum ada).

4.2

Analisa Hubung Singkat Dari data kejadian gangguan maka diketahui bahwa penyebab masalah

berasal dari Current Transformer yang meledak akibat short sehingga menyebabkan Sirkit 2 Balaraja lepas dari bus. Posisi CT yang mengalami short berada di Gitet Suralaya yang berlokasi di area PLTU Suralaya, sehingga bisa di asumsikan jarak terjadinya short berada di titik 1 km dari Bus Suralaya.

48

Gambar 4.4 Titik Gangguan pada Sistem 500KV Bus Suralaya Karena gangguan tersebut menyebabkan penghantar 3 fasa Sirkit 2 Balaraja menjadi lost power yang ditandai dengan respon PMT 7B3 dan 7AB3 open, maka jenis gangguannya adalah hubung singkat 3 fasa. Hal ini yang menjadi landasan analisa perhitungan yang akan dibuat.

4.2.1 Menentukan Nilai Impedansi Pengganti Sebelum mencari Impedasi dari masing-masing peralatan, terlebih dahulu menentukan harga dasar (base) yang digunakan, yaitu : Base Daya (SB)

= 200 MVA

Base Tegangan = Sesuai Besar Tegangan pada Generator atau Trafo. Untuk Menentukan Base Arus, Menggunakan persamaan (3.4), maka sebagai berikut :

49

Base Arus

=

=

√ . √ .

(

)

=

(

)

= 230,94 A

a. Menentukan impedansi baru Generator Selanjutnya menentukan nilai impedansi baru dari Generator dalam satuan Per Unit (PU), menggunakan persamaan (3.9) dan data yang digunakan sesuai dengan tabel 3.1 untuk data Generator 1-4 dan tabel 3.2 untuk data Generator 5-8, sehingga perhitungannya sebagai berikut : -

Impedansi Baru Generator 1-2 XG1-2

= 14% x

x

= 0,056 pu -

Impedansi Baru Generator 3-4 XG3-4

= 14% x

x

= 0,0595 pu -

/ ,

Impedansi Baru Generator 5-7 XG5-8

= 14% x

x

= 0,0396 pu -

/ ,

/ ,

Impedansi Baru Generator 8 XG5-8

= 14% x = 0,038 pu

x

/ ,

50

b. Menentukan Impedansi Baru Main Transformer Menentukan nilai impedansi baru Main Transformer dalam satuan Per Unit (pu), menggunakan persamaan (3.9) dan data yang digunakan sesuai tabel 3.3 untuk Main Transformer 1-4, dan tabel 3.4 untuk Main Transformer 5-8. Sehingga perhitungannya sebagai berikut : -

Impedansi Baru Main Transformer 1-4 XT1-4

= 12,5% x

x

= 0,0532 pu -

Impedansi Baru Main Transformer 5-8 XT5-8

= 11,9% x

x

= 0,0347 pu c. Menentukan Impedansi Baru Titik Gangguan Titik gangguan berada di Transmisi Balaraja sirkit 2 pada jarak 1 km, berdasarkan data record pada saat terjadinya gangguan daya yang dihantarkan sebesar 1254 MW pada masing-masing sirkit Balaraja, Sehingga untuk menentukan impedansi baru pada titik gangguan dalam satuan Per Unit (pu), menggunakan persamaan (3.9) dan data impedansi kabel pada tabel 3.9. Sehingga perhitungannya sebagai berikut : XBalaraja = Titik gangguan x Impedansi Kabel x = 1 km x 0,02929 x = 0,00397 pu

x

x

/ ,

51

Dari hasil perhitungan impedansi baru

pada Generator, Main

Transformer dan Impedansi jaringan pada titik gangguan, maka di dapatkan nilai impedansi baru dalam satuan Per Unit (pu) seperti pada gambar di bawah ini.

