60
BAB IV ANALISA HASIL PENYETINGAN RELAI DIFFERENSIAL
4.1
Data sistem di PLTGU Muara Karang
Tabel 4.1 Data Transformator Step Up 11,5/150 kV PLTGU Muara Karang
Pabrikan
PT. Mitsubishi
Daya Transformator
140 MVA
Tegangan Primer Transformator
11,5 kV
Tegangan Sekunder Transformator
150 kV
Vektor Group Transformator
YNd1
Jumlah Phasa
3
Pendinginan
ONAN / OFAF
Pada tabel 4.1 Merupakan data yang tertera pada name plate Transformator di PLTGU Muara Karang.
61
Tabel 4.2 Data Relai Differensial Arus Nominal
5A
Tipe Relai
MBCH 12
Pada tabel 4.2 Merupakan data yang tertera pada name plate relai differensial di PLTGU Muara Karang. Tabel 4.3 Data Ratio Auxirally Current Transformator Jumlah kumparan auxirally CT
Tap kumparan ACT
Ratio 1/1 A
Ratio 5/1 A
Ratio 5/5 A
1-2
5
1
1
2-3
5
1
1
3-4
5
1
1
4-5
5
1
1
5-6
125
25
25
X-7
25
5
5
7-8
25
5
5
8-9
25
5
5
S1-S2
125
125
25
S3-S4
90
90
18
Pada tabel 4.3 Merupakan data ACT yang diambil dari buku perpustakaan di PLTGU Muara Karang.
62
4.2
Perhitungan Nilai Arus Pada Transformator Daya Dan Untuk Menentukan Rasio Primer CT Pada Sisi 11,5 kV Dan 150 kV
4.2.1
Perhitungan Nilai Arus Pada Transformator Daya Dan Untuk Menentukan Rasio Primer CT Pada Sisi 11,5 kV Untuk menentukan nilai arus pada transformator daya sisi 11,5 kV dapat
dihitung berdasarkan persamaan 3.1, dan dapat di hitung sebagai berikut :
A Dari hasil perhitungan di atas diketahui bahwa nilai arus pada transformator daya sisi 11,5 kV adalah sebesar 7028 A, Jadi pada primer CT disisi 11,5 kV menggunakan rasio 8000 A. 4.2.2
Perhitungan Nilai Arus Pada Transformator Daya Dan Untuk Menentukan Rasio Primer CT Pada Sisi 150 kV Untuk menentukan nilai arus pada transformator daya sisi 150 kV dapat di
hitung berdasarkan persamaan 3.2, dan dapat di hitung sebagai berikut :
63
A Dari hasil perhitungan di atas diketahui bahwa nilai arus pada transformator daya sisi 150 kV adalah sebesar 538 A, Jadi pada primer CT disisi 150 kV menggunakan rasio 600 A. 4.3
Perhitungan Nilai Arus Pada Sekunder CT Dan Untuk Menentukan Rasio Sekunder CT Disisi 11,5 kV dan 150 kV
4.3.1
Perhitungan Nilai Arus Pada Sekunder CT Dan Untuk Menentukan Rasio Sekunder CT Disisi 11,5 kV Pada CT di sisi 11,5 kV menggunakan hubungan bintang (Y), dan untuk
menentukan nilai arus pada sekunder CT di sisi 11,5 kV dapat dihitung berdasarkan persamaan 3.3 dan tabel 4.2 adalah sebagai berikut:
Dari perhitungan diatas diperoleh arus sekunder CT pada sisi 11,5 kV adalah
64
4,39 A. Dan di bulatkan menjadi 5 A, Jadi pada sekunder CT sisi 11,5 kV menggunakan rasio 5 A. Jadi kesimpulannnya pada CT sisi 11,5 kV menggunakan rasio 8000/ 5 A.
4.3.2
Perhitungan Nilai Arus Pada Sekunder CT Dan Untuk Menentukan Rasio Sekunder CT Disisi 150 kV Pada CT di sisi 150 kV menggunakan hubungan bintang (Y), dan untuk
menentukan nilai arus pada sekunder CT di sisi 150 kV dapat dihitung berdasarkan persamaan 3.4 dan tabel 4.2 adalah sebagai berikut:
A Dari perhitungan diatas diperoleh arus sekunder CT pada sisi 150 kV adalah 4,48 A. Dan di bulatkan menjadi 5 A, Jadi pada sekunder CT sisi 150 kV menggunakan rasio 5 A. Jadi kesimpulannnya pada CT sisi 150 kV menggunakan rasio 600/ 5 A.
65
4.4
Untuk Menentukan Rasio ACT Pada Sisi 11,5 kV Dan 150 kV
4.4.1
Untuk Menentukan Rasio ACT Pada Sisi 11,5 kV Untuk menentukan Rasio ACT pada sisi 11,5 kV yaitu dengan cara melihat
nilai arus pada sekunder CT sisi 11,5 kV (ICT P2) yaitu 4,39 A, Dikarenakan pada rasio ACT (lihat tabel 4.3) tidak mempunyai nilai 4,39 A, sehinggga nilai tersebut di bulatkan menjadi 5 A, Kemudian di pilih 5 A, Dan In (Arus nominal) (lihat tabel 4.2) pada relai differensial adalah 5 A. Maka rasio ACT adalah 5/ 5 A.
