Evaluasi Setting Rele Overall Differential GT 1.1 PLTGU Grati dan Rele Jarak GITET Grati pada Bus 500 kv

Transkripsi

1 Evaluasi Setting Rele Overall Differential GT 1.1 PLTGU Grati dan Rele Jarak GITET Grati pada Bus 500 kv Hari Wisatawan, R. Wahyudi, Sjamsjul Anam Jurusan Teknik Elektro FTI - ITS Abstrak - Adanya gelombang transien akibat dari manuver bus di sisi GITET Grati seringkali mengakibatkan bekerjanya Rele Overall Diferensial GT 1.1 (F01) yang mengamankan seluruh peralatan mulai dari titik bintang generator sampai dengan sisi tegangan tinggi ransformator utama. Gelombang transien ini identik dengan harmonisa ke-2 yang di deteksi oleh rele. Seharusnya harmonisa ke-2 yang di deteksi adalah harmonisa ke-2 yang timbul karena adanya energize transformator utama. Selain gelombang transien karena manuver bus, gelombang transien tersebut juga diakibatkan karena adanya gangguan asimetris di sisi 150 kv. Dalam hal ini, yang seharusnya bekerja adalah Rele Diferensial IBT 500 kv/150 kv. Bekerjanya Rele Diferensial karena gelombang transien ini jelas akan merugikan, baik di sisi transmisi maupun di sisi pembangkitan. Selain itu salah satu fungsi selektifitas dari rele pengaman tidak terpenuhi. Sedangkan untuk Rele Jarak di sisi transmisi 500 kv resetting juga diperlukan agar rele tersebut lebih selektif dan apabila terjadi gangguan tidak menyebabkan bekerjanya Rele Overall Diferential (F01) GT 1.1. Kata kunci: Rele Diferensial, Rele Jarak, Harmonisa ke-2 I. PENDAHULUAN Sering lepasnya GT 1.1 PLTGU Grati akibat gangguan dari luar menyebabkan kerugian yang besar. Pada sistem transmisi akan mengalami kekurangan pasokan daya, sedangkan pada pembangkit akan menimbulkan biaya tambahan pada proses startingnya. Selain itu nilai keandalan dari pembangkit akan menurun. Lepasnya pembangkit seringkali diakibatkan oleh bekerjanya rele yang tidak sesuai dengan jenis gangguan yang terjadi di sisi transmisi. Sebagai contoh adalah ketika terjadi manuver bus di GITET Grati, maka Rele Diferensial sisi pembangkit akan bekerja karena adanya gelombang transien yang menyerupai gelombang harmonisa ke-2 yang besarnya melebihi nilai seting. Padahal gelombang tersebut adalah gelombang transien dan bukan merupakan gangguan. Selain itu, ketika terjadi gangguan asimetris di sisi 150 kv di GI Bangil, Rele Diferensial GT 1.1 juga bekerja karena adanya gelombang transien akibat gangguan tersebut. Padahal yang seharusnya bekerja adalah Rele Diferensial IBT 500 kv/150 kv. Koordinasi antar Rele Diferensial antara sisi pembangkit dengan IBT harus sesuai baik dari seting arus diferensialnya maupun seting harmonisanya Dengan latar belakang seperti yang telah disebutkan di atas, maka tujuan dari pembuatan tugas akhir ini adalah sebagai berikut: dapat memberikan solusi agar kinerja pengaman lebih dapat diandalkan secara sensitifitas dan selektifitasnya. Selain itu, kerugian yang timbul baik di sisi transmisi maupun di sisi pembangkit dapat diminimalisasi. II. DASAR TEORI A. Rele Diferensial Rele Diferensial digunakan untuk mengamankan Generator atau Transformator bila terjadi short circuit atau terjadi hubung singkat antar phasa di internal peralatan atau di antara sensor-sensornya. Rele Diferensial mempunyai sifat-sifat sebagai berikut: Sengat selektif terhadap gangguan dan cepat dalam mengamankan Generator/Transformator. Digunakan sebagai pengaman utama. Tidak bisa digunakan sebagai pengaman cadangan bila terjadi hubung singkat di luar Generator / Transformator. Daerah yang diamankan dibatasi dengan pasangan Trafo Arus dimana Rele Diferensial dipasang [1], [9]. Prinsip kerja dari Rele Diferensial secara umum adalah berdasarkan pada prinsip keseimbangan (current balance). Prinsip ini berdasarkan hukum kirchhoff yaitu membandingkan jumlah arus masuk ke primer (Ip) sama dengan jumlah arus yang keluar dari sekunder (Is). 