STUDI PENYETELAN RELAI DIFERENSIAL PADA TRANSFORMATOR PT CHEVRON PACIFIC INDONESIA

JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372

STUDI PENYETELAN RELAI DIFERENSIAL PADA TRANSFORMATOR PT CHEVRON PACIFIC INDONESIA Liem Ek Bien & Dita Helna* Dosen Jurusan Teknik Elektro-FTI, Universitas Trisakti Abstract The quality of an electric power system is measured by its continuity of service, good control and maintenance. The good continuity of service can be obtained if all the components of power systems can operate well in every situation and condition, either in normal or in abnormal condition. In abnormal condition, the protection system has an important role in detecting every disturbance and disconnecting the disturbed parts from the system. The power transformer is the main component in a substation. The disturbances in the transformer should be isolated so as not to disturb the system during distribution of the electric power to other load. The differential relay on the power transformer is a protection relay to detect internal disturbance. This paper discusses the setting and mismatch error of differential relay in substation of Central Duri at switchgear #3 at PT Chevron Pacific Indonesia (PT CPI). Keywords: short circuit, differential relay, power transformer

1. Pendahuluan Sistem kelistrikan merupakan elemen penting untuk menunjang proses produksi pada industri. PT Chevron Pacific Indonesia merupakan salah satu perusahaan eksplorasi minyak asing di Indonesia dengan wilayah kerja yang cukup luas. PT Chevron memiliki sistem kelistrikan sendiri untuk memenuhi kebutuhan listrik yang cukup besar. Sistem pembangkitan untuk penyediaan tenaga listrik yang terdiri atas fasilitas-fasilitas pembangkitan, transmisi, dan distribusi diatur agar sistem tidak hanya beroperasi dengan efisiensi yang setinggi mungkin, tetapi seluruh peralatannya juga diamankan dan dilindungi terhadap kerusakan. Manfaat sistem proteksi dan relai-relai pengaman adalah agar pemutus-pemutus daya yang tepat dioperasikan supaya hanya bagian yang terganggu saja yang dipisahkan secepatnya dari sistem, sehingga kerusakan peralatan listrik yang disebabkan oleh gangguan menjadi sekecil mungkin.

* Alumni Jurusan Teknik Elektro FTI, Universitas Trisakti


Salah satu komponen yang sangat penting peranannya dalam sistem tenaga listrik adalah transformator tenaga. Transformator tenaga ini berfungsi untuk mengubah besaran tegangan. Dengan menggunakan transformator tenaga, penyaluran energi dapat luas jangkauannya sehingga penempatan pembangkitan tidak harus berdekatan dengan beban. Untuk menjaga transformator tenaga dari gangguan diperlukan pengaman. Salah satu pengaman transformator tenaga adalah relai diferensial. Gambar sederhana sebuah sistem tenaga listrik diperlihatkan pada Gambar 1. berikut:

Gambar 1. Sistem Tenaga Listrik 2. Relai Diferensial Relai diferensial adalah salah satu relai pengaman utama sistem tenaga listrik yang bekerja seketika tanpa koordinasi relai disekitarnya sehingga waktu kerja dapat dibuat secepat mungkin. Daerah pengamanannya dibatasi oleh pasangan trafo arus dimana relai diferensial dipasang sehingga relai diferensial tidak dapat dijadikan sebagai pengaman cadangan untuk daerah berikutnya. Proteksi relai diferensial bekerja dengan prinsip keseimbangan arus (current balance).

42

Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron

Prinsip ini berdasarkan hukum kirchhoff yaitu membandingkan jumlah arus masuk ke primer (Ip) sama dengan jumlah arus yang keluar dari sekunder (IS). (Kadarisman,No Year: 8-20). 



Idiferensial = Id = I P  I S

(1)

Dimana: Id = Arus Diferensial (A) Ip = Arus Sisi Masuk (A) Is = Arus Sisi Keluar (A) Gambar 2. menunjukkan relai diferensial dalam keadaan arus normal, dimana Ip dan Is sama besar dan berlawanan arah.

