KOORDINASI OVER CURRENT RELAY PROTEKSI TRANSMISI 70 kv SEGMEN BITUNG TONSEA LAMA

Yohanis S Rompon, Koordinasi Over Current Relay Proteksi Transmisi 70 kV

KOORDINASI OVER CURRENT RELAY PROTEKSI TRANSMISI 70 kV SEGMEN BITUNG TONSEA LAMA Yohanis S. Rompon Jurusan Teknik Elektro Politeknik Negeri Manado Sulawesi Utara Email:[email protected]

Abstrak Penelitian ini bertujuan untuk : (1) Menghitung setting Over Current Relay (OCR) (2) Memperoleh selektivitas yang memuaskan diantara sesama OCR. Koordinasi Over Current Relay (OCR) Jaringan Tegangan Tinggi pada Segmen Bitung – Tonsea Lama. Dalam sistem ini OCR hanya sebagai proteksi cadangan dari relay jarak. Meskipun hanya sebagai proteksi cadangan, namun posisi proteksi cadangan tidak kalah pentingnya dengan proteksi utama. Setelah ditelusuri, masing-masing segmen transmisi yang menghubungkan antara Gardu Induk Bitung - Gardu Induk Sawangan dan segmen yang menghubungkan antara Gardu Induk Sawangan – Gardu Induk Tonsea Lama memiliki tiga unit OCR sebagai proteksi cadanganya. Secara teoritis, kondisi yang ada pada sistem yang menjadi objek kajian ini harusnya dua unit sudah cukup. Dengan kondisi relay proteksi yang berlapis-lapis dan arus gangguan dari dua arah, sulit bahkan tidak dapat diperoleh koordinasi yang memuaskan dari penampilan OCR yang terpasang pada GI Sawangan. Akibatnya, seperti yang telah dijelaskan di atas, setiap segmen transmisi akhirnya memiliki proteksi cadangan hingga tiga unit. Kata kunci: Koordinasi, Over Current Relay (OCR)

Kegagalan suatu sistem proteksi tidak saja disebabkan oleh satu-satunya relay, akan tetapi berasal dari beberapa sumber, mulai dari CT, rangkaian control dan bahkan karena kegagalan peralatan pemutus tenaganya (PMT) sendiri. Untuk meningkatkan keandalan sistem proteksi di lingkungan PT. PLN (Persero), khususnya untuk sistem tegangan tinggi (saluran transmisi dengan tegangan di atas 66 kV) dilakukan dengan sistem proteksi berlapis sehingga kerusakan akibat kegagalan salah satu proteksi dapat dikurangi atau dieliminasi oleh peralatan proteksi lainya yang relevan. Tergantung pada desain sistem, penerapan proteksi pada saluran transmisi tegangan tinggi umumnya adalah relay jarak (distance relay) sebagai proteksi utama (main protection) kemudian relay arus lebih (OCR) sebagai proteksi pembantu (back-up protection). Jaringan tegangan tinggi pada segmen Bitung-Tonsea lama yang dikelola PT. PLN (Persero) Wilayah VII Suluttenggo, merupakan jaringan yang sangat strategis, dimana ketiga unit pembangkit yaitu PLTD Bitung, PLTA Tanggari dan PLTA Tonsea Lama diparalelkan melalui jaringan tersebut (paralel pada sistem yang sama). Karena posisinya yang demikian strategis,

maka keandalan sistem secara keseluruhanya perlu mendapatkan perhatian. Berdasarkan kedua hal di atas, penulis ingin memperhitungkan koordinasi antara OCR yang terpasang pada jaringan tegangan tinggi pada segmen antara Bitung – Sawangan dan Sawangan – Tonsea lama sehingga walaupun relay proteksi ini hanya sebagai cadangan, namum akan beroperasi sebagaimana mestinya, yaitu tidak boleh gagal dan tidak boleh salah operasi.