Gambar 4.5 Nilai Impedansi Bus Suralaya d. Menentukan Impedansi Seri Dari Gambar 4.5 nilai impedansi pada masing-masing unit dapat diringkas antara impedansi Generator dan Impedansi Trafo dengan cara di seri. Karena Unit 1sampai 4 dan unit 5 sampai 8 mempunyai nilai yang sama, maka dapat dihitung sebagai berikut : -

Impedansi Seri Untuk unit 1-2 XS1,2 = XG1,2 + XT1,2 = 0,056 + 0,0532 = 0,1092 pu (Nilai ini untuk unit 1 dan 2)

52

-

Impedansi Seri Untuk unit 3-4 XS3,4 = XG3,4+ XT3,4 = 0,0595 + 0,0347 = 0,0942 pu (Nilai ini untuk unit 3 dan 4)

-

Impedansi Seri Untuk unit 5-7 XS5,6,7 = XG5,6,7 + XT5,6,7 = 0,0396 + 0,0347 = 0,0743 pu (Nilai ini untuk unit 5, 6, dan 7)

-

Impedansi Seri Untuk unit 8 XS8

= XG8+ XT8 = 0,038 + 0,0347 = 0,0727 pu

Gambar 4.6 Rangkaian Pengganti Impedansi di hubung seri e. Menentukan Impedansi Paralel Selanjutnya Impedansi dari beberapa unit yang mempunyai nilai sama dapat diringkas dengan cara di parallel tahap pertama, maka depat dihitung sebagai berikut :

53

-

Impedansi Paralel Untuk unit 1-2 =

,

=

,

-

,

=

,

+ ,

=

,

,

= 0,0546 pu

Impedansi Paralel Untuk unit 3-4 =

,

+

=

,

-

+

,

=

,

+ ,

=

,

,

= 0,0471 pu

Impedansi Paralel Untuk unit 5-7 , , , ,

, ,

= = =

+

,

+ ,

+ ,

+

,

= 0,0247 pu

=

,

Gambar 4.7 Pengganti Impedansi di hubung paralel pertama Selanjutnya nilai parallel pertama dihitung kembali ke parallel kedua, untuk memudahkan perhitungan :

54

-

Impedansi Paralel Untuk unit 1-4 =

,

,

,

,

=

,

= 0,0252 pu -

,

,

,

Impedansi Paralel Untuk unit 5-8 =

, ,

, ,

=

= 0,0367 pu

,

,

,

,

Gambar 4.8 Pengganti Impedansi di hubung paralel kedua f. Menentukan Impedansi Total Paralel Impedansi total paralel merupakan hasil penjumlahan antara dua impedansi pengganti pada sisi pembangkit, maka dapat dihitung sebagai berikut : = = 0,0149 pu

=

,

,

,

,

55

Gambar 4.9 Rangkaian Pengganti Impedansi paralel total g. Menentukan Impedansi di Titik Gangguan Selanjutnya menentukan impedansi pengganti di titik gangguan, dengan cara menambahkan impedansi pengganti pada sumber pembangkit dengan impedasi di titik gangguan, maka dapat dihitung sebagai berikut : X Short = XBalaraja + = 0,00397 + 0,01495 = 0,0189 pu

4.2.2 Perhitungan Arus Hubung Singkat di Balaraja Untuk menghitung arus hubung singkat 3 fasa, maka dapat menggunakan persamaan (3.10), maka didapatkan hasil sebagai berikut : I hs 3Φ

=

=

= 52,91 pu

,

Setelah di ketahui arus hubung singkat pada titik terjadinya gangguan, dimana masih menggunakan satuan per unit (pu), maka untuk

56

mengetahui nilai sebenarnya perlu diubah kembali dengan menggunakan persamaan (3.7), maka didapatkan hasil sebagai berikut: Harga Arus Sebenarnya

= Per Unit Arus x Harga Base Arus = 52,91 pu x 230,93 A = 12 218,518 A.

Jadi Besar nya arus hubung singkat di titik gangguan Jaringan Balaraja sirkit 2 sejauh 1 km adalah sebesar 12 218,518 A. Ini membuktikan dengan arus hubung singkat di titik gangguan yang sangat besar membuat pengaman jaringan seperti PMT dan PMS akan merespon, sehingga akan mengisolir gangguan dengan merubah posisi dari close ke open circuit.