Gambar 2. Relai Diferensial Saat Arus Normal

43


Id = Ip + Is = 0 Ampere Idif = IP + IS = 0 Ampere Maka tidak ada tegangan yang melintasi coil relay dan tidak ada arus yang mengalir pada relai tersebut, sehingga relai diferensial tidak bekerja. (J lewis, Blackburn, 2004: 10). 2.1. Gangguan Diluar Daerah yang Dilindungi Pada gangguan diluar (eksternal) daerah proteksi relai diferensial (diluar kedua trafo arus), relai diferensial tidak akan bekerja, karena Ip dan Is sama besar dan berlawanan arah (Id = Ip + Is = 0 Ampere, Idif = IP + IS = 0 Ampere), seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 3. berikut. (J lewis, 2003: 10).

Gambar 3. Relai Diferensial Saat Gangguan Eksternal

44


2.2. Gangguan Didalam Daerah yang Dilindungi Untuk gangguan didalam (internal) daerah proteksi relai diferensial (diantara kedua trafo arus), Ip dan Is searah. Id = Ip + Is > 0 Ampere Idif = IP + IS > 0 Ampere Karena arus akan menuju titik gangguan, sehingga relai diferensial akan bekerja, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.

Gambar 4. Relai Diferensial Saat Gangguan Internal

45


Pada saat ada arus yang mengalir lewat relai, maka relai akan mengirim sinyal pada lock out relay. Sinyal ini akan di teruskan ke C/S dan memerintahkannya untuk lock out sehingga aliran energi listrik terputus, maka transformator tenaga yang diamankan bebas dari pengaruh gangguan yang ada.

3. Karakteristik Relai Diferensial Karakteristik diferensial dibuat sejalan dengan Unbalances current (Iμ), untuk menghindari terjadinya kesalahan kerja. Kesalahan kerja disebabkan karena CT ratio mismatch, adanya pergeseran fasa akibat belitan transformator tenaga terhubung (Y) – (Δ). II11

CT1 1 CT

CT CT22

ii11

II2

2

ii22 Restraiting Coil Restraining Coil

Operating Operating CoilCoil

Gambar 5. Prinsip Pengoperasian Relai Diferensial Perubahan tap tegangan (perubahan posisi tap changer) pada transformator tenaga oleh On Load Tap Changer (OLTC) yang menyebabkan CT mismatch juga ikut berubah. Kesalahan akurasi CT, Perbedaan kesalahan CT di daerah jenuh (Saturasi CT), dan Inrush current pada saat transformator energize menimbulkan unbalances current (Iμ) yang bersifat transient.

46


Untuk mengatasi masalah unbalance current (Iμ) pada relai diferensial caranya dengan menambahkan kumparan yang menahan bekerjanya relai di daerah Iμ. Kumparan ini di sebut Restraining Coil, sedangkan kumparan yang mengerjakan relai tersebut di sebut Operating Coil. Arus diferensial didapat dari menjumlahkan komponen arus 



sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |) dan belitan 2 (| I 2 |) secara vektor perfasa. Jika arus berlawanan dalam arti yang satu menuju relai dan yang yang lainnya meninggalkan relai, maka akan saling mengurangi dan sebaliknya jika arus searah berarti yang kedua-duanya menuju atau meninggalkan relai, maka akan saling menjumlahkan. Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus 



sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |)dan belitan 2 (| I 2 |) Irestrain = Ir 



= max | I 1 | , | I 2 |)

(2)

Slope didapat dengan membagi antara komponen arus diferensial dengan arus penahan. Slope 1 akan menentukan arus diferensial dan arus penahan pada saat kondisi normal dan memastikan sensitifitas relai pada saat gangguan internal dengan arus gangguan yang kecil. Sedangkan Slope 2 berguna supaya relai tidak kerja oleh gangguan eksternal yang berarus sangat besar sehingga salah satu CT mengalami saturasi (diset dengan slope lebih dari 50%). % Slope =

Id x 100% Ir

(3)