TINJAUAN PUSTAKA Suatu sistem tanaga listrik terbagi dalam seksi-seksi yang satu sama lain bisa dihubungkan atau dipisahkan melalui PMT(CB). Setiap seksi diamankan oleh relay proteksi. Kawasan pengaman suatu relay proteksi adalah bagian dari sistem yang menjadi tanggung jawab relay tersebut untuk mendeteksi kondisi abnormal yang terjadi didalamnya dan dengan bantuan PMT akan memisahkan seksi bila kondisi abnormal itu sudah tidak dapat ditolerir. Karena bagian yang terganggu telah terpisah, maka bagian yang lainnya dapat beroperasi dan terselamatkan. Jadi walaupun relay hanya mengamankan kawasannya sendiri tetapi

MEDIA ELEKTRIK, Volume 5, Nomor 1, Juni 2010

hakekatnya mengamankan seluruh sistem yang dilewati arus gangguan yang menuju suatu kawasan yang mengalami gangguan. Penerapan arus relay yang benar mensyaratkan pengetahuan dari besarnya arus gangguan yang mengalir pada masing-masing bagian jaringan ketika terjadi hubung singkat. Karena pengujian dalam skala besar normalnya tidak praktis, maka analisa sistem harus dilakukan. Untuk studi setting relay, diperlukan data sebagai berikut : 1. Diagram segaris sistem yang memperlihatkan tipe dan rating peralatan proteksi dan CT-nya. 2. Impedansi semua komponen sistem, yaitu mesin,trafo dan rangkaian feeder dalam satuan Ohm atau per-unit. 3. Nilai arus hubung singkat maksimum dan minimum yang mungkin melalui masingmasing peralatan proteksi. 4. Arus dan waktu starting motor dan stallingtime motor induksi 5. Arus beban puncak yang memalui alat proteksi 6. Kurva penyusutan yang memperlihatkan nilai penyusutan arus gangguan dari generator 7. Kurva prestasi CT Relay Arus Lebih

Pengamanan sistem atau peralatan terhadap arus lebih semacam ini disebut sebagai proteksi arus lebih. Ada tiga macam proteksi arus lebih, yaitu : 1. Proteksi beban lebih (overload protection) 2. Proteksi hubungan singkat (short circuit protection) 3. Proteksi gangguan tanah (earth fault protection) Relay hubungan singkat terhubung dikawat fasa yang juga dialiri arus beban, oleh karena itu nilai setting arusnya harus lebih besar dari arus beban maksimum bahkan arus beban lebih yang dibolehkan. Demikian pula dengan relay beban lebih. Gambar 1, memperlihatkan hubungan antara trafo arus untuk ketiga macam proteksi arus lebih. Karena arus beban umumnya seimbang, maka relay beban lebih sebenarnya cukup dipasang pada salah satu fasanya saja, namun banyak pula yang memasang relay pada ketiga fasanya. Arus beban lebih biasanya hanya sekitar 1,05 – 2 kali arus beban penuh sedangkan arus hubung singkat dapat mencapai 10 – 20 kali arus nominalnya atau bahkan lebih tinggi. Oleh karena itu karakteristik relay beban lebih sangat berbeda

dengan relay hubungan singkat.

CT I>

Ith > I0

I>

I > = relay hubungan singkat Ith > = relay beban lebih I0 > = relay gangguan tanah Gambar 1. Hubungan antara CT dan 3 macam relay proteksi arus lebih Relay hubung singkat dapat mendeteksi arus yang rendah (kurang dari 1,5 kali nilai settingnya) akan tetapi tidak dapat berfungsi sebagai pengaman beban lebih dengan akurat, yaitu tidak trip lebih cepat untuk arus beban lebih yang lebih tinggi. Relay beban lebih harus dapat menghindari panas yang berlebihan pada alat yang diamankanya, namun harus tetap memberikan kesempatan operasi dengan beban lebih selama suhunya masih diperbolehkan. Karena itu karakteristik relay beban lebih mengikuti fungsi exponensial sesuai dengan karakateristik pemanasan dan pendinginan dari alat yang diamankanya. Nilai konstanta thermalnya harus dipilih sesuai dengan konstanta thermal alat yang akan diamankan. Sebagai alternatif untuk proteksi beban lebih adalah menggunakan temperature relay. Relay beban lebih dipakai juga oleh PLN sebagai relay pembatas untuk membatasi arus beban pelanggan sesuai dengan daya tersambungnya. Prinsip-prinsip Time/Current Grading Ada beberapa metode yang dapat digunakan untuk mendapatkan koordinasi relay yang benar yaitu, apakah melalui waktu, besar arus gangguan (arus lebih), atau waktu dan besar arus gangguan kedua-duanya. Ketiga metode tersebut bertujuan sama yaitu memberikan diskriminasi yang benar, yaitu masing-masing metode harus memilih dan melepaskan bagian yang terganggu dari sistem. 1. Diskriminasi Dengan Waktu Dalam metode ini, suatu interval waktu diberikan pada masing-masing relay yang


