LAPORAN HASIL PENELITIAN

Transkripsi

1 PENGEMBANGAN TEKNOLOGI DAN MANAJEMEN DISTRIBUSI LISTRIK LAPORAN HASIL PENELITIAN ANALISIS SISTEM PROTEKSI DIRECTIONAL OVER CURRENT RELAYS (DOCR) DENGAN INTERKONEKSI DISTRIBUTED GENERATION (DG) PADA PENYULANG JOLOTUNDO Oleh : Bambang Prio Hartono, ST., MT Ir. Eko Nurcahyo, MT Ir. Teguh Herbasuki, MT LEMBAGA PENELITIAN DAN PENGABDIAN KEPADA MASYARAKAT INSTITUT TEKNOLOGI NASIONAL MALANG 2017 i

2 ii

3 RINGKASAN Keandalan dan kemampuan sistem tenaga listrik dalam suatu jaringan sangat tergantung pada sistem pengaman yang digunakan. Oleh sebab itu dalam perencanaan suatu sistem tenaga listrik, perlu dipertimbangkan kondisi-kondisi gangguan yang mungkin terjadi pada sistem melalui analisis gangguan hubung singkat. Gangguan hubung singkat merupakan salah satu gangguan yang sering timbul, baik itu gangguan satu fasa ke tanah dua fasa ke tanah antar fasa. Penelitian ini akan menganlisis sistem proteksi Directional Over Current Relay (DOCR). Directional Over Current Relay (DOCR) atau lebih dikenal dengan relay arus lebih yang mempunyai arah tertentu adalah relay pengaman yang bekerja karena adanya besaran arus dan tegangan serta dapat membedakan arah arus gangguan. Penelitian ini juga akan mencoba menganalisis pengaruh interkoneksi Distributed Generation (DG) yaitu PLTMH Seloliman Mojokerto pada penyulang Jolotundo khususnya kenaikan arus lebih yang bisa berdampak pada sistem. Pemodelan dan simulasi menggunakan software ETAP power station. Hasil setting relay DOCR lebih sensitif dan selektif dibandingkan seting awal yaitu dari 0,9 detik menjadi 0,23 detik, setting relay lebih cepat 0,72 detik dari setting awal. Kata kunci : Gangguan hubung singkat, sistem proteksi, DG, DOCR iii

4 PRAKATA Segala puji dan syukur bagi Allah S.W.T yang telah memberikan rahmat- NYA sehingga Penelitian dengan judul: Analisis Sistem Proteksi Directional Over Current Relay (DOCR) dengan Interkoneksi Distributed Generation (DG) pada Penyulang Jolotundo dapat diselesaikan. Keberhasilan penyusunan laporan penelitian ini tidak lepas dari bantuan beberapa pihak, untuk itu disampaikan ucapan terimakasih kepada yang terhormat: 1. Bapak Dr. Ir. Lalu Mulyadi, MT selaku Rektor Institut Teknologi Nasional Malang. 2. Bapak Ir. Anang Subardi, MT selaku Dekan Fakultas Teknologi Industri ITN Malang. 3. Bapak Fourry Handoko, ST., SS., MT., Ph.D selaku Ketua LPPM ITN Malang. 4. Bapak Bambang Prio Hartono, ST., MT selaku Ketua Program Studi Teknik Listrik D-III ITN Malang.. Bapak Adriansyah selaku Manager PT. PLN Persero Distribusi Jawa Timur Area Mojokerto. 6. Semua pihak yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan laporan penelitian ini yang tidak bisa penulis sebutkan satu persatu Disadari bahwa tulisan ini masih belum sempurna, untuk itu diharapakan saran dan masukan demi penyempurnaan penulisan laporan penelitian ini. Malang, Januari 2017 Penulis iv

5 DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... HALAMAN PENGESAHAN... RINGKASAN... PRAKATA... DAFTAR ISI... DAFTAR TABEL... DAFTAR GAMBAR... DAFTAR LAMPIRAN... i ii iii iv v vii viii ix BAB I PENDAHULUAN Latar Belakang Rumusan Masalah Urgensi... 2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA Definisi dan Jenis Gangguan pada Sistem Distribusi Penyebab Terjadinya Gangguan pada Sistem Tenaga Listrik Sistem Proteksi Persyaratan Sistem Proteksi Directional Over Current Relay (DOCR) Definisi DOCR Prinsip kerja DOCR Relay maksimum torque angle Distributed Generation (DG) BAB III TUJUAN DAN MANFAAT PENELITIAN BAB IV METODE PENELITIAN Alur Penelitian Lokasi Penelitian Persamaan yang Digunakan... 1 BAB V HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN v

6 .1 Pemodelan Sistem Kondisi Awal Sistem Gamgguan pada sisi utility Gangguan pada sisi DG Gangguan pada sisi beban Kondisi Sistem Setelah Dilakukan Perhitungan Ulang Relay BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan Saran DAFTAR PUSTAKA vi

7 DAFTAR TABEL No Judul Halaman Tabel 4.1 IDMT standart inverse yang memakai standar IEC Tabel.1 Hasil Perhitungan Arus Gangguan Hubung Singkat Tabel.2 Data Directional Over Current Relay Tabel.3 Data Directional Over Current Relay Setelah dilakukan Perhitungan Ulang vii

8 DAFTAR GAMBAR No Judul Halaman Gambar 2.1 Rangkaian Open-Delta Trafo Tegangan... 8 Gambar 2.2 Rangakaian Directional Over Current Relay Tipe 67 G... 8 Gambar 2.3 Relay Maksimum Torque Angle... 9 Gambar 2.4 Polaritas Signal DOCR... 9 Gambar 2. Sistem Tenaga Listrik dengan Memanfaatkan DG Gambar 2.6 Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro Gambar 4.1 Alur Penelitian Gambar.1 Pemodelan Penyulang Jolotundo dan PLTMH Seloliman Gambar.2 Hasil Simulasi Gangguan Arus Hubung Singkat Gambar.3 Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Sumber Gambar.4 Urutan Operasi Untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Utility Pada Kondisi Awal Gambar. Input Data Untuk Hasil Perhitungan Setting Relay Gambar.6 Urutan Operasi Untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Utility Gambar.7 Kurva TCC Untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Utility Gambar.8 Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi DG Gambar.9 Input Data Untuk Hasil Perhitungan Setting Relay Gambar.10 Input Data Untuk Hasil Perhitungan Setting Relay Gambar.11 Input Data Untuk Hasil Perhitungan setting Relay Gambar.12 Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi DG Setelah Setting Ulang Relay Gambar.13 Urutan Kerja Relay Untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi DG Gambar.14 Kurva TCC Untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi DG. 29 viii

9 Gambar.1 Gangguan Hubung Singkat Pada Sisis Beban Gambar.16 Input Data Untuk Hasil Perhitungan Setting Relay Gambar.17 Input Data untuk Hasil Perhitungan Setting Relay Gambar.18 Simulasi Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Beban Setelah Setting Ulang Relay Gambar.19 Urutan Kerja Relay untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Beban Gambar.20 Kurva TCC untuk Gangguan Hubung Singkat Pada Sisi Beban ix

10 DAFTAR LAMPIRAN No Judul Halaman Lampiran 1. Surat Perjanjian Kontrak Penelitian... Lampiran 2. Data Lapangan... Lampiran 3. Laporan Realisasi Penggunaan Anggaran... x