Pada Gambar 6. halaman berikut merupakan karakteristik relai diferensial. Daerah di atas kurva adalah daerah kerja relai diferensial, sedangkan pada daerah di bawah kurva, relai tidak akan bekerja. (Anderson Anvenue, 2001: 214-300)

47


Idifferential(xCT) 200%

OPERATE REGION SLOPE 2 100% 100%

1.00 PICKUP 0.30 0.05

SLOPE 1 25%

50% RESTRAINT REGION 15%

2.0 KNEEPOINT

Irestraint(xCT)

Gambar 6. Karakteristik Relai Diferensial 3.1. Syarat Pengaman Relai Diferensial a. Trafo arus yang digunakan oleh relai diferensial ini harus memiliki rasio perbandingan CT1 dan CT2 sama, contohnya 200:5 dan 1500:5, sehinggga Ip = Is, serta sambungan dan polaritas CT1 dan CT2 sama. Polaritas trafo arus memperlihatkan arah arus yang masuk dan keluar dari trafo arus Jika tidak, akan terjadi kesalahan dalam melihat arus yang masuk dan keluar melalui transformator tenaga. Hal ini, menyebabkan kesalahan dalam menentukan adanya gangguan di transformator tenaga. b. Adanya pergeseran fasa akibat hubungan trafo tenaga yang terhubung delta (Δ) - (Y) maka untuk mengembalikan sudut phasa arus yang tergeser tersebut, hubungan trafo arus di buat berbeda dan sudut pada CT di sisi primer dan CT di sisi sekunder trafo berbeda 1800. Hubungan CT di primer berbeda dengan CT di sekunder yaitu satu sisi terhubung Y, lainnya Δ. Yang terhubung Δ menghasilkan

48


dan adanya arus magnetisasi dari trafo tenaga di sisi primer menyebabkan pergeseran fasa, Oleh karena itu diperlukan suatu CT tambahan (auxiliary CT – ACT) yang terhubung Y, karena proteksi diferensial harus membandingkan arus pada dua sisi tanpa perbedaan fasa. c. Karakteristik kejenuhan CT1 dan CT2 harus sama 200:5 CT1 200:5

CT1

T T

Ip

1500:5 CT2 1500:5

CT2

Is

RELE Relay DIFEREN Diferen SIAL sial Gambar 7. Polaritas Trafo Arus

3.2. Skema Rele Diferensial (87t) Gambar 8. mengilustrasikan skema pengaman diferensial trafo tiga fasa yang disederhanakan. Sisi tegangan tinggi 115 kV hubung ∆ RST yang mendahului sisi tegangan rendah 13.8 kV hubung (Y) XYZ dengan sudut 30°. Untuk pemasangan relai diferensial perlu diperhatikan arus urutan nol, agar relai diferensial tidak salah kerja atau beroperasi pada saat gangguan luar. Selain itu, Trafo arus pada sisi primer trafo tenaga yang terhubung dengan belitan Delta dihubungkan Y dan trafo arus pada sisi sekunder trafo tenaga yang belitannya terhubung Y dihubungkan Δ sehingga

49


menghilangkan komponen urutan nol yang ada di sisi sekunder tranformer dan menyamakan arus yang keluar dari CT sehingga arus yang luar dari CT tetap sama fasa yakni iR-iT’, iS-iR’ dan iT-iS’.

Dy1 115/13,6 KV 28MVA

S

T

Primer / 115KV

Sekunder /13,8KV

CT4

X

CT2

CT5

Y

CT3

CT6

Z

CT1

R

iR-iT’ R

ix-iz’

R

O iS-iR’

iy-ix’ R

R

O

iz-iy’

iT-iS’ R

R

O

AUX CT

Relai diferensial (87T)

Gambar 8. Skema Diferensial Trafo tenaga Pada Operasi Normal

50


Keterangan: R O iR,iS,iT ix,iy,iz R, S, T X, Y, Z

: Restraint coil : Operation coil : arus yang mengalir di sisi primer : arus yang mengalir di sisi sekunder : line di sisi primer : line di sisi sekunder