mengontrol PMT di dalam sistem tenaga untuk menjamin bahwa PMT yang terdekat dengan gangguan yang pertama kali membuka. Prinsip ini diilustrasikan kurva karakteriktik OCR. PMT proteksi dipasang di ujung setiap seksi sistem. Masing-masing unit proteksi terdiri dari definite time delay OCR dimana operasi dari elemen yang sensitif terhadap arus akan memicu elemen time delay (penunda waktu). Definite time delay relay dalam hal ini kadang-kadang dijelaskan sebagai independent definite time delay relay karena untuk tujuan praktis waktu kerja/operasi relay tidak tergantung pada nilai arus gangguan. Oleh karena itu, elemen time delay dari relay saja yang merupakan alat untuk mencapai tujuan diskriminasi.

L

K

1.45

H

J

1.05

0.65

F

Karena itu, secara khusus relay yang mengontrol macam-macam PMT operasinya diset pada nilai sadapan yang sesuai sedemikian sehingga relay yang terdekat dengan gangguan saja yang akan mengetrip PMT-nya. Untuk gangguan di F1 dengan arus 8800 A, relay yang mengontrol PMT pada J diset bekerja pada arus gangguan 8800 A dan dalam teori yang sederhana akan memproteksi kabel pada seksi diantara J dan H. Akan tetapi di sini terdapat dua titik praktis yang mempengaruhi koordinasi dengan metode ini yaitu: a. Tidak praktis untuk membedakan arus gangguan di titik F1 dan F2 karena jaraknya hanya beberapa meter dengan perubahan arus sebesar 1%. b. Dalam praktek, harus ada variasi dalam nilai arus gangguan sumber, secara khas dari 250 MVA ke 130 MVA. Pada nilai gangguan terendah, arus gangguan tidak melebihi 6800 A untuk gangguan pada kabel di dekat J, sehingga setting relay sebesar 8800 A tidak akan memproteksi di bagian mana saja pada kabel tersebut. Dengan demikian, diskriminasi arus bukan merupakan rencana/usulan yang praktis untuk grading yang benar di antara PMT J dan H. Akan tetapi, permasalahan berubah secara nyata bilamana ada perbedaan impedansi yang berarti diantara kedua PMT tersebut.

G

0..25

Gambar 2. Sistem radial dengan Relay H dapat diset pada waktu yang terpendek yang memungkin fuse memutus untuk gangguan disisi sekunder trafo. Suatu kelambatan waktu yang khas sebesar 0,25 detik adalah memadai. Generator : 11 kV, 250 MVA X = 0,485 Ω

F1 H

J 0,24 Ω

F3

F2

G

F4

0,04 Ω Trafo : 4 MVA 11 /3,3 kV X = 2,12 Ω

Gambar 3. Sistem radial dengan diskrinisai arus Jika gangguan terjadi pada F dan relay H akan bekerja dalam waktu 0,25 detik untuk membersihkan gangguan sebelum relay J,K dan L bekerja. Kelemahan utama dari diskriminasi dengan metode ini adalah waktu pembersihan gangguan yang paling lama terjadi justru didekat sumber dengan nilai arus atau MVA gangguan tertinggi. 2. Diskriminasi dengan Arus Diskriminasi arus didasarkan pada kenyataan bahwa arus gangguan berubah sesuai dengan posisi gangguan karena perbedaan nilai impedansi di antara sumber dan titik gangguan.