4.3

Daya Netto Daya Netto merupakan daya yang dikimkan atau disuplai ke jaringan

setelah mengalami pengurangan pemakaian listrik untuk kebutuhan unit pembangkit itu sendiri. Besarnya PS tiap unit disesuaikan dengan konsumsi listrik dari peralatan-peralatan unit tersebut. Dihitung dengan persamaan (3.1) a. Perhitungan PS dalam kondisi beban penuh yang mengacu pada desain : # Daya Netto unit 1-2 : PNet

: Pmax – PS : 425MW – (8% x 425MW) : 425 MW –34MW

PNet

: 391MW

# Daya Netto unit 3-4 : PNet

: Pmax – PS

57

: 400 MW – (8% x 400MW) : 400 MW – 32 MW PNet

: 368 MW

# Daya Netto unit 5-7 : PNet

: Pmax – PS

: 600 MW – (3,5% x 600MW) : 600 MW – 21 MW PNet

: 579 MW

# Daya Netto unit 8 : PNet

: Pmax – PS

: 625 MW – (4% x 625MW) : 625 MW – 25 MW PNet

4.4

: 600 MW

Analisa Menggunakan ETAP 6.0 Analisa dengan ETAP 6.0 ini mensimulasikan kerja sistem proteksi OGS

yang dipasang untuk memproteksi jaringan 500KV Suralaya-Balaraja dan Suralaya-Cilegon. Karena sejak dipasangnya relai OGS belum pernah terjadi gangguan serupa. Ini sebagai langkah pembuktian bahwa jika salah satu sirkit pada jaringan Balaraja maupun Cilegon mengalami gangguan yang berakibat lost power pada salah satu sirkitnya, sehingga beban jaringan transmisi yang tadinya dihantarkan oleh dua sirkit menjadi satu sirkit saja. Ini berdampak sirkit tersebut mengalami over current karena arus yang dihantarkan melebihi kemampuan Current transformer dan kabelnya. Besar nilai Arus yang mengalir pada saat

58

terjadi gangguan pada salah satu sirkit akan disimulasikan pada program ETAP 6.0. Data Daya pembangkit yang digunakan adalah Daya netto yang telah dikurangi pemakaian sendiri masing-masing unit tersebut. Daya Netto Pembangkit : 

Unit 1- 2

= 2 x 391 MW



Unit 3 – 4 = 2 x 368 MW



Unit 5 – 7 = 3 x 579 MW



Unit 8

= 1 x 600 MW

Sehingga total daya yang disalurkan dari PLTU Suralaya ke jaringan 500KV sebesar 3855 MW. Data pembebanan yang digunakan sebagai simulasi disamakan pada kondisi gangguan, mengacu pada data P3B tanggal 28 November 2010.

Gambar 4.10 Kondisi Beban Puncak Sistem 500KV Suralaya

59

Dari gambar 4.10 Terlihat bahwa Transmisi Suralaya-Balaraja masingmasing sirkitnya mengalirkan daya sebesar 1254 MW dan arus 1,55kA, dimana nilai tersebut 78% persen dari kemampuan maksimum CT yaitu sebesar 2kA. Sedangkan untuk

Transmisi Suralaya-Cilegon masing-masing sirkitnya

mengalirkan daya sebesar 504 MW dan arus 0,61kA. Gambar 4.9 merupakan gambar representasi sederhana dari sistem jaringan region 1 wilayah barat, ini karena analisa ini hanya terfokus pada gangguan di transmisi balaraja.

4.4.1 Jaringan 500KV dan 150 KV Region 1 wilayah barat Dengan menggunakan data riel Generator, Trafo, Transmisi dan Bus maka dapat ditampilkan Jaringan sistem 500KV dan 150KV Region 1 pembangkitan wilayah barat pulau Jawa, walaupun hanya sebagian yang digambarkan pada program ETAP 6.0 karena lebih terfokus pada transmisi balaraja.

Gambar 4.11 Tampilan Bus Suralaya ETAP 6.0

60

4.4.2 Test Running Simulasi Setelah selesai membuat gambar single line, maka langkah yang selanjutnya di test running program agar diketahui sejauh mana gambar yang kita buat mendekati nilai rielnya, dan dapat dikoreksi jika terdapat nilai yang kurang tepat pada peralatan, maka setting pada peralatan kurang benar, dan selanjutnya dapat kita koreksi kembali.