CT1 = CT2 = CT3 = CT4 = CT5 = CT6 = Current Transformer

4. Data Perhitungan Setelan Relai Differensial Sistem transmisi yang akan dianalisa gangguan hubung singkatnya adalah saluran transmisi pada Gardu Induk Central Duri di switchgear #3 Pada gardu ini aliran dayanya berasal dari sumber Generator 29,6 MVA, 13,8 kV dan dihubung ke transformator tenaga berkapasitas 28 MVA untuk disalurkan ke sistem transmisi 115 kV. Analisa gangguan hubung singkat pada saluran ini adalah untuk menghitung setelan relai diferensial dan mengetahui seberapa besar perkiraan error relai diferensial yang mungkin dapat terjadi. Bagan gambar jaringan sistem tenaga listrik Gardu Induk central duri#3, terdapat pada Gambar 9.

4.1 Data Jaringan PT Chevron Pacific Indonesia Sebelum memulai perhitungan, perlu diketahui terlebih dahulu data yang diperlukan untuk menghitung penyetelan relai diferensial transformator, sebagai berikut: 1. Daerah yang akan dianalisa 2. Data impedansi 3. Data / name plate transformator Gardu Induk Central Duri di switchgear #3 4. Data sumber (GI) 5. Data

51


C Line 2

115 kV

GARDU INDUK CENTRAL DURI #3 B

Line 1

TX 15/28 MVA 115/13,8 kV

13,8 kV

A

G

29,6 MVA

Gambar 9. Skema Gardu Induk Central Duri #3 Keterangan: A : Gardu Induk Central Duri di switchgear #3 B : Transformator Tenaga C : Sistem 115 kV Berikut data lengkap yang diberikan:

52


Tabel 1. Data Transformator Gardu Induk Central Duri #3 Data

Belitan 1 hubungan Δ

Belitan 2 hubungan Y

00

300 lag

Rated MVA

28 MVA

28 MVA

Tegangan Nominal fasa-fasa

115 KV

13,8KV

Hubungan CT

WYE

DELTA

CT ratio

200:5

1500:5

66,40 KV

7,97 KV

8,07%

8,07%

Diagram phasor daya

Pergeseran fasa

Tegangan fasa-netral Reaktansi trafo

20Ω

Pentanahan netral trafo

Tabel 2. Data impedansi Transformator Gardu Induk Central Duri #3 Kapasitas MVA 28

Impedansi (%) pada MVA rating Rt

Xt1

Rto

Xto

0,00351

0,0807

0,0044

0,102

Keterangan: Rt = resistansi urutan positif dan negatif

53


Xt1 = reaktansi urutan positif dan negatif Rto = resistansi urutan nol Xto = reaktansi urutan nol Tabel 3. Data Daya Hubung Singkat Pada Sumber Sumber

Daya hubung singkat (MVA)

Rsumber (Ω)

Xsumber (Ω)

Generator 13,8 kV

87,684

0

0,57004

Sistem 115 kV

506,487

0

22,25789

Tabel 4. Data Generator Kapasitas (MVA)

29,741

Keterangan: d’ Xd’ Rd’’ Xd’’ Ro Xo

Impedansi (%) pada MVA rating Rd’

Xd’

Rd”

Xd”

Ro

Xo

0,01917

0,23000

0,01

0,12

0,0025

0,12

: resistansi transien synchronous : reaktansi transien synchronous : resistansi subtransien synchronous : reaktansi subtransien synchronous : resistansi urutan nol : reaktansi urutan nol

Tabel 5. di bawah ini adalah hasil perhitungan admitansi jaringan urutan positif, urutan negatif dan urutan nol menggunakan program Microsoft Excel.