1 2 Dimana: Id = Arus Diferensial (A) Ip/I1 = Arus Sisi Masuk / Primer (A) Is/I2 = Arus Sisi Keluar / Sekunder (A) Koneksi Rele Diferensial dan CT Koneksi antara Rele Diferensial dan CT bisa bermacam-macam. Faktor yang menjadi pertimbangan utamanya adalah belitan trafo yang diamankan seperti apa. Selain itu arus dari CT baik di sisi sekunder maupun di sisi primer tidak boleh berbeda sudut fasanya. Hubungan antara trafo utama dan CT-CT nya dapat dilihat dari Tabel 1 di bawah ini. Tabel 1. Konfigurasi Hubungan Trafo Utama dan CT 1

2 Karakteristik Rele 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) ( ). 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. Untuk mengatasi masalah unbalance current (Iµ) pada Rele Diferensial caranya dengan menambahkan kumparan yang menahan bekerjanya rele di daerah Iµ. Kumparan ini di sebut Restraining Coil, sedangkan kumparan yang mengerjakan rele tersebut di sebut Operating Coil. Arus diferensial didapat dari menjumlahkan komponen arus sekunder perfasa di belitan 1 1 dan belitan 2 2 secara vektor perfasa. Jika arus berlawanan dalam arti yang satu menuju rele dan yang lainnya meninggalkan rele, maka akan saling mengurangi dan sebaliknya jika arus searah berarti yang kedua-duanya menuju atau meninggalkan rele, maka akan saling menjumlahkan. Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus sekunder perfasa di belitan 1 1 dan belitan , 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 rele pada saat gangguan internal dengan arus gangguan yang kecil. Sedangkan Slope 2 berguna supaya rele tidak kerja oleh gangguan eksternal yang berarus sangat besar sehingga salah satu CT mengalami saturasi (diset dengan slope lebih dari 50%) [9]. % 100% Pada Gambar 1 halaman berikut merupakan karakteristik Rele Diferensial. Daerah di atas kurva adalah daerah kerja Rele Diferensial, sedangkan pada daerah di bawah kurva, rele tidak akan bekerja. Gambar 1. Karakteristik Rele Diferensial B. Rele Jarak Rele Jarak merupakan proteksi yang paling utama pada saluran transmisi. Rele Jarak menggunakan pengukuran tegangan dan arus untuk mendapatkan impedansi saluran yang harus diamankan. Jika impedansi yang terukur di dalam batas settingnya, maka rele akan bekerja. Di sebut Rele Jarak, karena impedansi pada saluran besarnya akan sebanding dengan panjang saluran. Oleh karena itu, Rele Jarak tidak tergantung oleh besarnya arus gangguan yang terjadi, tetapi tergantung pada jarak gangguan yang terjadi terhadap rele proteksi. Impedansi yang diukur dapat berupa Z, R saja ataupun X saja, tergantung jenis rele yang dipakai. Seting Rele Jarak Secara umum, zone pada proteksi Rele Jarak terdiri dari tiga zone, yaitu [5]: 1. Zone I : mengamankan saluran yang diproteksi (protected line). Settingnya adalah 80 persen impedansi saluran yang diproteksi. 2. Zone II : mengamankan saluran yang diproteksi (protected line) dan saluran sebelahnya (adjacent line). Settingnya adalah 120 persen impedansi saluran yang diproteksi. 3. Zone III : mengamankan saluran sebelahnya (adjacent line). Settingnya adalah saluran yang diproteksi ditambah 120 persen saluran sebelahnya (adjacent line). Gambar 2. Zone Setting Rele Jarak Faktor-Faktor yang Mempengaruhi Rele Jarak Resistansi Gangguan Salah satu pengaruh resistansi gangguan terhadap operasi Rele Jarak adalah pergeseran impedansi yang terukur oleh rele ketika terjadi gangguan. Hal ini dapat menyebabkan rele menjadi underreaching, yaitu untuk gangguan yang seharusnya terdeteksi zona satu rele 2