Kondisi ini dapat dilihat dengan meninjau grading yang disyaratkan diantara PMT H dan G. Anggap suatu gangguan terjadi pada F4 dengan arus sebesar 2200 A. Untuk kondisi ini, relay yang mengontrol PMT H dan setting arus operasi pada arus 2200 A ditambah safety margin sehingga relay tidak operasi untuk gangguan pada F4 maka ada diskriminasi dengan relay G. Anggap safety margin 20% untuk mengijinkan adanya error pada relay 10% dan 10% untuk variasi impedansi, maka setting relay pada H sebesar 1,3 x 2200 A cukup masuk akal. Sekarang anggap suatu gangguan terjadi pada F3, yaitu di ujung kabel suplai/penyulang


arus gangguan minimum. Daftar arus hubungan singkat maksimum dan minimum sistem ditunjukkan pada Tabel 1.

trafo dengan arus gangguan sebesar 5200 A, maka dapat kita lihat bahwa, relay pada H akan beroperasi secara benar untuk angguan dimana saja pada kabel 11 kV yang menyulang trafo.

a. Setting relay R4 untuk PMT B4 3. Diskriminasi dengan Waktu dan Arus Adanya beberapa keterbatasan diskriminasi relay melalui grading waktu atau grading arus maka telah dikembangkan metode diskriminasi melalui arus dan waktu dengan time OCR. Time OCR memiliki karakteristik waktu arus yang berbanding secara terbalik yaitu waktu berbanding terbalik dengan arus gangguan dan karakteristik relay yang sebenarnya adalah fungsi kedua parameter tersebut.

dan arus terkecil yang masukrelay

ÞI

p

=

5

× 55 = 5,5 A

50

Setting arus R4 = 5 A. Setting 5 A ini sama 55 dengan = 11 kali pada skala MCS 5 Karena relay R4 berada di ujung line maka tidak perlu dikoordinasikan dengan relay manapun

2

Y

B1

3 B2

j5

Y

Þ Pilih CT 50:5

1

j5

Y

I f = 30%×165,1 = 55 A

j 9,6

4 B3

j 6,4

5 B4

j 8,0

j 12,8

Y Gambar 4. Sistem radial, koordinasi waktu dan arus

Gambar (4) menunjukan sebagian dari suatu sistem radial 13,8 kV. Untuk keadaankeaadaan kerja tertentu, sistem ini dapat dioperasikan hanya dengan satu unit trafo saja dari dua unit trafo yang tersedia (minimum). Anggaplah rel disisi tegangan tinggi trafo adalah suatu rel yang tak terhingga. Rancanglah suatu sistem proteksi untuk gangguan-gangguan antar fasa dan gangguan tiga fasa.

HASIL DAN PEMBAHASAN 1. Analisis Setting Over Current Relay Tabel 1. Daftar arus hubungan singkat maksimum dan minimum sistem Gangguan pada rel IF3Φ max (Ampere) IF2Φ min (Ampere)

1

2

3

4

5

3187,2

658,5

430,7

300,7

202,7

1380,0

472,6

328,6

237,9

165,1

Dengan mempertimbangkan arus gangguan minimum sudah jauh lebih besar dari arus beban maksimum maka sensitivitas relay dapat ditingkatkan dengan mengeset relay pada 30%

sehingga harus bekerja secepat-cepatnya, karena itu dapat dipilih skala TMS yang terkecil yaitu 0,5 Lihat kurva TCC pada gambar 4. Jadi setting R4 adalah : MCS = 11 dan TMS = 0,5. b. Setting Relay R3 untuk PMT B3 Relay R3 ini harus membantu R4 bila gagal sehingga harus dikoordinasikan. Untuk membantu R4, R3 harus merespon juga arus terkecil yang dirasakan R4 yang besarnya 30% dari 165,1 A. Jadi dapat dipilih CT untuk R3 ini adalah 50 : 5 dan setting R3 juga sebesar 5 A. Untuk mendapatkan koordinasi yang memuaskan antara kedua relay R3 dan R4, relay R3 harus bekerja lebih lambat minimal 0,3 detik dari R4, tetapi untuk arus tertinggi yang dirasakan R4. Dengan perbandingan CT 50 : 5 Arus yang masuk ke R3 adalah : 5 Ip = × 300,7 = 30,1 A 50 Karena relay diset pada 5 A, ini sama dengan 30,1 = 6,0 kali pada skala MCS. 5 MCS = 6 dan TMS = 0,5