54

C

C

A

A

C

B

B

GENO

GENO

A

Ke bus

Sistem 115 kV

13,8 kV

Generator

Dari bus

0,144 1016 1016

1015

1015

0,144

0,197

0,006

0,006

0,000

0,773

(pu)

(pu)

0,064

jX

R

10,05

10,05

0,144

0,144

0,197

0,776

(pu)

Z

1,471

1,471

1,527

1,527

1,571

1,488

(rad)

Sudut Z

0,000

0,000

6,933

6,933

5,065

1,289

(pu)

Y

-1,471

-1,471

-1,527

-1,527

-0,571

-0,488

(rad)

Sudut Y

Tabel 5. Penyusunan Admitansi Jaringan Urutan Positif dan Negatif Untuk Gangguan pada Gardu Induk Central Duri #3

0,000

0,000

0,301

0,301

4,262

1,138

(pu)

G

0,000

0,000

-6,926

-6,926

-2,737

-0,604

(pu)

jB


55

56

Ke bus

A

C

C

A

A

C

Dari bus

Generator 13,8 kV

Sistem 115 kV

B

B

GENO

GENO

31,508 10,4x1015

0,364 1016

3x1015

0,184

10,4x1015

0,203

1255,135

Z (pu)

31,506

0,182

10x1015

3x1015

0,024

0,197

0,403

jX (pu)

0,045

1255,134

R (pu)

1,279

0,012

1,441

1,279

1,345

0,000

Sudut Z (rad)

0,000

0,032

5,444

0,000

4,936

0,001

Y (pu)

-1,279

-0,012

-1,441

-1,279

-1,345

0,000

Sudut Y (rad)

0,000

0,032

0,704

0,000

1,105

0,001

G (pu)

0,000

-0,0004

-5,398

0,000

-4,811

0,000

jB (pu)

Tabel 6. Penyusunan Admitansi Jaringan Urutan Nol Untuk Gangguan Pada Gardu Induk Central Duri #3



4.2. Pemilihan CT Ratio Pemilihan CT disesuaikan dengan alat ukur dan proteksi. Pemilihan CT dengan kualitas baik akan memberikan perlindungan sistem yang baik pula. Relai diferensial sangat tergantung terhadap karakteristik CT. Jika karakteristik CT bekerja dengan baik, maka sistem akan terlindungi oleh relai diferensial ini secara optimal. CT ditempatkan dikedua sisi peralatan yang akan diamankan (transformator tenaga), seperti yang terlihat pada Gambar 8. CT ratio untuk relai diferensial yang dipilih sebaiknya memiliki nilai yang mendekati nilai Irating . (Sukmawidjaja, 1995: 3-115) In =

S kV x

(4)

3

Dimana:

In S

: arus nominal (A) : Daya yang tersalur (MVA)

Dari persamaan 4, arus nominal dikedua sisi transformator adalah sebagai berikut ; In sisi 115 kV =

28 MVA =140,572 A 115 kV x 3

In sisi 13,8 kV =

28 MVA =1171,435 A 13,8kV x 3

Transformator dapat menarik beban lebih hingga 110% dari kapasitasnya, selama temperatur belitan dibawah temperatur maksimumnya. Irating = 110% x In

(5)

Irating primer CT sisi 115 kV = 1,10 x 140,572 = 154,629 A

57


Irating primer CT sisi 13,8 kV = 1,10 x 1171,432 = 1288,579 A Maka perbandingan ratio trafo arus (CT ratio) dapat dihitung dari nilai arus rating dikedua sisi tegangan transformator tenaga tersebut dan disesuaikan dengan spesifikasi CT ratio yang ada dipasaran sedangkan nilai sekunder CT (5A atau 1A) disesuikan dengan peralatan proteksinya. Untuk CT ratio sisi 115 kV (CT1) = 200 : 5 = 40 Dan Untuk CT ratio sisi 13,8 kV (CT2) = 1500 : 5 = 300 4.3. Tap Auxillary Auxillary CT adalah CT bantu yang berguna untuk menyesuaikan besar arus yang masuk ke relai diferensial akibat proses pergeseran fasa oleh transformator tenaga dan beda tegangan primer dan sekunder transformator tenaga. Untuk pemilihan tap auxillary CT sama dengan CT dan penempatan CT auxillary diletakkan pada sisi 13,8 kV yang CT dihubung delta untuk menghilangkan arus urutan nol dan menyamakan fasa ( lihat pada Gambar 8 ). Untuk menghitung nilai tap ratio dari Auxillary CT di mulai dari arus nominal sekunder CT yang tidak dihubungkan Δ, yang untuk transformator ini ada di sisi 115 kV. Pada sisi tegangan 115 kV ini menggunakan ratio CT = 200:5 sehingga: I(13,8 kV) =