4.4.2
Untuk Menentukan Rasio ACT Pada Sisi 150 kV Untuk menentukan Rasio ACT pada sisi 150 kV yaitu dengan cara melihat
nilai arus pada sekunder CT sisi 150 kV (ICT S2) yaitu 4,48 A, Dikarenakan pada rasio ACT (lihat tabel 4.3) tidak mempunyai nilai 4,48 A, sehinggga nilai tersebut di bulatkan menjadi 5 A, Kemudian di pilih 5 A. Dan In (Arus nominal) (lihat tabel 4.2) pada relai differensial adalah 5 A. Maka rasio ACT adalah 5/ 5 A.
4.5
Menghitung Nilai Tap Auxirally Current Trafo (Trafo Arus Bantu) Pada Sisi 11,5 kV Dan Sisi 150 kV
4.5.1
Menghitung Nilai Tap ACT Pada Sisi 11,5 kV Pada ACT sisi 11,5 kV menggunakan hubungan bintang – bintang (Y-Y),
Dan untuk menentukan tap sekunder ACT dengan melihat tabel 4.3 dan dengan menggunakan persamaan 3.5, Karena pada sekunder ACT di sisi 11,5 kV dihubungkan secara Y (Bintang), maka menggunakan tap sebagai berikut : Tap sekunder (TS11,5 ACT) = (25) (sesuai tabel 4.3 karena Terminal S1 - S2
66
dihubungkan)
Selanjutnya menentukan tap primer ACT dengan melihat tabel 4.3 dan dengan menggunakan persamaan 3.7 adalah sebagai berikut :
= 1,13 x 25 = 28,25 Tap Dari perhitungan diatas didapat tap primer ACT adalah 28,25 Tap. Dikarenakan pada tap primer ACT tidak bisa menggunakan nilai 28,25 Tap, maka nilai tersebut dibulatkan menjadi 28 Tap. Jadi tab primer ACT pada sisi tegangan 11,5 kV (TP11,5 ACT) adalah 28 Tap.
Gambar 4.1 Tap 28 pada sisi tegangan 11,5 kV
67
4.5.2
Menghitung Nilai Tap ACT Pada Sisi 150 kV Pada ACT sisi 150 kV menggunakan hubungan bintang – bintang (Y-Y),
Dan untuk mencari tap sekunder ACT dengan melihat tabel 4.3 dan menggunakan persamaan 3.6. Karena pada sekunder ACT di sisi 150 kV dihubungkan secara Y (Bintang), maka menggunakan tap sebagai berikut :
Tap sekunder (TS150 ACT) = (25) (sesuai tabel 4.3 karena Terminal S1-S2 dihubungkan)
Selanjutnya menentukan tap primer ACT dengan melihat tabel 4.3 dan dengan menggunakan persamaan 3.8 adalah sebagai berikut :
= 27,75 Tap
Dari perhitungan diatas didapat tap primer ACT adalah 27,75 Tap. Dikarenakan pada tap primer ACT tidak bisa menggunakan nilai 27,75 Tap, maka nilai tersebut dibulatkan menjadi 27 Tap. Jadi tab primer ACT pada sisi tegangan 11,5 kV (TP150 ACT) adalah 27 Tap.
68
Gambar 4.2 Tap 27 pada sisi tegangan 150 kV
4.6
Perhitungan Nilai Arus Yang Masuk Ke Relai Dari ACT Disisi 11,5 kV Dan Sisi 150 kV
4.6.1
Perhitungan Nilai Arus Yang Masuk Ke Relai Dari ACT Disisi 11,5 kV Berikut ini adalah cara untuk menghitung arus dari ACT yang masuk ke relai
differensial pada sisi 11,5 kV, yaitu dengan menggunakan persamaan 3.9 adalah sebagai berikut :
= 4,91 A Jadi kesimpulannya yaitu arus dari ACT sisi 11,5 kV yang masuk ke relai differensial adalah 4,91 A.
69
4.6.2
Perhitungan Nilai Arus Yang Masuk Ke Relai Dari ACT Disisi 150 kV Berikut ini adalah cara untuk menghitung arus dari ACT yang masuk ke relai
differensial pada sisi 150 kV, yaitu dengan menggunakan persamaan 3.10 adalah sebagai berikut :
Jadi kesimpulannya yaitu arus dari ACT sisi 150 kV yang masuk ke relai differensial adalah 4,83 A.
4.7
Menghitung Persentase ( % ) Error Relai Differensial : Untuk menghitung persentase ( % ) error relai differensial yaitu dengan
menggunakan persamaan 3.11, adalah sebagai berikut :
70
Dari hasil perhitungan diatas nilai persentase (%) error relai diferensial adalah sebesar 1 %. Jadi kesalahan relai diferensial dalam membaca perbedaan atau selisih arus di sisi primer dan sekunder transformator tenaga adalah sebesar 1 %.
Dengan nilai 1 % tersebut berarti penggunaan relai differensial dalam mengamankan transformator lebih akurat karena batas error yang diizinkan adalah tidak boleh lebih dari 5 % . Syarat ini ditentukan oleh SPLN (Standar Perusahaan Listrik Negara) agar fungsi relai differensial berfungsi dengan baik dalam mengamankan sistem tenaga listrik dari gangguan.