diperoleh t3 = 0,135 detik. Karena harus ada keterlambatan waktu koordinasi sebesar 0,3 detik maka waktu operasi relay R3 harus sebesar : top3 = 0,3 + 0,135 = 0,435 detik. Dari skala MCS 6 dan top3 = 0,435 detik diperoleh TMS = 2 Jadi setting R3 adalah : MCS = 6 dan TMS = 2 c. Setting Relay R2 untuk PMT B2 Arus gangguan terkecil rangkaian dirasakan oleh R2 adalah sebesar 237,9 A dan 30% dari arus ini adalah 71,73 A, karena itu dapat dipilih CT 100 : 5. Dengan CT tersebut arus minimum yang masuk ke relay adalah : 5 Ip = × 71,73 = 3,9 A ; Setting arus R2 = 4,0 A 100 Dalam membantu R3, keterlambatan waktu R2 juga 0,3 detik tetapi untuk arus terbesar yang dilihat R3. Dengan CT 50 : 5 , arus maksimum 5 pada relay R3 adalah × 430,7 = 43,07 A 50 karena R3 diset 5 A, maka arus maksimum 43,07 43,07 A memberikan : = 8,6 kali dalam skala 5 MCS untuk R3. Sementara arus gangguan ini juga masuk pada R2 yaitu sebesar : 5 × 430,7 = 21,534 A ; karena R2 diset 4A 100 maka kita dapatkan : 21,534 = 5,38 » 5,4 kali dalam skala MCS untuk 4 R2 MCS = 8,6 dan TMS = 2 memberikan t3’ = 0,31 detik. Untuk koordinasi yang memuaskan waktu operasi relay R2 adalah : top2 = 0,3 + 0,31 = 0,61 detik Pada MCS = 5,4 untuk R2 dan top2 = 0,61 detik berkenaan dengan TMS = 2,6. Jadi seeting R2 adalah : MCS = 5,4 dan TMS = 2,6 d. Setting Relay R1 untuk PMT B1 Arus terkecil dimana Ra harus respon adalah 30% dari 328,6 yaitu sebesar 98,58 A, karenaitu dapat kita pilih CT 100 : 5. Arus terkecil yang masuk relay adalah : 5 × 98,58 = 4,93 A ; Setting arus R1 = 5 A 100