11 BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Distributed Generation (DG) adalah generator berskala kecil yang diparalel (dihubungkan) pada jaringan distribusi. Salah satu manfaat yang paling utama dari DG adalah dapat dioperasikan untuk sistem distribusi dengan mode Island, yaitu keadaan dimana pada mode ini sistem distribusi menjadi terisolasi secara elektrik dari seluruh sistem tenaga. Hal ini sangat bermanfaat untuk meningkatkan kualitas pasokan tenaga serta dapat di operasikan dalam mode island jika terjadi pemadaman. Interkoneksi DG pada jaringan distribusi akan mempengaruhi operasi sistem distribusi, ada beberapa dampak positif dan negatifnya. Untuk dampak positif dari interkoneksi DG pada jaringan yakni mengurangi nilai jatuh tegangan dan mengurangi rugi - rugi daya, sedang dampak negatifnya adalah kemungkinan terjadinya simpatetik trip (sistem proteksi merespon secara salah atau tidak diharapkan) pada salah satu penyulang yang terdapat DG. Pada kondisi terhubung jaringan dan islanding arus hubung singkat memiliki nilai yang berbeda. Pada umumnya saluran transmisi memiliki arus hubung singkat yang lebig tinggi dibandingkan dengan arus hubung singkat pada saluran distribusi. Namun demikian, saat sistem distribusi dalam keadaan islanded arus gangguan yang perlu diamankan lebih rendah dari pada saat terhubung dengan saluran transmisi. Maka dari itu diperlukan pengaman yang adaptif. Sistem proteksi Directional Over Current Relay (DOCR) atau relay arus lebih berarah merupakan salah satu jenis relay proteksi yang paling banyak digunakan pada sistem proteksi tenaga listrik. Relay arus lebih berarah digunakan untuk mendeteksi adanya gangguan hubung singkat pada sistem yang mempunyai sumber lebih dari satu dan mempunyai jaringan yang membentuk loop. Prinsip kerja relay ini mempunyai dua buah parameter ukur yaitu tegangan dan arus yang masuk kedalam relay. Untuk membedakan arah arus ke depan atau arah arus kebelakang, 1

12 maka salah satu phasa dari arus harus dibandingkan dengan tegangan pada fasa yang lain Rumusan Masalah Berdasarkan latar belakang permasalahan yang telah dijelaskan diatas, maka rumusan masalah dalam penelitian ini adalah : a. Bagaimana pengaruh interkoneksi Distributed Generation (DG) pada Penyulang Jolotundo. b. Bagaimana melakukan setting relays Directional Over Current Relay (DOCR). c. Bagaimana koordinasi relay DOCR untuk mendeteksi adanya arus lebih akibat interkoneksi dengan DG dan arus hubung singkat 3 phasa dan phasa ke phasa Uregensi Mengingat pentingnya kontinuitas dan kualitas penyaluran sistem tenaga listrik, maka penelitian ini diharapkan memberikan kontribusi penting dalam mendorong terwujudnya keandalan dan keamanan sistem kelistrikan di Indonesia khususnya di Penyulang Jolotundo Mojokerto yang terintegrasi dengan DG (PLTMH Seloliman). Luaran yang ingin dicapai dalam penelitian ini adalah selain menghasilkan rekayasa teknologi berupa evaluasi sistem proteksi DOCR juga diharapkan menghasilkan publikasi ilmial dalam jurnal nasional SISTEM WisnuWardana dan Seminar Nasional SENIATI

13 BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1. Definisi dan Jenis Gangguan Pada Sistem Distribusi Gangguan adalah tiap keadaan sistem yang menyimpang dari keadaan normal, dimana keadaan ini dapat mengakibatkan terganggunya kontinuitas pelayanan tenaga listrik. Gangguan dalam operasi sistem tenaga listrik merupakan kejadian yang dapat menyebabkan bekerjanya pengaman tenaga listrik. Adanya gangguan pada suatu sistem tenaga listrik ini tidak dikehendaki, tetapi merupakan kenyataan yang tidak dapat dihindarkan. Gangguan pada sistem tenaga listrik dapat diklasifikasikan berdasarkan asalnya menjadi dua macam yaitu gangguan yang berasal dari dalam sistem dan gangguan dari luar sistem. Penyebab gangguan yang berasal dari dalam sistem antara lain kesalahan pemasangan instalasi yang dapat mengakibatkan gangguan hubung singkat, kerusakat material seperti isolator pecah, kawat putus, atau kabel cacat isolasinya. Untuk gangguan yang berasal dari luar sistem dapat terjadi karena pengaruh cuaca seperti hujan, angin, serta surja petir. Gangguan dapat pula terjadi akibat pengaruh lingkungan seperti pohon, binatang dan benda benda asing selain itu juga dapat disebabkan oleh kecerobohan manusia. Bila ditinjau dari sifatnya, gangguan dapat dikelompokkan menjadi dua macam yaitu gangguan sementara (temporary) dan gangguan permanen (stationary). Gangguan sementara tidak memerlukan perbaikan untuk beroperasinya sistem tenaga listrik, misalnya pada keadaan beban lebih. Sedangkan gangguan permanen mengakibatkan operasi sistem tenaga tidak akan normal kembali sebelum gangguan diperbaiki. Pada gangguan yang bersifat sementara biasanya penyebab gangguan akan hilang dengan sendirinya setelah pemutus tenaga trip. Sedangkan gangguan permanen ditandai dengan bekerjanya kembali pemutus tenaga untuk memutuskan aliran daya listrik. Gangguan permanen hanya dapat diatasi setelah penyebab gangguan diatasi. 3

14 2.2. Penyebab Terjadinya Gangguan Pada Sistem Tenaga Listrik Gangguan-gangguan pada sistem tenaga listrik dapat disebebakan oeleh beberap faktor yaitu: a. Gangguan beban lebih (Overload) Merupakan gangguan dimana arus yang mengalir melebihi arus nominal yang diijinkan (I >In). Bila gangguan ini dibiarkan berlangsung terus menerus maka dapat menyebabkan rusaknya peralatan listrik yang dialiri arus tersebut. Pencegahan gangguan semacam ini dapat dilakukan dengan mengatur alokasi pembangkitan agar tidak ada bagian tertentu dalam sistem yang mengalami beban lebih. Namun hal ini tidaklah selalu mungkin dilakukan karena tergantung kepada keadaan sistem. b. Gangguan hubung singkat (Shunt / Parallel) Gangguan hubung singkat dapat digolongkan menjadi dua macam yaitu gangguan hubung singkat seimbang (balance faults) dan gangguan hubung singkat tidak seimbang (unbalance faults) atau simetri dan tidak simetri (asimetri). Gangguan ini dapat mengakibatkan mengalirnya arus lebih pada phasa yang terganggu. Selain itu gangguan ini juga dapat mengakibatkan kenaikan tegangan pada phasa yang tidak terganggu. Hampir semua gangguan yang terjadi pada sistem tenaga listrik merupakan gangguan tidak simetri. c. Gangguan hubung terbuka / saluran putus (Seri) Pada umumnya gangguan rangkaian hubung terbuka lebih jarang terjadi dibandingkan gangguan hubung singkat. Pada kenyataan dilapangan justru sering terjadi gangguan hubung terbuka yang kemudianberubah menjadi hubung singkat oleh kejadian kejadian yang mengikutinya. Beberapa gangguan terbuka yang terjadi bahkan lebih mungkin menimbulkan bahaya bagi orang yang menanganinya. Gangguan seri ini dalam bentuk umum disebabkan oleh keadaan tidak seimbang atau tidak simetri impedansi seri saluran. Gangguan hubung terbuka ini dapat berupa gangguan satu saluran terbuka (1L 0) dan gangguan dua saluran terbuka (2L 0) dan impedansi seri tidak seimbang. Pada sistem tiga phasa gangguan ini dapat disebabkan oleh pemutus daya yang tidak membuka ketiga phasanya secara keseluruhan, misal hanya satu atau dua phasa saja yang terbuka sedang phasa yang lainnya tetap tertutup. 4