3 menjadi terdeteksi di zona dua rele atau gangguan di zona dua rele menjadi terdeteksi di zona tiga rele. Resistansi gangguan yang timbul pada saat gangguan ke tanah pada umumnya mempunyai resistansi yang lebih tinggi daripada gangguan antar fasa. Impedansi gangguan pada saat gangguan ke tanah dapat disebabkan impedansi menara (tower impedance and tower footing resistance) dan resistansi arc. Resistansi arc dipengaruhi oleh besarnya arus gangguan dan panjang dari arc itu sendiri [5]. Arus Infeed Infeed adalah pengaruh penambahan atau pengurangan arus yang melalui titik terminal terhadap arus yang melalui rele yang ditinjau. Secara umum infeed dapat disebabkan adanya pembangkit antara rele dengan titik gangguan atau dapat juga disebabkan adanya perubahan konfigurasi saluran dari saluran transmisi ganda ke tunggal atau sebaliknya. Adanya pengaruh infeed ini akan membuat impedansi yang dilihat rele menjadi lebih besar (overreaching) atau menjadi lebih kecil (underreaching) [5]. Adanya pembangkit pada rel ujung saluran yang diamankan Konfigurasi saluran transmisi ganda ke tunggal Gambar 4. Saluran Transmisi Ganda ke Tunggal Jika terjadi gangguan pada titik f, maka impedansi yang terlihat oleh relai A adalah: Jadi faktor infeed Konfigurasi saluran transmisi ganda ke ganda Gambar 5. Saluran Transmisi Ganda ke Ganda Konfigurasi saluran transmisi ganda ke ganda, jika terjadi gangguan di titik f, maka impedansi yang terlihat oleh rele A adalah : Gambar 3. Arus Infeed pada Saluran Transmisi Jika terjadi gangguan pada titik f, di luar daerah pengaman rele maka pada kondisi normal (tidak ada pembangkitan dari B) maka tegangan yang terukur oleh rele pada saat terjadi gangguan di f adalah : Sehingga impedansi yang terukur oleh rele A adalah Jadi faktor infeed Untuk gangguan f dekat rel B (x 0), faktor infeed k = 2 Untuk gangguan f dekat rel C (x 0), faktor infeed k =1 Untuk gangguan diantara rel B dan C nilai infeed bervariasi antara 1-2 Konfigurasi saluran transmisi tunggal ke ganda Adanya pembangkit di B akan menyebabkan terjadi penambahan arus pada titik gangguan sehingga tegangan yang terukur oleh rele adalah : Dan impedansi yang terukur oleh rele adalah: Jadi faktor infeed adalah: 3 Gambar 6. Saluran Transmisi Tunggal ke Ganda Jika terjadi gangguan pada titik f impedansi yang terlihat oleh relai A adalah:

4 Jadi faktor infeed Pengaruh Sambungan Inti Hingga satu atau dua dekade lalu, sambungan jenis non step-lap banyak digunakan, namun yang trafo modern menggunakan sambungan jenis step-lap. Untuk gangguan f dekat rel B (x 0), faktor infeed k = 1 Untuk gangguan f dekat rel c (x 0), faktor infeed k = 0.5 Untuk gangguan diantara rel B dan C nilai infeed bervariasi antara Arus Inrush Arus inrush terjadi karena arus lebih yang terjadi selama proses energize trafo dan karena adanya arus transien yang besar yang disebabkan oleh kejenuhan magnetik inti trafo. Untuk trafo daya, besarnya arus inrush biasanya 2 sampai 5 kali arus beban, tetapi perlahan-lahan menurun oleh efek redaman