Gambar 4.12 Test Running Program ETAP 6.0 Dari Gambar 4.12 Terlihat beberapa data seperti daya, drop tegangan, arus, dan impedansi yang mengalir dari pembangkit, masuk ke bus dan melalui jaringan transmisi menuju ke beban. Dari data hasil test running di temukan drop tegangan di beberapa bus, namun drop tegangan di bus tersebut tidak jauh berbeda dengan kondisi riel, ini dapat dilihat melalui data P3B Pada bulan Maret 2012 yang diambil pada saat beban puncak.

61

Tabel 4.1 Drop tegangan bus Nama

Tegangan

Bus

Bus

Tegangan Bus (KV) Data P3B

(KV)

Sudut

Hasil Simulasi

Beban

ETAP

(derajat)

Bus A Suralaya

500

480

479,6

-5,92

Bus B Suralaya

500

480

479,6

-5,92

Bus A Balaraja

500

462

464,7

-15,03

Bus A Balaraja

500

451

464,7

-15,03

Bus A Cilegon

500

477

474,2

-6,77

Bus B Cilegon

500

477

474,2

-6,77

Bus A Gandul

500

457

464,8

-15,10

Bus B Gandul

500

451

464,8

-15,10

4.4.3 Simulasi Transmisi Balaraja Setelah didapatkan hasil test running sesuai dengan jalur transmisi kondisi riel, selanjutnya di setting pembebanan pada masing-masing bus, transmisi dan besarnya pembebanan disesuaikan pada saat terjadinya gangguan, sesuai pada gambar 4.10.

Gambar 4.13 Simulasi Jaringan Balaraja dengan ETAP 6.0

62

Hal yang menjadi perhatian adalah besarnya nilai daya dan arus yang mengalir pada transmisi Suralaya Balaraja. Terlihat pada gambar 4.13 bahwa besarnya arus 1559A, daya 1254 MW pada masing-masing sirkit dan tegangan pada bus balaraja 464 KV, nilai tersebut mendekati dengan data riel nya.

4.4.4 Simulasi Gangguan Transmisi Balaraja Kemudian akan disimulasikan jika sirkit 2 transmisi balaraja di lepas (out servis), ini sebagai simulasi gangguan. Maka akan dapat dilihat pengaruh yang terjadi pada transmisi pada Balaraja, serta dampak untuk Unit pembangkit dan jaringan transmisi yang lainnya.

Gambar 4.14 Simulasi Gangguan Transmisi Balaraja

63

Dari hasil simulasi diketahui dampak dari gangguan, yaitu : a. Sirkit 1 Transmisi Balaraja dialiri arus sebesar 3282 A, Sehingga mengalami over current karena kemampuan CT hanya 120% dari arus nominal yaitu 2400A. b. Daya yang mengalir untuk kebutuhan Jaringan Balaraja hanya ditopang oleh sirkit 1, sehingga sirkit 1 menghantar daya sebesar 2428MW. c. Terjadi drop tegangan pada Bus Balaraja, yang awalnya tegangan bus 464,7 KV menjadi 427,4 KV. d. Terjadi drop tegangan pada bus Suralaya, yang awalnya tegangan bus 479,6 KV menjadi 472,6 KV. e. Drop tegangan pada Bus Gandul yang awalnya 464,8 KV menjadi 427,3 KV, ini karena Bus Gandul mengambil sumber melalui bus Balaraja. f. Drop tegangan yang terjadi pada bus mengakibatkan peralatanperalatan mengalami trip, sebagai langkah proteksi terhadap peralatan.