Pada arus sebesar 658,5 dan CT 100 : 5 arus maksimum yang masuk R2 adalah : 5 × 658,5 = 32,93 A ; karena setting R3 adalah 100 4 A maka kita dapatkan : 32,93 = 8,23 kali pada skala MCS untuk R2 4 Dengan cara yang sama untuk R1, tetapi setting arus 5 A kita peroleh : 5 × 658,5 100 = 6,6 kali pada skala MCS untuk 5 R1 MCS = 8,23 dan TMS = 2,6 untuk R2 memberikan : t2 = 0,39 detik Untuk koordinasi yang memuaskan antara R1 dan R2, R1 harus bekerja lebih lambat 0,3 detik dari R2 yaitu : top1 = 0,3 + 0,39 = 0,69 detik Nilai MCS = 6,6 dan top1 = 0,69 detik untuk R1 berkenaan dengan TMS = 3,4 Jadi setting R1 adalah : MCS = 6,6 dan TMS = 3,4 2. Saluran Transmisi Tegangan 70 KV Saluran transmisi tegangan 70 kV dari GI bitung ke - GI Sawangan kemudian saluran transmisi dari GI – tonsea Lama ke – GI Sawangan diperlihatkan pada gambar (5) Terlihat bahwa GI sawangan berada ditengah antara GI Bitung dan GI Tonsea Lama. Selain dari PLTD Bitung dan PLTA Tonsea Lama, melalui saluran transmisi 70 kV PLTA Tanggari I dan Tanggari II juga masuk ke GI Sawangan. Dengan demikian GI Sawangan merupakan tempat dimana semua sistem pembangkit minahasa diparalelkan. Dari gambar terlihat juga bahwa semua saluran transmisi merupakan rangkaian ganda (parallel). Semua saluran transmisi diproteksi dengan Realy Jarak yang ditata sedemikian rupa sehingga proteksinya berlapis-lapis. Khusus untuk saluran transmisi dari GI Bitung ke - GI Sawangan kemudian saluran transmisi dari GI Tonsea Lama ke – GI Sawangan secara skematis diperlihatkan gambar (5) Meskipun telah diproteksi dengan relay jarak yang berlapis-lapis, proteksi saluran transmisi tersebut masih di-tambah lagi dengan OCR sebagai proteksi cadangan. Demikian tingginya derajat proteksi yang diterapkan pada sistem ini mengingat kedudukannya yang memang sangat vital dalam operasi penyaluran energi listrik untuk keseluruhan sistem Minahasa. Selain itu ketika


terjadi gangguan dititik yang mana saja pada salah satu salurannya, arus yang mengalir menuju titik gangguan akan sangat besar karena disuplai dari beberapa stasiun pembangkit dan saluran transmisi ini juga yang paling dekat dengan sunber. Dengan demikian bila terjadi hubung singkat dan tidak segera ditangani dapat menyebabkan kerusakan yang hebat, terutama pada titik gangguan dan saluran lainya. yang terdekat dengan titik gangguan.

dan RJ Zone 3, maka OCR1 akan merespon kemudian mentripkan CB1. Untuk gangguan pada F2, relay jarak (RJ1Zone2) respon dan CB1 trip, juga Relay Jarak (RJ4Zone2) respon dan CB4 trip dengan waktu setting 400 milidetik. Jika kedua relay tersebut gagal, maka OCR2 dan OCR 3 yang akan menghentikan aliran arus dari arah SWG dan BTG.

RJ1Zone3 RJ1Zone2 TL

RJ3Zone2

SWG

RJ1Zone1 CB1

CB2

OCR 1

OCR 2

RJ3Zone1

CB3

CB4

OCR3

OCR 4

RJ2Zone 1 RJ2Zone 2

RJ4Zone1 BTG

RJ4Zone2

RJ4Zone 3

Gambar 5. Diagram skematis penataan relay jarak dan OCR

TL

581 L 80

F2

0

F1 CB1

581 L 80

0

899 L 87,4

0

CB2

954 L 65,7

0

CB3

CB3 BTG

F3

1006 L 87,4

0

954 L 65,7

0

SWG

Gambar 6. Diagram skematis aliran dan besar AHS 3 fasa minimum Dalam kondisi proteksi relay jarak yang berlapis-lapis dan arus gangguan yang datang dari beberapa arah, setting dan koordinasi antar relay jarak dan relay jarak dengan OCR merupakan pekerjaan yang sangat menantang. Jika terjadi gangguan pada saluran transmisi, aliran dan besar arus dari unit-unit pembangkit dapat dilukiskan seperti gambar 6. Sedangkan data arus gangguan selengkapnya diperlihatkan pada Tabel 1. Untuk simulasi gangguan yang berada pada area diantara GI TL dan GI SWG (titik F1) Relay Jarak Zone 1 (RJ1 Zone 1) dan (RJ2 Zone 1) akan respon dan CB1 dan CB2 akan trip dalam waktu seketika (Instantenous). Dari gambar 5 terlihat, jika RJ1Zone1 dan RJ2Zone1 gagal, maka 800 milidetik RJ4Zone3 akan respon dan CB4 trip. Karena relay RJ1 tidak diback-up oleh RJZone2