155 kV 200 A 13,8 kV

= 1666,67 A

58


Arus yang mengalir di sisi sekunder CT2 adalah: I(CT2 ) =

5 A x 1666,67 A 1500 A

= 5,56 A Karena Sekunder CT2 di hubung Δ , maka arusnya menjadi: I∆ = I x = 5,56 A x = 9,62 A Maka tap auxillary yang dipilih adalah 9,62 : 5

4.4. Setelan Relai Diferensial Diatas telah dihitung nilai CT ratio pada kedua sisi transformator tenaga, maka sekarang dapat dihitung di hitung nilai arus diferensial (Id) dan arus restraint (Ir) kemudian didapat nilai Setting Arus(Iset). Relai diferensial hanya akan beroperasi saat ada gangguan didalam transformator dan tidak beroperasi saat keadaan gangguan diluar dan keadaan normal.

4.4.1. Perhitungan setelan Relai Diferensial Pada Gangguan Dalam Untuk gangguan didalam transformator tenaga, relai diferensial beroperasi Jika: iset < ioper = relai diferensial beroperasi Arus diferensial (Id) merupakan arus operasi (Ioper) pada relai diferensial. Dari hasil perhitungan arus gangguan fasa R, S dan T yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa didalam transformator dengan menggunakan program Microsoft Excel didapat arus diferensial diperlihatkan pada tabel berikut.

59


Tabel. 7. Arus diferensial Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (K-K-K) Pada gangguan di tranformator di saluran Gardu Induk Central Duri #3 fasa

I riel

I imaj

I (A)

sudut

R

-55,653

-1,642

55,677

-178,310

S

26,404

49,018

55,677

61,690

T

29,249

-47,375

55,677

-58,310

Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus 



sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |) dan belitan 2 (| I 2 |) pada persamaan 2: Irestrain = Ir 



= max (| I 1 | , | I 2 |) Dari hasil perhitungan dengan menggunakan program Microsoft Excel didapat: I1 = 41,242 A I2 = 14,626 A Ir = max (41,242;14,626) = 41,242 A Tabel. 8. Arus Restrain Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (K-K-K) Pada gangguan di tranformator di saluran Gardu Induk Central Duri #3

60

Fasa

Ir (A)

R

41,242

S

41,242

T

41,242


Slope pada Karakteristik relai difererensial pada gambar ada dua, yaitu slope 1 untuk gangguan didalam transformator 25% dan slope 2 untuk gangguan diluar transformator 100%. Untuk gangguan didalam transformator tenaga , setelan relai diferensial sebesar 25% dan untuk gangguan diluar transformator tenaga setelan relai diferensial sebesar 100%. Setelan persenan ini telah ditentukan dari karakteristik kerja relai diferensial. Pada gangguan didalam transformator tenaga slope 1 di set 25%, dan relai diferensial bekerja jika iset < ioper maka Iset untuk gangguan tiga fasa ini pada fasa R adalah: Iset = slope 1 x Ir

(6)

= 25% x 41,242 = 10,310 A Arus operasi sama dengan arus diferensial (Ioper = Id ) , pada Tabel 7. Id = 55,677 A

Ioper = 55,677 A trip Iset = 10,310 Gambar 10. Perbandingan nilai Ioper dan Iset saat gangguan didalam transformator Karena iset < ioper maka relai diferensial trip. Untuk letak titik gangguan di gambar karakteristik relai diferensial arus diferensial dan arus restraint diubah dalam satuan pu. Id = 55,677 A Ir = 41,242 A Idasar sec CT = 5 A

61


Untuk menghitung arus dalam pu: Ipu =

I ada I dasar

Id =

55,677 = 11,135 pu 5

Ir =

41,242 = 8,248 pu 5

Dibawah ini adalah gambar karakteristik relai diferensial yang memperlihatkan letak titik nilai gangguan, untuk gangguan fasa R, S dan T yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa didalam transformator tenaga.