osilasi di belitan trafo dan resistansi magnetizing trafo serta impedansi dari sistem yang terhubung sampai akhirnya mencapai nilai normal. Proses ini biasanya memakan waktu beberapa menit. Akibatnya, arus inrush terbaca sebagai arus gangguan oleh rele proteksi. Perhitungan yang tepat untuk % minimum harmonisa ke-2 adalah sangat penting sebagai parameter untuk diferensiasi [7]. Perhitungan Arus Inrush Persamaan sederhana yang sering digunakan untuk menghitung nilai puncak dari siklus pertama arus inrush (Amp) adalah sebagai berikut:.. Dimana: U =Tegangan sistem, Volt L =Induktansi udara inti trafo, Henry R =Total Resistansi DC belitan trafo, Ohm BR =Kerapatan fluks inti trafo, Tesla BS =Saturasi kerapatan fluks dari bahan inti, Tesla BN =Kerapatan fluks normal inti transformator, Tesla Pada kenyataannya, persamaan di atas tidak memberikan akurasi yang memadai karena sejumlah parameter trafo dan sistem, yang mempengaruhi besarnya arus inrush, tidak termasuk dalam perhitungan. Selain itu, persamaan ini tidak memberikan informasi tentang osilasi berikutnya sepanjang durasi transien arus inrush. Pengaruh Parameter Desain Trafo pada Harmonisa ke2 dari Arus Inrush 1. Pengaruh Desain Kepadatan Fluks Minimum % harmonisa ke-2/nilai puncak arus inrush menurun dengan induksi seperti yang ditunjukkan pada Gambar 7 di bawah ini. Trafo modern umumnya beroperasi pada kerapatan fluks yang lebih tinggi. Dengan demikian trafo modern akan memiliki % harmonisa ke-2 lebih rendah. 2. Efek dari Material Inti Fitur baru lainnya pada trafo modern adalah penggunaan bahan Hi-B yang lebih tinggi nilai saturasinya pada sebagian besar daerah linier pada kurva magnetisasi. 4 Gambar 7. % Minimum Harmonisa ke-2/puncak Arus Inrush dibandingkan dengan Rating Kerapatan Fluks Pengaruh Arus Inrush pada Rele Diferensial Setiap peningkatan tegangan yang mendadak pada trafo daya akan menghasilkan arus transien yang lebih besar daripada arus normalnya. Lonjakan tegangan tersebut, biasanya disebabkan oleh hal-hal sebagai berikut: Energize-nya trafo daya Tegangan pemulihan setelah terjadi gangguan short circuit yang besar pada sistem interkoneksi (recovery inrush) Energize-nya trafo daya lain yang terparalel dengan interkoneksi (sumpathetic inrush) Out-of-phase generator III. SISTEM KELISTRIKAN Sistem Interkoneksi Jawa-Bali Di Pulau Jawa, saat ini telah dibangun beberapa pusat pembangkit tenaga listrik dalam skala besar, antara lain PLTU Suralaya, PLTA Saguling, PLTA Cirata, dan PLTU Paiton. Pulau Jawa dan Bali terdapat sistem kelistrikan tunggal dan terpadu (integrated power system), dengan transmisi bertegangan ekstra tinggi, yaitu 500 KV sebagai jaringan utamanya. Pada sistem interkoneksi kelistrikan se-jawa dan Bali ini telah dibangun menara-menara listrik sebagai jalur transmisi tegangan ekstra tinggi 500 KV, mulai dari PLTU Suralaya, PLTA Saguling, PLTA Cirata, PLTU Paiton ke pusat pengendali dan pengatur beban (P3B) di Gandul (Jakarta). Pusat-pusat pembangkit berskala besar dari beberapa wilayah di Jawa, seperti Suralaya, Saguling, Paiton, dan Cirata, saling dihubungkan melalui stasiun atau gardugardu induk. Dengan sistem ini apabila kebutuhan daya dari wilayah tertentu tidak bisa dipenuhi oleh pembangkit setempat, maka bisa dibantu dengan suplai dari berbagai stasiun yang terhubung. Demikian pula jika terjadi kelebihan catu daya, pusat pembangkit bisa mengirimkannya ke wilayah-wilayah lain yang tersambung dalam sistem interkoneksi.