15 2.3. Sistem Proteksi Keandalan dan kemampuan sistem tenaga listrik dalam sebuah jaringan sangat tergantung pada sistem pengaman yang digunakan. Oleh sebab itu dalam perencanaan suatu sistem tenaga listrik, perlu dipertimbangkan kondisi-kondisi gangguan yang mungkin terjadi pada sistem melalui analisa gangguan. Dari hasil penelitian gangguan, dapat ditentukan sistem proteksi yang digunakan, seperti spesifikasi switchgear, rating pemutus tenaga (CB) serta penetapan besaran-besaran yang menentukan bekerjanya suatu rele (relay setting) untuk keperluan proteksi. Definisi sistem pengaman tenaga listrik adalah sistem pengaman yang dipasang pada peralatan-peralatan listrik suatu sistem tenaga listrik, misalnya generator, transformator, jaringan dan lain-lain terhadap kondisi abnormal operasi sistem itu sendiri. Kondisi abnormal itu dapat berupa antara lain : hubung singkat, tegangan lebih, beban lebih, dengan kata lain sistem pengaman ini bermanfaat untuk: a. Mengidentifikasi gangguan, memisahkan bagian instalasi yang terganggu dari bagian lain yang masih normal dan sekaligus mengamankan instalasi dari kerusakan atau kerugian yang lebih besar, serta memberikan informasi/tanda bahwa telah terjadi gangguan, yang pada umumnya diikuti dengan membukanya PMT. b. Pemutus Tenaga (PMT) untuk memisahkan/menghubungkan suatu bagian instalasi dengan bagian instalasi lain, baik instalasi dalam keadaan normalmaupun dalam keadaan terganggu. Batas dari bagian-bagian instalasi tersebut dapat terdiri dari satu PMT atau lebih. Pengetahuan mengenai arus-arus yang timbul dari berbagai tipe gangguan pada suatu lokasi merupakan hal yang sangat dasar bagi kelangsungan operasi proteksi secara efektif. Jika terjadi gangguan pada sistem, para operator yang merasakan adanya gangguan tersebut diharapkan segera dapat mengoperasikan pemutus - pemutus tenaga yang tepat untuk mengeluarkan sistem yang terganggu atau memisahkan peralatan dari jaringan yang terganggu. Sangat sulit bagi seorang operator untuk mengawasi gangguan-gangguan yang mungkin terjadi dan menetukan CB mana yang dioperasikan untuk mengisolir gangguan tersebut secara manual. Mengingat arus gangguan yang cukup besar, maka perlu secepatnya mungkin dilakukan proteksi. Hal ini perlu suatu peralatan yang digunakan untuk

16 mendeteksi keadaan-keadaan yang tidak normal tersebut dan selanjutnya menginstruksikan pemutus tenaga yang tepat untuk bekerja memutuskan rangkaian atau sistem yang terganggu Persyaratan Sistem Proteksi Untuk mengoperasikan sistem tenaga listrik secara tepat, sistem tenaga listrik harus memiliki sistem proteksi yang dirancang dengan baik dan terkoordinasi praktis. Persyaratan perlindungan dari sistem tenaga listrik harus memperhitungkan prinsip-prinsip dasar berikut ini: a. Mendeteksi, mengukur dan menetukan bagian sistem yang terganggu serta memisahkan secara cepat dan tepat sehingga sistem lainnya tidak terganggu dan dapat beroperasi secara normal. b. Mengurangi kerusakan lebih parah dari peralatan yang terganggu. c. Mengurangi pengaruh gangguan terhadap bagian sistem yang lain yang tidak terganggu didalam sistem tersebut serta mencegah meluasnya gangguan. d. Memperkecil bahaya bagi manusia. Untuk melaksanakan fungsi diatas maka relay pengaman harus memenuhi persyaratan-persyaratan sebagai berikut: a. Sensitifitas Sebuah relay proteksi harus peka, sehingga dapat merasakan dan bereaksi untuk gangguan sekecil apapun. Sensitifitas adalah kepekaan relay proteksi terhadap segala macam gangguan dengan tepat yakni gangguan yang terjadi di daerah perlindungannya. b. Keandalan Keandalan adalah kemampuan perlindungan untuk beroperasi dengan benar. Hal ini ditunjukan dalam kinerja relay proteksi diharapkan kecepatan, kepekaan dan selektifitas yang handal maka relay itu harus dapat berfungsi sebagaimana yang diharapkan. c. Selektifitas Selektifitas adalah kemampuan sistem proteksi untuk mengetahui di tempat mana terjadinya gangguan dan memilih pemutus jaringan yang terdekat dari tempat gangguan untuk membuka. d. Kecepatan 6

17 Kecepatan adalah waktu operasi minimum untuk menghapus gangguan untuk menghindari kerusakan pada peralatan. Tujuan terpenting dari relay proteksi adalah memisahkan bagian yang terkena gangguan secepat mungkin, sehingga dapat mencegah timbulnya kerusakan yang lebih merugikan. 2.. Directional Over Current Relay (DOCR) Definisi DOCR Directional Over Current Relay (DOCR) atau lebih dikenal dengan relay arus lebih yang mempunyai arah tertentu adalah relay pengaman yang bekerja karena adanya besaran arus dan tegangan yang dapat membedakan arah arus gangguan. Relay ini terpasang pada jaringan tegangan tinggi, tegangan menengah juga pada pengaman transformator tenaga dan berfungsi untuk mengamankan peralatan listrik akibat adanya gangguan per-fasa maupun fasa ke-tanah Prinsip kerja DOCR Relay ini mempunyai dua buah parameter ukur yaitu tegangan dan arus yang masuk kedalam relay untuk membedakan arah arus ke depan atau arah arus kebelakang. Pada pentanahan titik netral trafo dengan menggunakan tahanan, relay ini dipasang pada penyulang 20 kv. Bekerjanya relay ini berdasarkan adanya sumber arus ZCT (Zero Current Transformer) dan sumber tegangan dari PT (Potential Transformer). Sumber tegangan PT umumnya menggunakan rangkaian Open - Delta, tetapi tidak menutup kemungkinan ada yang menggunakan koneksi langsung tiga fasa. Untuk membedakan arah tersebut maka salah satu fasa dari arus harus dibandingkan dengan tegangan pada fasa yang lain. Gambar 2.1 menunjukan rangkaian open - delta. 7

18 Gambar 2.1 Rangkaian open - delta trafo tegangan Gambar 2.2. Rangkaian Directional Over Current Relay Tipe 67 G Relay maksimum torque angle Relay maksimum torque angle adalah perbedaan sudut antara arus dengan tegangan pada relay yang menghasilkan torsi maksimum. Secara umum torsi yang dihasilkan besaran tegangan dan arus dapat dilihat pada Gambar 2.3. Tegangan masukan pada relay menimbulkan arus IV yang tertinggal terhadap tegangan sebesar α akan menghasilkan fluksi (φv). Sedangkan arus masukan pada relai akan menghasilkan fluksi φi yang tertinggal dari tegangan sebesar sudut φ. Kedua fluksi diatas akan menghasilkan torsi, dan agar torsi maksimum maka φi dan φv harus membentuk sudut 90. 8

19 Gambar 2.3 Relay maximum torque angle Penentuan arah berdasarkan suatu besaran referensi (besaran polarising). Besaran referensi yang umum diterapkan adalah besaran tegangan misalkan untuk arus fasa R sebagai operate signal maka sebagai polarising signal bisa VA, VB, VC, VA-B, VB-C atau VC-A. Jika digunakan tegangan VA sebagai polarising signal seperti pada Gambar 2.4 maka torsi maksimum diperoleh saat arus dan tegangan fasa A se-fasa. Gambar 2.3 Polaritas signal DOCR 9