4.5

Aplikasi Sistem Proteksi OGS Dari hasil simulasi dengan Program ETAP 6.0 didapatkan dampak yang

terjadi karena gangguan sirkit 2 transmisi Balaraja putus. Oleh karena itu dengan digunakanlah Proteksi OGS (Over Generator Shedding) dimana proteksi ini memiliki pinsip kerja membaca besaran arus yang mengalir di penghantar khususnya jaringan transmisi 500KV Suralaya-Balaraja dan Suralaya-Cilegon. Melalui CT arus di sensing dan dikirim ke OGS, dalam hal ini OGS memiliki

64

prinsip kerja seperti OCR (Over Current Relay), dimana jika mendeteksi ada arus yang mengalir melebihi setting, maka kontak-kontak auxalary nya akan bekerja dan mengirimkan sinyal untuk mengurangi daya dari sisi Pembangkitan, dengan cara men-tripkan unit pembangkit. Berikut skenarionya :  Setting : 120% Inom (CT ) ~ 2.4 kA  Tahap-1: 

Inom ≥ 120% ; delay time sebesar 5 sekon, target unit 5/6/7/8 (unit-8 menjadi target setelah pengadaan TeleProteksi (SUTET Suralaya baru – Suralaya lama, akan dilakukan survei untuk ketersediaan jalur komunikasi )

 Tahap-2: 

Inom ≥ 120% ; delay time sebesar 10 sekon, target 1/2/3/4

4.5.1 Dampak Penerapan OGS Pada Pembangkit Penerapan proteksi OGS yang bertujuan untuk mengaman sisi Jaringan agar tidak terjadi over current pada transmisi, dan mengamankan dari sisi pembangkit yaitu menghindari black out, dengan cara mentripkan unit pembangkit.

65

Gambar 4.15 Dampak Penerapan OGS Pada Unit Dari gambar 4.15 dapat dilihat unit 7 di trip kan (out service) pada skenario tahap 1, kemudian unit 4 di trip kan (out service) pada skenario tahap 2. Terlihat sisi pembebanan dan drop tegangan pada bus suralaya masih

dalam

range

yang

aman,

serta

kemampuan

Pembangkit

menghasilkan daya masih dalam kemampuan kapasitasnya. Alasan penerapan unit di trip pada saat OGS beroperasi :  Keuntungan : •

Terjadi Transfer pada suply peralatan pemakaian sendiri, sehingga peralatan unit relatif aman.

•

Pemulihan unit lebih cepat

 Kerugian : Perlu signal trip baru pada proteksi pembangkit.

66

4.5.2 Dampak Penerapan OGS Pada Jaringan Balaraja Dengan Bekerjanya relai OGS maka unit Pembangkit di trip kan, ini bertujuan mengurangi beban pada transmisinya sampai dengan dibawah kemampuan CT. Karena pada suatu jaringan transmisi peralatan yang paling rentan adalah CT, kemampuan maksimalnya hanya sampai 120% Inom atau 2400KA.

Gambar 4.16 Dampak Penerapan OGS Pada Jaringan Balaraja Pada Gambar 4.16 terlihat hasil simulasi penerapan OGS menyebabkan arus yang mengalir pada sirkit 1 balaraja sebesar 1929A, masih dalam range kemampuan CT. Demikian juga dengan drop tegangan yang terjadi pada Bus Balaraja sebesar 464,3KV, tidak jauh beda dengan kondisi normal operasinya sebesar 462KV.

67

4.5.3 Dampak Penerapan OGS Pada Pembebanan Beroperasinya relai OGS untuk proteksi di sisi pembangkit juga diikuti bekerjanya proteksi OLS (Over Load Shedding) pada sisi pembebanan (penyulang). Karena daya yang di hasilkan oleh pembangkit, harus sama dengan daya yang digunakan pada sisi pembebanan. Nilai pembebanan yang di kurangi di sesuaikan juga dengan kemampuan Pembangkit lain mensuplai ke pembebanan, Karena sistim kelistrikan saling terhubung interoneksi.

Gambar 4.17 Dampak Penerapan OGS Pada Pembebanan Pada gambar 4.17 disimulasikan pada Bus Gandul pembebanan nya di kurangi, maka didapatkan arus yang mengalir pada CT balaraja masih dalam range kemampuannya, dan Bus Gandul drop tegangan masih dalam kondisi aman. Pada kondisi riel tegangan bus Gandul 457 KV, pada hasil simulasi 464,5 KV.