Id 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

gangguan b a DIF

gangguan TRIP tidak TRIP Ir

0 2 4 6 8 10 Gambar 11. Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan Dalam Transformator Untuk gangguan Tiga Fasa Keterangan: a : Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan Dalam Transformator Untuk gangguan Tiga Fasa. b : gangguan didalam jangkauan relai diferensial

62


4.4.2. Perhitungan Setelan Relai Diferensial Pada Gangguan Luar Untuk kerja relai diferensial agar tidak salah kerja saat operasi normal dan gangguan luar maka setelan relai diferensial adalah: iset > ioper maka relai diferensial tidak beroperasi. Dari hasil perhitungan saat ada gangguan fasa R-S-T di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 dengan menggunakan program Microsoft Excel didapat arus diferensial diperlihatkan pada tabel berikut adalah sama perhitungannya dengan Tabel 9. Tabel. 9. Arus diferensial Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (KK-K) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3 fasa

I riel

I imaj

I (A)

sudut

R

-5,288

-14,026

14,990

-110,655

S

-9,503

11,592

14,990

129,345

T

14,791

2,434

14,990

9,345

Hasil perhitungan Arus restraint saat ada gangguan tiga fasa R-S-T di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 dengan menggunakan program Microsoft Excel diperlihatkan pada tabel berikut adalah sama perhitungannya dengan Tabel 10. Tabel. 10. Arus Restrain Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (K-KK) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3 Fasa

Ir (A)

R

28,958

S

28,958

T

28,958

63


Setelah hasil perhitungan Arus restraint untuk gangguan tiga fasa R-S-T di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 kemudian dihitung setelan rele diferensial. Pada gangguan diluar transformator slope 2 di set 100%, dan relai diferensial tidak bekerja jika iset > ioper maka Iset untuk gangguan ini pada fasa R adalah: Iset = slope 2 x Ir

(7)

= 100% x 28,958 A = 28,958 A Arus operasi sama dengan arus diferensial (Ioper = Id ) , pada Tabel 9. Id = 14,990 A

Ioper = 14,990 A tidak trip Iset = 28,958 A

Gambar 12. Perbandingan nilai Ioper dan Iset saat gangguan diluar transformator Karena iset > ioper maka relai diferensial tidak trip. Untuk melihat letak titik gangguan di gambar karakteristik relai diferensial arus diferensial dan arus restraint diubah dalam satuan pu. Id = 14,990 A Ir = 28,958 A Idasar sec CT = 5 A Untuk menghitung arus dalam pu: Ipu =

64

I ada I dasar


Id =

14,990 = 2,998 pu 5

Ir =

28,958 = 5,792 pu 5

Dibawah ini adalah gambar karakteristik relai diferensial yang memperlihatkan letak titik nilai gangguan, untuk gangguan fasa R, S dan T yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa di bus A.

Id 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

a DIF

gangguan TRIP

gangguan b tidak TRIP

0

2

4

Ir 6

8

10

Gambar 13. Karakteristik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan di bus A Untuk gangguan Tiga Fasa Keterangan: a : Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan diluar transformator Untuk gangguan Tiga Fasa b : gangguan diluar jangkauan relai diferensial 4.5. Error Mismatch Meskipun dari perhitungan telah di dapat ratio CT Pada halaman 10 yaitu pada sisi 115 kV (CT1) = 200 : 5, dan pada sisi 13,8 kV (CT2) = 1500 : 5. Nilai CT ratio yang dipilih ini adalah sesuai dengan CT yang ada dipasaran. Karena adanya perbedaan ini maka akan terjadi kesalahan dalam