20 2.6. Distributed Generation (DG) Distributed Generation (DG) sering kali disebut juga dengan on-site generation, dispersed generator, embedded generation, decentralized generation atau distributed energy. Distributed Generation (DG) menghasilkan energi listrik dari beberapa sumber energi yang berkapasitas kecil dihubungkan langsung pada jaringan distribusi. Sistem tenaga listrik konvensional membangkitkan listrik dengan skala besar (>100 MW) dan terletak jauh dari pusat beban sehingga memerlukan saluran tenaga listrik yang panjang. Distributed Generation (DG) dapat didefinisikan juga sebagai sistem pembangkitan skala kecil (<10 MW) yang diletakkan dekat dengan pusat beban dan dapat diinterkoneksikan dengan jaringan distribusi atau dioperasikan secara terpisah. Hal ini membuat DG tidak memerlukan saluran saluran transmisi yang panjang dan gardu induk gardu induk berkapasitas besar sehingga dapat mencegah pengeluaran modal investasi untuk pembangunan dan pemeliharaan saluran transmisi dan gardu induk tersebut. Selain dapat mencegah rugi rugi di sepanjang saluran transmisi dan Gardu Induk (GI), maka kemungkinan terjadinya gangguan disepanjang saluran transmisi dan gardu induk tersebut dapat diperkecil sehingga dapat meningkatkan pelayanan jaringan tenaga listrik. Disamping itu, pembangunan DG memerlukan waktu yang relatif lebih singkat apabila dibandingkan dengan waktu yang diperlukan membangun pembangkit listrik konvensional (seperti PLTU atau PLTA). Gambar 2.4 Sistem tenaga listrik dengan memanfaatkan DG 10

21 DG yang digunakan pada penelitian ini adalah pembangkit listrik tenaga mikro hidro (PLTMH) Seloliman yang berada di Kabupaten Mojokerto. PLTMH adalah pembangkitan yang dilakukan dengan memanfaatkan aliran air dari anakanak sungai yang kecil atau dari saluran irigasi (mini-microhydro). Pembangkit listrik mikrohidro adalah suatu pembangkit yang dapat menghasilkan energi listrik sampai dengan 100 kw sedangkan untuk pembangkit listrik yang dapat menghasilkan energi listrik sebesar 100 kw MW didefinisikan sebagai pembangkit listrik mikro hidro. Potensi mini-mikrohidro power di Indonesia sekitar 7.00 MW dengan kapasitas terpasang sebesar 200 MW. Gambar 2. Pembangkit listrik tenaga mikrohidro 11

22 BAB III TUJUAN DAN MANFAAT PENELITIAN Tujuan penelitian ini adalah untuk memproteksi Penyulang Jolotundo dari arus lebih akibat interkoneksi dari DG (PLTMH Seloliman Mojokerto) dan arus hubung singkat 3 phasa dan phasa ke phasa, sehingga keandalan dan kontinuitas sistem tenaga dapat dijaga. Manfaat penelitian ini yaitu sebagai bahan kajian awal mengenai sistem proteksi tenaga listrik, dan pengaruh integrasi distributed generation terhadap kenaikan arus hubung singkat pada sistem tenaga listrik. 12

23 BAB IV METODE PENELITIAN 4.1. Rancangan Melakukan kajian pustaka tentang sistem proteksi terutama DOCR dan integrasi unit DG kedalam jaringan sistem tenaga listrik. Melakukan pengumpulan data lapangan penyulang Jolotundo berupa data power grid, data trafo, data beban, data proteksi data DG (PLTMH Seloliman). Melakukan pemodelan penyulang Jolotundo dan PLTMH Seloliman. Analisis short sircuit untuk mengetahui nilai arus hubung singkat sebelum dan sesudah integrasi DG pada penyulang Jolotundo. Perhitungan setting realay DOCR berdasarkan hasil analisis arus hubung singkat. Melakukan analisis hasil pemodelan / program. Pembuatan laporan penelitian dan diseminasi hasil penelitian pada jurnal nasional ber-issn. Luaran yang ditergetkan adalah: Jurnal Nasional SISTEM ISSN : Teknik Elektro Wisnu Wardana dan Seminar Nasional SENIATI ITN

24 Mulai Studi literatur Pengumpulan data lapangan Pemodelan PLTMH Seloliman & Penyulang Jolotundo Input data: - Power grid - Trafo - CB - Rasio CT - Saluran - Relay - Beban - Kapasitas Generator (PLTMH Seloliman) Running short circuit analysis Hasil perhitungan gangguan arus lebih Setting relay berdasarkan hasil perhitungan gangguan arus lebih Melakukan simulasi gangguan: - Interkoneksi DG (PLTMH Seloliman) - Gangguan hubung singkat Masukan setelan relay yang baru Tidak Relay bekerja optimal? (0,01 TMS 1,0) Ya Analisis hasil Kesimpulan Selesai Gambar 4.1 Alur penelitian 14

25 4.2. Teknik Analisis a. Unit Pelayanan dan Jaringan Pacet PLN (Persero) Unit Pelayanan dan Jaringan (UPJ) Pacet merupakan bagian dari management PT. PLN (Persero) distribusi jawa timur yang beradi di Jl. Raya Pacet Kabupaten Mojokerto. b. Penyulang Jolotundo Penyulang merupakan saluran keluaran dari gardu induk distribusi tegangan menengah 20 kv. Penyulang Jolotundo merupakan salah satu penyulang yang terdapat di gardu induk Ngoro dengan tegangan 20 kv, yang masuk pada area kerja UPJ Pacet Jl. Raya Pacet Mojokerto. Penyulang Jolotundo merupakan salah satu penyulang yang didalamnya terintegrasi dengan pembangkit terdistribusi tenaga Mikrohidro, dengan kapasitas 2 kva yang terdapat didesa Seloliman dan tersambung dengan trafo tiang dengan kapasitas 0 kva. Dengan adanya penyambungan pembangkit terdistribusi ke jaringan, memungkinkan terdapat adanya gangguan arus lebih saat daya yang dihasilkan pembangkit di interkoneksikan ke jaringan Penyulang Jolotundo. Untuk mengetahui besar/kecilnya arus saat interkoneksi DG ke jaringan maka akan dilakukan simulasi dengan software ETAP Power Station memakai data dari hasil survei lapangan pada UPJ Pacet dan PLTMH Seloliman 4.3. Persamaan yang Digunakan Persamaan yang digunakan untuk menghitung dan menentukan parameter setting relay Directional Over Current Relay (DOCR) mengacu pada standard IEEE/ANSI. Tabel 4.1 menunjukan tabel perhitungan DOCR. Tabel 4.1 IDMT standar inverse yang memakai standar IEC 602 Karakteristik Relay Standar IEC 602 Standar Inverse (SI) T = TMS x Ir 0,02 1 Very Inverse (VI) T = TMS x 13, Ir 1 Extremely Inverse (EI) T = TMS x 80 Ir 2 1 Long time standart eart fault T = TMS x 120 Ir 1 1