Pada gangguan di F3, Relay Jarak (RJ3Zone1) dan (RJ4Zone1) respon dan CB3, juga CB4 trip seketika dalam waktu bersamaan. Jika relay tersebut gagal, maka Relay Jarak (RJ1Zone3) respon dan CB1 trip setelah 800 milidetik, karena Relay Jarak (RJ4) tidak di back up oleh relay jarak Zone 2 dan Zone 3, maka OCR 4 respon dan CB4 trip. Dari uraian diatas, dapat diketahui bahwa keterlambatan waktu koordinasi antar sesama relay jarak adalah 400 milidetik atau 0,4 detik. 3. Operasi Over Current Relay (OCR) Mengingat OCR hanya sebagai proteksi cadangan (back-up) yang bekerjanya dengan keterlambatan waktu maka sebelum kita memperhitungkan koordinasinya dengan relay jarak, kita periksa dahulu karakteristik operasinya


pada nilai arus gangguan yang tersedia. Kurva karakteristik relay yang digunakan adalah type inverse-time Nilai AHS yang akan dijadikan dasar setting OCR adalah AHS 2-fasa minimum dan arus beban maksimum dari masing-masing GI yang besarnya adalah :

…….. hingga 100% . Berdasarkan keterangan di atas dapat kita lihat bahwa perbandingan antara besar arus gangguan dan arus beban cukup tinggi sehingga memungkinkan untuk memilih setting arus relay yang rendah.

Tabel 1. Daftar arus gangguan pada busbar sistem Minahasa PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR-PSS/E WED, Feb 02 2010 12:27 THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT X---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 100 [RANOMUT 66.000] AMPS 1927.2 -61.22 2147.2 -65.63 200 [SAWANGAN 66.000] AMPS 2060.5 -61.58 2869.2 -63.13 251 [TGR11 66.000] AMPS 1798.5 -63.98 2454.2 -66.28 252 [TGR12 66.000] AMPS 1798.5 -63.98 2454.2 -66.28 253 [TGR2 66.000] AMPS 1978.2 -62.15 2807.2 -63.73 300 [BITUNG 66.000] AMPS 1843.8 -63.26 2650.9 -64.53 400 [TONSEALAMA 66.000] AMPS 2010.2 -61.58 2508.3 -64.54 500 [TELING 66.000] AMPS 1925.5 -61.17 2120.1 -65.99 600 [TOMOHON 66.000] AMPS 2010.5 -61.19 2409.5 -65.50 651 [IBT 150.00] AMPS 800.7 -63.96 970.6 -67.45 700 [KAWONGKOAN 150.00] AMPS 785.5 -63.95 963.5 -67.53 751 [LAHENDONG 1 150.00] AMPS 797.8 -63.94 970.0 -67.47 800 [LOPANA 150.00] AMPS 766.1 -63.85 964.5 -67.58 900 [TASIKRIA 66.000] AMPS 1547.9 -63.72 1387.0 -68.58 1000 [OTAM 150.00] AMPS 670.1 -64.68 746.6 -68.80 1100 [LIKUPANG 66.000] AMPS 1356.4 -65.07 1282.4 -67.97

AHS fasa-fasa dari TL ke SWG: 3 I TS = × 581 = 503 A 2 AHS fasa-fasa dari SWG ke BTG: 3 I SB = × 1006 = 871 A 2 AHS fasa-fasa dari SWG ke TL : 3 I ST = × 899 = 797 A 2 AHS fasa-fasa dari BTG ke SWG : 3 I BS = × 954 = 826 A 2 ABP SWG – ke TL : 93 A ABP BTG – ke SWG : 161 A Sedangkan CT yang digunakan adalah : 400/1A; otomatis rating relay juga 1 A. Jadi range arus setting relay dapat dipilih mulai 0,1 ; 0,2 ; 0,3 …… hingga 1,0 atau 10%, 20%