65


membaca perbedaan arus dan tegangan di sisi primer dan sekunder transformator tenaga serta pergeseran fasa di trafo arus. kesalahan ini disebut mismatch error. (Anderson Anvenue, 2001: 214-300). Pada relai diferensial untuk melihat mismatch error didapat dari perbandingan CT dengan tegangan pada persamaan (8): CT2 V = 1 CT1 V2

(8)

Untuk menghitung error mismatch sebelumnya terlebih dahulu menghitung nilai CT yang ideal di salah satu sisi transformator tenaga, misal untuk sisi 13,8 kV (CT2) dengan persamaan (9): CT2(ideal) = CT1 x

V1 V2

(9)

Dimana: CT1 : current transformer pada sisi primer CT2 : current transformer pada sisi sekunder V1 : tegangan di sisi primer (KV) V1 : tegangan di sisi sekunder (KV) CT2(ideal) =

200 x 5

115 kV 13,8 kV

Maka ratio CT2 di sisi 13,8 kV saat maxsimum load adalah = 1666,667 : 5 Ratio CT yang digunakan di sisi 13,8 kV adalah 1500 : 5, sedangkan idealnya CT untuk sisi 13,8 kV adalah 1666,667 : 5 .Maka, error mismatch didapat dari perbandingan antara CT ideal dengan CT yang ada dipasaran. Error mismatch untuk relai diferensial adalah:

1666,67 CTideal % = CT2 1500 = 1,111%

66


Kesalahan relai diferensial dalam mengamankan transformator dari gangguan adalah sebesar 1,111 % .Untuk memperbaiki error mismatch pada relai diferensial ini dapat dilakukan dengan menaikkan atau menurunkan tap pada CT. Error mismatch diharapkan nilainya sekecil mungkin agar proteksi relai diferensial bekerja secara optimal dalam mengamankan transformator tenaga. Dengan syarat kesensitifan relai diferensial dalam pengoperasian Mismatch error tidak boleh lebih dari 5%. Syarat ini ditentukan untuk proteksi agar optimal menjaga sistem tenaga listrik dari gangguan.

5. Kesimpulan 1. Relai diferensial transformator adalah relai utama yang bekerja mengamankan transformator tenaga dari gangguan didalam transformator tenaga dan tidak bekerja saat terjadi gangguan di luar transformator tenaga. 2. Pada karakteristik relai diferensial, setelan rele diferensial untuk gangguan didalam transformator tenaga sebesar 25% lebih kecil dibandingkan untuk gangguan di luar transformator sebesar yang 100% dan untuk nilai pick up di ambil dari ratio error CT. 3. Error mismatch adalah kesalahan dalam membaca perbedaan arus dan tegangan di sisi primer dan sekunder transformator tenaga serta pergeseran fasa di trafo arus. Nilai Error mismatch harus lebih kecil dari 5 % agar proteksi relai diferensial lebih optimal dalam mengamankan transformator tenaga.

Daftar Pustaka 1. Anderson Anvenue, Markham, Ontario “Transformer Management Relay Instruction Manual” GE Power Management. Canada . 2001. 2. Anderson Anvenue, Markham, Ontario “ T60 Transformer Management Relay UR Series Instruction Manual” GE Power Management. Canada . 2003. 3. J lewis, Blackburn “ Protective Relaying Principles And Applications”second edition. 2004 4. Kadarisman, Pribadi,“ Diktat Kuliah Sistem Proteksi “. 5. Sukmawidjaja, Maula. 1995. Edisi ke-2. “Teori Soal Dan Penyelesaian Analisa Sistem Tenaga Listrik II”. Jakarta: Jurusan Teknik Elektro, Universitas Trisakti.

67


6. Instructions “ Transformer Differential Relays With Percentagee And Harmonic Restraint Types STD15C And STD16C“. GE Meter and control. 1995

68

STUDI PENYETELAN RELAI DIFERENSIAL PADA TRANSFORMATOR PT CHEVRON PACIFIC INDONESIA

Recommend Documents