26 di cari. Persamaan cara perhitungan setting relay dan parameter apa saja yang perlu a. Relay arus lebih berarah (DOCR) Arus nominal adalah arus kerja dari suatu peralatan listrik. Sbase In = Ibase = 3Vbase Keterangan :... (4.1) In : Ibase = Arus nominal (A)... (4.2) Sbase : Daya semu (va)... (4.3) Vbase : Tegangan (V)... (4.4) b. Ratio CT Ratio CT ditentukan dari arus nominal peralatan atau dari kabel pada umumnya. Rasio CT = primer...(4.) sekunder c. Arus yang mengalir melalui relay Irelay = Ibase x 1 Ratio CT d. Arus kerja relay (Standar DOCR 110%)... (4.6) IsetOCR = 1.1 x Ibase... (4.7) e. Waktu operasi (Ts) Time setting (ts) adalah waktu yang dibutuhkan oleh suatu pengaman (relay) untuk kerja. k Ts = (Iset OCR) α 1 Keterangan : x TMS... (4.8) TMS (time multiple setting) : standar waktu setting relay K : konstanta standart inverse (0.14) α : konstanta standar inverse (0.02) Persamaan yang digunakan untuk menghitung setting relay DOCR yakni : Iset primer = 1,0 x In... (4.9) Iset sekunder = Isetprimer x TMS = 1 ratio CT 0,02 I t x [( fault ) 1] I set (primer)... (4.10)... (4.11) 16

27 Keterangan : Iset primer : Nilai arus primer yang di masukkan untuk penyetelan relay. Iset sekunder : Nilai arus sekunder yang di masukkan untuk penyetalan relay. TMS : Standar waktu setting relay 17

28 BAB V HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN.1. Pemodelan Sistem Gambar.1 menunjukan hasil pemodelan Penyulang Jolotundo yang terinterkoneksi dengan DG (PLTMH Seloliman). Kapasitas daya yang dibangkitkan oleh PLTMH Seloliman sebesar P = 4 kw. Penelitian ini akan menganalisis kinerja relay DOCR untuk mendeteksi adanya arus lebih akibat interkoneksi DG dan akibat gangguan hubung singkat tiga fasa dan antar fasa. Gambar.1 Pemodelan Penyulang Jolotundo dan PLTMH Seloliman Sebelum melakukan perhitungan setting relay, terlebih dahulu dilakukan analisis hubung singkat yang bertujuan untuk mengetahui dan memperoleh nilai arus hubung singkat pada kondisi sebelum dan sesudah interkoneksi DG (PLTMH 18

29 Seloliman). Gambar.2 Menunjukan hasil simulasi hubung singkat tiga fasa dan antar fasa menggunakan software ETAP. Gambar.2 Hasil simulasi gangguan arus hubung singkat Tabel.1 Menunjukan hasil perhitungan arus gangguan hubung singkat 3 fasa dan antar fasa sebelum dan sesudah interkoneksi DG. Terlihat bahwa semua bus mengalami kenaikan arus pada setiap gangguan yang dianalisis/diberikan. Kenaikan yang paling besar terjadi pada bus 9, dimana sebelum interkoneksi DG arus gangguan tiga fasa sebesar Isc = ka sesudah interkoneksi DG menjadi I sc = ka dan arus gangguan antar fasa sebelum interkoneksi DG sebesar I sc = 0.88 ka sesudah interkoneksi DG menjadi I sc = 1.23 ka. Hal ini didasari oleh kenyataan bahwa bus 9 adalah bus yang letaknya dekat dengan DG. 19

30 Tabel.1 Hasil perhitungan arus gangguan hubung singkat Sebelum pemasangan DG Setelah pemasangan DG Bus kv 3 Phasa Fault (ka) Line to Line Fault (ka) 3 Phasa Fault (ka) Line to Line Fault (ka) Bus Bus Bus 0, Bus Bus Bus 8 0, Bus 9 0, Sumber: (Hasil Analisis Short Sircuit pada Software ETAP, 2016).2. Kondisi Awal Sistem Data pada Tabel.2 merupakan data directional over current relay yang diperoleh di lapangan. Data tersebut akan dimasukan ke pemodelan sistem selanjutnya dianalisis untuk melihat kinerja relay (selektifitas dan kecepatan). Tabel.2 Data directional over current relay Relay ID Setting Phase-Phase CT Tipe Relay OCR TD (Manufactur & Tipe) Kurva P S P S (s) Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Square D-Spam SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Sumber : (APJ Mojokerto, 201) Analisis dilakukan dengan memberikan gangguan hubung singkat pada empat tempat yang berbeda, yaitu gangguan hubung singkat pada sisi sumber (fault at the utility), gangguan hubung singkat pada sisi beban (fault at the load), gangguan hubung singkat antara dua bus, dan gangguan hubung singkat pada sisi DG (PLTMH Seloliman). 20

31 .2.1. Gangguan pada sisi Utility Gambar.3 memperlihatkan gangguan hubung singkat yang terjadi pada sisi sumber (utility). Pemutus tenaga tegangan tinggi (CB1) akan trip (terbuka), sehingga bus 1 akan lepas dari sumber (utility). Gambar.3 Gangguan hubung singkat pada sisi sumber Gambar.4 Urutan operasi untuk gangguan hubung singkat pada sisi utility pada kondisi awal - Relay 6 Arus gangguan (If) = 1,773kA 1773 A Rasio CT = 2000 : Arus Nominal (In) = = kva 3. kv , = 1732 A Iset (Primer) = 1,0. In = 1,

32 Iset (Sekunder) I fault = 1818,7 A 1819 A = Iset (Primer) x = 1819 x = 1819 x = 4, A t x [( ) I set (primer) TMS = 0, ] 1 Rasio CT TMS = TMS = 0,001 s 0,3 x [( ) 0,02 1] Karena nilai time dial/tms manimal yang bisa dimasukan sebesar 0.02, maka nilai perhitungan TMS = 0,001 0,02. Gambar. Input data untuk hasil perhitungan setting relay 6 Urutan operasi dan kurva TCC untuk gangguan hubung singkat yang terjadi pada sisi utility ditunjukan pada Gambar. dan Gambar.6. 22

33 Gambar.6 Urutan operasi untuk gangguan hubung singkat pada sisi utility Pada saat terjadi gangguan, relay 6 akan bekerja pada waktu 266 ms untuk arus gangguan sebesar ka, relay 6 tersebut akan memerintahkan CB1 trip setelah delay selama 40 ms, gangguan tersebut dapat dibebaskan setelah 306 ms sejak terjadinya gangguan hubung singkat. Gambar.7 Kurva TCC untuk gangguan hubung singkat pada sisi utility.2.2. Gangguan pada sisi DG Gambar.7 memperlihatkan gangguan hubung singkat tiga fasa pada sisi DG. Pada saat terjadi gangguan, relay tidak bekerja secara selektif karena relay yang bekerja terlebih dahulu adalah relay 7 yang memerintahkan CB23 untuk trip, 23

34 yang seharusnya bekerja terlebih dahulu adalah relay 3 yang memerintahkan CB2, CB48 untuk trip. Perhitungan setting relay - Relay 3 Gambar.8 Gangguan hubung singkat pada sisi DG Arus Gangguan (If) = 1,414 ka If = 1414 A Rasio CT = 1000 : Menghitung arus nominal atau arus beban In = kva 3xkV = = 6,2 kva 3x0,4 6,2 kva 0,6928 = 81,2 A Iset (primer) = 1,0 x In = 1,0 x 81,2 A = 8,26 A Iset (sekunder) = Iset (primer) x = 8,26 A x = 8,26 A x = 0,4 A 1 Rasio CT

35 TMS = t x [( If Iset(primer) )0,02 1] = 0,3 x [(1414 8,26 )0,02 1] = 0,3 x 0,077 = 0,12 s - Relay 7 Gambar.9 Input data untuk hasil perhitungan setting relay 3 Arus Gangguan (If) Rasio CT = 400 : = 0,317 ka 317 A Menghitung arus nominal atau arus beban kva In = 3 x kv = 0 kva 3 x 20 = 0 34,64 = 1,44 A 2