Untuk arus beban sebesar 93 A dari GI SWG ke TL, arus yang masuk ke relay adalah : 1 × 93 = 0, 23 A 400 Jadi setting OCR pada seksi ini dapat dimulai dari 0,25 A hingga 1 A (25 %– 100%) Untuk arus beban sebesar 161 A dari GI BTG ke SWG, arus yang masuk relay adalah : 1 × 161 = 0,40 A 400 Jadi setting OCR pada seksi ini dapat dimulai dari 0,45A hingga 1 A (45% - 100%) Berdasarkan gambar 6, untuk gangguan di F1 OCR1 dan OCR2 harus trip secepat mungkin dan akan dibantu oleh OCR 3 bila OCR2 gagal. Bila gangguan terjadi dititk F2, OCR 2 dan OCR 3 harus trip secepat mungkin dan akan dibantu oleh OCR1 bila OCR2 gagal dan OCR4 akan membantu OCR3 bila relay ini gagal. Pada


gangguan dititik F3, OCR3 dan OCR4 yang harus trip secepat mungkin dan akan dibantu oleh OCR2 bila OCR3 gagal. 4. Keterlambatan Waktu Koordinasi OCR dengan Relay Jarak Keterlambatan waktu koordinasi yang aman untuk OCR umumnya adalah tidak kurang dari 0,3 detik (300 milidetik) dari relay pengaman utamanya. Dengan memperhatikan waktu operasi relay jarak yang telah ada, maka waktu operasi OCR dengan keterlambatan waktu 300 milidetik minimal adalah sebagai berikut : tOCR1 = Instan + 300 m.detik = 300 m.detik atau 0,3 detik tOCR2 = Instan + 300 m.detik = 300 m.detik atau 0,3 detik tOCR3 = tOCR2 = 0,3 detik tOCR4 = tOCR1 = 0,3 detik Dasar setting waktu OCR tersebut belum memperhitungkan kesalahan pada CT dan relay sendiri dan waktu antara respond relay dan PMT mulai terbuka. Koreksi terhadap kesalahan total umumnya tidak lebih dari 0,15 detik Dengan memperhitungkan adanya kesalahan-kesalahan tersebut, maka keterlambatan waktu koordinasi maksimum untuk masingmasing OCR adalah : tOCR1 = 0,3 detik + 0,15 detik = 0,45 detik tOCR2 = 0,3 detik + 0,15 detik = 0,45 detik tOCR3 = tOCR2 = 0,45 detik tOCR4 = tOCR1 = 0,45 detik

SIMPULAN Dengan mempelajari kondisi saluran tegangan tinggi antara GI Bitung – GI Sawangan dan GI Sawangan – GI Tonsea Lama dan setelah menghitung setting OCR pada segmen jaringan diatas dapat kita simpulkan bahwa : 1. Untuk setiap gangguan pada saluran transmisi segmen GI Bitung dan GI Sawangan proteksi jarak akan bekerja seketika dan jika gagal terdapat tiga unit proteksi cadangan yang tersedia yaitu OCR1, OCR2 dan OCR3 yang akan trip 0,45 detik kemudian 2. Untuk setiap gangguan yang terjadi pada saluran transmisi segmen GI Sawangan dan GI Tonsea Lama proteksi jarak akan bekerja seketika dan jika gagal juga terdapat tiga unit proteksi cadangan yaitu OCR2, OCR3 dan OCR4 yang akan trip 0,45 detik kemudian.

DAFTAR PUSTAKA Blackburn, J. Lewis, 1987. Protective Relaying, Priciples and Application, Marcel Dekker Inc.: New York. GEC Measurements, 1987. Protective Relays, Applications Guide, ICA Advertising & Marketing Ltd. Manchester: UK Komari, Ir .,2002. Proteksi Sistem Tenaga Listrik “Filosofi, Strategi dan Analisa untuk Peningkatan Keandalan, PT. PLN (Persero) Jasa Pendidikan dan Latihan: Semarang Stevenson, William D, Jr., 1984, Analisa Sistem Tenaga Listrik. Terjemahan Ir Kamal Idris, Edisi IV. Erlangga:Jakarta

KOORDINASI OVER CURRENT RELAY PROTEKSI TRANSMISI 70 kv SEGMEN BITUNG TONSEA LAMA

Recommend Documents