36 I set (primer) = 1,0 x I n = 1,0 x 1,44 = 1,12 A 2 A Iset (sekunder) = Iset (primer) x = 2 x = 2 x 400 = 0,02 A TMS = t x [( If Iset(primer) )0,02 1] = 0,3 x [(317 2 )0,02 1] = 0,3 x 0,106 = 0,23 s Gambar.10 Input data untuk hasil perhitungan setting relay 7 - Relay 8 Arus gangguan (If) = 0,329 ka 329 A Rasio CT = 300 : 26

37 Arus Nominal (In) = Iset (Primer) Iset (Sekunder) = I fault kva 3. kv 0 1, = 1,44 A = 1,0. In = 1,0. 1,44 = 1,12 A 1 = Iset (Primer) x Rasio CT = 1,12 x = 1,12 x = 0,03 A t x [( ) I set (primer) TMS = 0, ] TMS = TMS = 0,24 s 0,3 x [( 329 1,12 ) 0,02 1] 27

38 Gambar.11 Input data untuk hasil perhitungan setting relay 8 Gambar.12 memperlihatkan hasil simulasi gangguan hubung singkat pada sisi DG setelah dilakukan setting ulang relay. Gambar.12 Gangguan hubung singkat pada sisi DG setelah setting ulang relay Urutan kerja relay dan kurva TCC dapat dilihat pada Gambar.13 dan Gambar.14 Pada saat terjadi gangguan, relay 3 akan bekerja pertama kali pada 28

39 waktu 340 ms untuk arus gangguan sebesar 0,987 ka, relay 3 tersebut akan memerintahkan CB2 dan CB48 trip setelah delay selama 10 ms dan 30 ms. Apabila relay 3 gagal bekerja, maka relay 7 akan bekerja (backup relay) pada waktu 21 ms memerintahkan CB23 trip. Apabila relay 7 gagal bekerja, maka relay 8 akan bekerja (backup relay) pada waktu 703 ms memerintahkan CB18 trip. Gangguan tersebut dapat dibebaskan setelah 6671 ms sejak terjadinya gangguan hubung singkat. Gambar.13 Urutan kerja relay untuk gangguan hubung singkat pada sisi DG Gambar.14 Kurva TCC untuk gangguan hubung singkat pada sisi DG.2.3. Gangguan pada sisi Beban 29

40 Gambar.1 memperlihatkan gangguan yang terjadi pada sisi beban. Pada saat terjadi gangguan hubung singkat terjadi kesalahan koordinasi antara relay 13 dan relay 7, kesalahan koordinasi relay tersebut menyebabkan gangguan yang terjadi tidak dapat dilokalisir dengan baik sehingga dibutuhkan setting ulang relay agar tidak terjadi kesalahan koordinasi relay. ` Gambar.1 Gangguan hubung singkat pada sisi beban Perhitungan setting relay - Relay 13 Arus gangguan (If) = 0,329 ka 329 A Rasio CT = 200 : Arus Nominal (In) = = kva 3. kv 0 1, = 1,44 A Iset (Primer) = 1,0. In = 1,0. 1,44 = 1,12 A 2 A Iset (Sekunder) = Iset (Primer) x 1 Rasio CT 30

41 I fault = 2 x = 2 x 200 = 0,0 A t x [( ) I set (primer) TMS = 0,02 1] TMS = TMS = 0,23 s 0,3 x [( ) 0,02 1] Gambar.16 Input data untuk hasil perhitungan setting relay 13 Perhitungan setting relay - Relay 14 Arus gangguan (If) = 0,329 ka 329 A Rasio CT = 200 : 31

42 Arus Nominal (In) = Iset (Primer) Iset (Sekunder) = I fault kva 3. kv 0 1, = 1,44 A = 1,0. In = 1,0. 1,44 = 1,12 A = Iset (Primer) x = 1,12 x = 1,12 x = 0,04 A t x [( ) I set (primer) TMS = 0, ] 1 Rasio CT TMS = TMS = 0,24 s 0,3 x [( 329 1,12 ) 0,02 1] 32

43 Gambar.17 Input data untuk hasil perhitungan setting relay 14 Gambar.18 memperlihatkan hasil simulasi gangguan hubung singkat pada sisi beban setelah dilakukan setting ulang relay. Gambar.18 Simulasi gangguan hubung singkat pada sisi beban setelah setting ulang relay 33

44 Urutan kerja relay dan kurva TCC dapat dilihat pada Gambar.16 dan Gambar.17. Pada saat terjadi gangguan, relay 13 akan bekerja pertama kali pada waktu 21 ms untuk arus gangguan sebesar ka, relay 13 tersebut akan memerintahkan CB2 dan CB24 trip setelah delay selama 10 ms dan 60 ms. Apabila relay 13 gagal bekerja, maka relay 14 akan bekerja (backup relay) pada waktu 97 ms memerintahkan CB11 trip. Gangguan tersebut dapat dibebaskan setelah 989 ms sejak terjadinya gangguan hubung singkat. Gambar.19 Urutan kerja relay untuk gangguan hubung singkat pada sisi beban Gambar.20 Kurva TCC untuk gangguan hubung singkat pada sisi beban 34

45 Perhitungan setting relay - Relay 9 Arus gangguan (If) = ka 1773 A Rasio CT = 200 : Arus Nominal (In) = Iset (Primer) Iset (Sekunder) TMS = TMS = 0,001 s = kva 3. kv , = 1732,1 A = 1,0. In = 1, ,1 = 1818,7 A 1819 A = Iset (Primer) x = 1819 x = 1819 x = 4,47 A 0,3 x [( ) 0,02 1] Rasio CT I fault t x [( ) I set (primer) TMS = 0,02 1] Perhitungan setting relay - Relay 10 Arus gangguan (If) = 0,174 ka 174 A Rasio CT = 400 : kva Arus Nominal (In) = 3. kv 160 = 1, = 4,62 A Iset (Primer) = 1,0. In 3

46 Iset (Sekunder) I fault = 1,0. 4,62 = 4,81 A A = Iset (Primer) x = x = x 400 = 0,06 A t x [( ) I set (primer) TMS = 0,02 1] 1 Rasio CT TMS = TMS = 0,1 s 0,3 x [( 174 ) 0,02 1] - Relay 11 Arus gangguan (If) = 0,174 ka 174 A Rasio CT = 400 : kva Arus Nominal (In) = 3. kv 160 = 1, = 4,62 A Iset (Primer) Iset (Sekunder) = 1,0. In = 1,0. 4,62 = 4,8 A = Iset (Primer) x = 4,8 x = 4,8 x = 0,06 A Rasio CT 36

47 I fault t x [( ) I set (primer) TMS = 0,02 1] TMS = TMS = 0,16 s 0,3 x [( 174 4,8 ) 0,02 1] - Relay 12 Arus gangguan (I f ) = 0,329 ka 329 A Rasio CT = 400 : Arus Nominal (In) = Iset (Primer) Iset (Sekunder) = I fault kva 3. kv 0 1, = 1,44 A = 1,0. In = 1,0. 1,44 = 1,12 A = Iset (Primer) x = 1,12 x = 1,12 x = 0,019 A t x [( ) I set (primer) TMS = 0, ] 1 Rasio CT TMS = TMS = 0,2 s 0,3 x [( 329 1,12 ) 0,02 1] 37

48 .3. Kondisi Sistem Setelah Dilakukan Perhitungan Ulang Relay Data pada tabel.3 Merupakan data directional over current relay yang telah dilakukan perhitungan ulang. Data tersebut akan dimasukkan ke dalam pemodelan sistem merubah settingan awal sistem untuk melihat kinerja relay apakah setting yang baru sudah sesuai dengan yang diharapakan. Tabel.3 Data directional over current relay setelah dilakukan perhitungan ulang Setting 3 Phasa CT Relay ID Sebelum Perhitungan Sesudah Perhitungan OCR DOCR TD(s) Kurva TD(s) Kurva P S P S P S Relay ,17 SI 8,26 0,4 0,12 SI Relay ,180 SI , 0,001 SI Relay ,12 SI 2 0,02 0,23 SI Relay ,13 SI 1,12 0,03 0,24 SI Relay ,087 SI ,47 0,001 SI Relay ,12 SI 0,06 0,1 SI Relay ,1 SI 4,8 0,06 0,16 SI Relay ,240 SI 1,12 0,019 0,2 SI Relay ,9 SI 2 0,0 0,23 SI Relay ,07 SI 1,12 0,04 0,24 SI 38

49 BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN 6.1. Kesimpulan Setelah melakukan perancangan dan menganalisa koordinasi proteksi arus lebih pada Penyulang Jolotundo dengan interkoneksi Distributed Generation (DG) maka kesimpulan yang dapat diambil adalah sebagai berikut : 1. Integrasi DG dalam sistem distribusi merubah parameter arus beban contohnya terjadi pada bus 9 sebelum interkoneksi DG I = 39,8 A dan setelah interkoneksi DG I = 41,6 A terjadi kenaikan arus beban sebesar 1,8 A. Arus beban bertambah karena bus 9 dekat dengan DG. 2. Integrasi DG meningkatkan arus gangguan terjadi juga pada bus 9 dengan nilai arus gangguan sebelum pemasangan DG pada gangguan 3 phasa sebesar I = ka, dan sesudah interkoneksi DG menjadi I = ka. Arus gangguan antar phasa sebelum interkoneksi DG sebesar Isc = 0.88 ka, sesudah interkoneksi DG menjadi Isc = 1.23 ka. 3. Selektivitas relay pada bus 9 yang dengan koordinasi pada relay 3 tidak akan bekerja dengan optimal apabila setelan waktu kerjanya relay terlalu lama yakni t = 0,17 s untuk relay arus lebih. Apabila tetap menggunakan setelan awal maka terjadi kesalahan koordinasi antara relay 7. Kemudian setelah di setting ulang dan menggunakan relay Directional Over Current Relays (DOCR) pada relay 3 akan bekerja optimal dengan setelan sebesar t = 0,12 s untuk relay arus lebih, sehingga selektivitas koordinasi relay proteksi pada sistem akan bekerja optimal Saran Untuk mengetahui selektivitas kerja relay pada interkoneksi Distributed Generation (DG) jika memungkinkan sebaiknya harus disertai data lapangan yang mencatat waktu dan lokasi terjadinya gangguan, jika nantinya aplikasi simulasi ini dapat diterapkan di lapangan agar dapat berjalan sesuai dengan apa yang diharapkan serta pengembangan dalam memproteksi sistem jaringan tegangan menengah khususnya yang terinterkoneksi Distributed Generation (DG). 39

50 DAFTAR PUSTAKA [1] Anderson Anvenue, Markham, Ontario Transformer Management Relay Instruction Manual. GE Power Management. Canada. [2] Anderson Anvenue, Markham, Ontario Network Protection & Automation Guide. GE Power Management. Canada. [3] Jlewis, Blackburn Protective Relaying Principles And Applications second edition [4] J. Horak Directional overcurrent relaying (67) concepts. In Proc. 9th IEEE Conf. Protective Relay Engineers. [] Sukmawidjaja, Maula Teori Soal Dan Penyelesaian Analisa Sistem Tenaga Listrik II. Jurusan Teknik Elektro Universitas Trisakti. Jakarta. [6] Suswanto, Daman Sistem Distribusi Tenaga Listrik. Universitas Negeri Padang. [7] Sahoo, Kumar. Ashwin Protection of microgrid through Coordinated Directional Over-Current Relay. IEEE Global Humanitarian Technology Conference - South Asia Satellite (GHTC-SAS). Trivandum [8] Marsudi, Djiteng Pembangkitan Energi Listrik. Erlangga: Semarang [9] Yudha, Hendra Martha Prinsip Rele dan Aplikasi. Universita Sriwijaya [10] Zeineldin, H. H dkk Optimal Protection Coordination for Meshed Distribution Systems With DG Using Dual Setting Directional Over-Current Relays. IEEE Transactions On Smart Grid. [11] Zimmerman, Karl dan Costello, David Fundamentals and Improvements for Directional Relays. 37th Annual Western Protective Relay Conference 40

51 LAMPIRAN LUARAN LoA JURNAL ILMU ILMU TEKNIK SISTEM FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS WISNUWARDHANA MALANG 41

52 ANALISIS SISTEM PROTEKSI DIRECTIONAL OVER CURRENT RELAYS (DOCR) DENGAN INTERKONEKSI DISTRIBUTED GENERATION (DG) PADA PENYULANG JOLOTUNDO Bambang Prio Hartono Eko Nurcahyo Abstrak: Keandalan dan kemampuan sistem tenaga listrik dalam suatu jaringan sangat tergantung pada sistem pengaman yang digunakan. Oleh sebab itu dalam perencanaan suatu sistem tenaga listrik, perlu dipertimbangkan kondisi-kondisi gangguan yang mungkin terjadi pada sistem melalui analisis gangguan hubung singkat. Gangguan hubung singkat merupakan salah satu gangguan yang sering timbul, baik itu gangguan satu fasa ke tanah dua fasa ke tanah antar fasa. Penelitian ini akan menganlisis sistem proteksi Directional Over Current Relay (DOCR). Directional Over Current Relay (DOCR) atau lebih dikenal dengan relay arus lebih yang mempunyai arah tertentu adalah relay pengaman yang bekerja karena adanya besaran arus dan tegangan serta dapat membedakan arah arus gangguan. Penelitian ini juga akan mencoba menganalisis pengaruh interkoneksi Distributed Generation (DG) yaitu PLTMH Seloliman Mojokerto pada penyulang Jolotundo khususnya kenaikan arus lebih yang bisa berdampak pada sistem. Pemodelan dan simulasi menggunakan software ETAP power station. Hasil setting relay DOCR lebih sensitif dan selektif dibandingkan seting awal yaitu dari 0,9 detik menjadi 0,23 detik, setting relay lebih cepat 0,72 detik dari setting awal. Kata Kunci: Gangguan hubung singkat, sistem proteksi, DG, DOCR Distributed Generation (DG) adalah generator berskala kecil yang diparalel (dihubungkan) pada jaringan distribusi. Salah satu manfaat yang paling utama dari DG adalah dapat dioperasikan untuk sistem distribusi dengan mode Island, yaitu keadaan dimana pada mode ini sistem distribusi menjadi terisolasi secara elektrik dari seluruh sistem tenaga. Hal ini sangat bermanfaat untuk meningkatkan kualitas pasokan tenaga serta dapat di operasikan dalam mode island jika terjadi pemadaman. Interkoneksi DG pada jaringan distribusi akan mempengaruhi operasi sistem distribusi, ada beberapa dampak positif dan negatifnya. Untuk dampak positif dari interkoneksi DG pada jaringan yakni mengurangi nilai jatuh tegangan dan mengurangi rugi - rugi daya, sedang dampak negatifnya adalah kemungkinan terjadinya simpatetik trip (sistem proteksi merespon secara salah atau tidak diharapkan) pada salah satu penyulang yang terdapat DG. Pada kondisi terhubung jaringan dan islanding arus hubung singkat memiliki nilai yang berbeda. Pada umumnya saluran transmisi memiliki arus hubung singkat yang lebig tinggi dibandingkan dengan arus hubung singkat pada saluran distribusi. Namun demikian, saat sistem distribusi dalam keadaan islanded arus gangguan yang perlu diamankan lebih rendah dari pada saat terhubung dengan saluran transmisi. Maka dari itu diperlukan pengaman yang adaptif. 42

53 Sistem proteksi Directional Over Current Relay (DOCR) atau relay arus lebih berarah merupakan salah satu jenis relay proteksi yang paling banyak digunakan pada sistem proteksi tenaga listrik. Relay arus lebih berarah digunakan untuk mendeteksi adanya gangguan hubung singkat pada sistem yang mempunyai sumber lebih dari satu dan mempunyai jaringan yang membentuk loop. Prinsip kerja relay ini mempunyai dua buah parameter ukur yaitu tegangan dan arus yang masuk kedalam relay. Untuk membedakan arah arus ke depan atau arah arus kebelakang, maka salah satu phasa dari arus harus dibandingkan dengan tegangan pada fasa yang lain. PERSAMAAN YANG DIGUNAKAN Persamaan yang digunakan untuk menghitung dan menentukan parameter setting relay Directional Over Current Relay (DOCR) mengacu pada standard IEEE/ANSI. Tabel 1. menunjukan tabel perhitungan DOCR. Tabel 1. IDMT standar inverse yang memakai standar IEC 602 Karakteristik Relay Standar IEC 602 Standar Inverse (SI) T = TMS x Ir 0,02 1 Very Inverse (VI) T = TMS x 13, Ir 1 80 Extremely Inverse (EI) T = TMS x Ir 2 1 Long time standart eart fault T = TMS x 120 Ir 1 Persamaan cara perhitungan setting relay dan parameter apa saja yang perlu di cari. f. Relay arus lebih berarah (DOCR) Arus nominal adalah arus kerja dari suatu peralatan listrik. Sbase I n = I base =... (1) 3Vbase Keterangan : I n : I base = Arus nominal (A)... (2) S base : Daya semu (VA)... (3) V base : Tegangan (V)... (4) g. Ratio CT Ratio CT ditentukan dari arus nominal peralatan atau dari kabel pada umumnya. Rasio CT = primer... () sekunder h. Arus yang mengalir melalui relay 1 I relay = I base x... (6) Ratio CT i. Arus kerja relay (Standar DOCR 110%) I setocr = 1.1 x I base... (7) j. Waktu operasi (Ts) Time setting (ts) adalah waktu yang dibutuhkan oleh suatu pengaman (relay) untuk kerja. k T s = x TMS... (8) (Iset OCR) α 1 Keterangan : TMS (time multiple setting) : standar waktu setting relay K : konstanta standart inverse (0.14) α : konstanta standar inverse (0.02) Persamaan yang digunakan untuk menghitung setting relay DOCR yakni : I set primer = 1,0 x I n... (9) 43

54 I set sekunder = I set primer x TMS = ratio CT 0,02 I t x [( fault ) 1] I set (primer) 1... (10)... (11) Keterangan : I set primer : Nilai arus primer yang di masukkan untuk penyetelan relay. I set sekunder : Nilai arus sekunder yang di masukkan untuk penyetalan relay. TMS : Standar waktu setting relay HASIL DAN PEMBAHASAN Pemodelan Sistem Gambar 1. menunjukan hasil pemodelan Penyulang Jolotundo yang terinterkoneksi dengan DG (PLTMH Seloliman). Kapasitas daya yang dibangkitkan oleh PLTMH Seloliman sebesar P = 4 kw. Skripsi ini akan menganalisis kinerja relay DOCR untuk mendeteksi adanya arus lebih akibat interkoneksi DG dan akibat gangguan hubung singkat tiga fasa dan antar fasa. Gambar 1. Pemodelan Penyulang Jolotundo dan PLTMH Seloliman Sebelum melakukan perhitungan setting relay, terlebih dahulu dilakukan analisis hubung singkat yang bertujuan untuk mengetahui dan memperoleh nilai arus hubung singkat pada kondisi sebelum dan sesudah interkoneksi DG (PLTMH Seloliman). Tabel 2. Menunjukan hasil perhitungan arus gangguan hubung singkat 3 fasa dan antar fasa sebelum dan sesudah interkoneksi DG. Terlihat bahwa semua bus mengalami kenaikan arus pada setiap gangguan yang dianalisis/diberikan. Kenaikan yang paling besar terjadi pada bus 9, dimana sebelum interkoneksi DG arus gangguan tiga fasa sebesar I sc = ka sesudah interkoneksi DG menjadi I sc = ka dan arus gangguan antar fasa sebelum interkoneksi DG sebesar I sc = 0.88 ka sesudah interkoneksi DG menjadi I sc = 1.23 ka. Hal ini didasari oleh kenyataan bahwa bus 9 adalah bus yang letaknya dekat dengan DG. 44

55 Tabel 2. Hasil perhitungan arus gangguan hubung singkat Sebelum pemasangan DG Setelah pemasangan DG Bus kv 3 Phasa Fault (ka) Line to Line Fault (ka) 3 Phasa Fault (ka) Line to Line Fault (ka) Bus Bus Bus 0, Bus Bus Bus 8 0, Bus 9 0, Sumber: (Hasil Analisis Short Sircuit pada Software ETAP, 2016) Kondisi Awal Sistem Data pada Tabel 3. merupakan data directional over current relay yang diperoleh di lapangan. Data tersebut akan dimasukan ke pemodelan sistem selanjutnya dianalisis untuk melihat kinerja relay (selektifitas dan kecepatan) Tabel 3. Data directional over current relay Relay ID Setting Phase-Phase CT Tipe Relay OCR TD (Manufactur & Tipe) (s) Kurva P S P S Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Square D-Spam SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Relay Areva-Micom P SI Sumber : (APJ Mojokerto, 201) Analisis dilakukan dengan memberikan gangguan hubung singkat pada empat tempat yang berbeda, yaitu gangguan hubung singkat pada sisi sumber (fault at the utility), gangguan hubung singkat pada sisi beban (fault at the load), gangguan hubung singkat antara dua bus, dan gangguan hubung singkat pada sisi DG (PLTMH Seloliman). Gangguan pada Sisi Utility Gambar 2. memperlihatkan gangguan hubung singkat yang terjadi pada sisi sumber (utility). Pemutus tenaga tegangan tinggi (CB1) akan trip (terbuka), sehingga bus 1 akan lepas dari sumber (utility). 4

56 Gambar 2. Gangguan hubung singkat pada sisi sumber Gambar 3. Urutan operasi untuk gangguan hubung singkat pada sisi utility pada kondisi awal - Relay 6 Arus gangguan (I f ) = 1,773kA 1773 A Rasio CT = 2000 : Arus Nominal (I n ) = kva 3. kv = 1, = 1732 A I set (Primer) = 1,0. I n = 1, = 1818,7 A 1819 A 1 I set (Sekunder) = I set (Primer) x t x [( ) I set (primer) TMS = TMS = I fault = 1819 x = 1819 x = 4, A 0,02 0,3 x [( ) 0,02 1] 1] 2000 Rasio CT 46

57 TMS = 0,001 s Karena nilai time dial/tms manimal yang bisa dimasukan sebesar 0.02, maka nilai perhitungan TMS = 0,001 0,02. Gambar 4. Input data untuk hasil perhitungan setting relay 6 Urutan operasi dan kurva TCC untuk gangguan hubung singkat yang terjadi pada sisi utility ditunjukan pada Gambar. dan Gambar 6. Gambar. Urutan operasi untuk gangguan hubung singkat pada sisi utility Pada saat terjadi gangguan, relay 6 akan bekerja pada waktu 266 ms untuk arus gangguan sebesar ka, relay 6 tersebut akan memerintahkan CB1 trip setelah delay selama 40 ms, gangguan tersebut dapat dibebaskan setelah 306 ms sejak terjadinya gangguan hubung singkat. 47