5 Melalui pusat pengendali dan pengatur beban (P3B) penyaluran beban bisa diatur dan dikendalikan dengan baik. P3B yang berada di Gandul merupakan pusat pengatur beban yang mengendalikan sistem interkoneksi se-jawa (Java Control Center) atau JCC) dibantu oleh 4 buah unit pengatur beban daerah sebagai pengatur beban di wilayah (Area Control Center/ACC). Bushing HV. Gambar konfigurasi rele ini dapat dilihat pada Gambar 9 dibawah ini. 11BAT01 153,75 MVA 512,5 ± 2 x 2,5% / 10,5 Ynd1 Uk = 12% kv To 500 kv SwitchGear 200 / 1 A 30 VA 5P20 F01 7UT512 L1 L2 L3 L1 L2 L3 87U Over All Diff. Rele Diferensial IBT (Inter Bus Transformer 150/500 kv) Rele yang digunakan adalah 7UT513 dari pabrikan Siemens. Konfigurasi pemasangan rele ini dapat dilihat dari Gambar 8 seperti dibawah ini. 11MKA MVA 10,5 kv ± 5% G 50 Hz / 25 A 25 / 1 / 1 / 1 A 30 VA 5P20 Gambar 9. Konfigurasi Rele Diferensial pada Pembangkit GT 1.1 Sedangkann koneksi dari CT-CT nya adalah seperti pada Gambar 10 dibawah ini. To 500 kv SwitchGear 30 VA 5P20 P1 200 / 1 A P2 S1 S2 11BAT01 153,75 MVA 512,5 ± 2 x 2,5% / 10,5 kv Ynd1 Uk = 12% 11MKA MVA 10,5 kv ± 5% 50 Hz G F01 7UT 512 P / 25 A P2 S1 S2 P1 P2 2S1 2S2 Gambar 8. Konfigurasi Rele Diferensial IBT Sedangkann setting dari Rele Diferensial IBT adalah sebagai berikut: AE06 87BRA INTERBUS TRANSF. (MAIN1 and 2) 2102I D >/I N 2103I D >>/I N 2104I 2fN >/I N 2105I 5fN >/I N 2106t D > 2107t D >> % 48% 0 sec 0 sec U N W P N W I N CT U N W P N W I N CT OVERLOAD NICHT AKTIV 1501 U N W CROSS BLOCK NEIN 1502 P N W Y Y 0 Y I N CT Rele Diferensial GT 1.1 (OverAll Differential Relay) Rele diferensial ini menggunakan rele 7UT512 V3 dari pabrikan Siemens. Relee ini dipasang dengan daerah atau zona pengamannya meliputi Generator, Transformator Utama, Inter Phase Bus Duct (IPB). Sensing CT dipasang di titik bintang Generator dan di ini 5 25 / 1A 30 VA 5P20 Gambar 10. Koneksi Rele Diferensial dengan CT Sedangkan setting Rele Diferensial ini adalah sebagai berikut: Settings Settings group A 1100 TRANSFORMER DATA 1102 Rated voltage of winding 1 of transformer 1103 Rated apparent power of winding Primary rated current of CT winding Starpoint formation of CT winding Processing of zero sequence current of wind Vector group numeral of winding Rated voltage of winding 2 of transformer 1123 Rated apparent power of winding Primary rated current of CT winding Starpoint formation of CT winding Processing of zero sequence current of wind kv MVA 200 A Towards transformer Without kv MVA A Towards transformer Without 1600 TRANSFORMER DIFFERENTIAL PROTECTION DATAA 1601 State of differential protection on 1603 Pick-up value of differential current 0.25 I/InTr 1604 Pick-up value of high set trip 10.0 I/InTr 1606 Slope 1 of tripping characteristic Base point 2 for slope 2 of tripping charact. 2.5 I/InTr 1608 Slope 2 of tripping characteristic State of 2nd harmonic restraint on nd harmonic contend in the different. current 15 % 1612 Time for cross-blocking with 2nd harmonic 0 *1P 1613 Choice a further (n-th) harmonic restraint 5th harmonic 1614 n-th harmonic contend in the differen. current 48 % 1615 Active time for cross-blocking with n-th harm. 0 *1P 1616 Limit IDIFFmax of n-th harmonic restraint 1.5 I/InTr

6 1617 Max.blocking time at CT saturation +* *1P 1618 Min. restr.current for blocking at CT satur I/InTr 1625 Trip time delay of diff. current stage IDIFF> 0.00 s 1626 Trip time delay of diff. current stage IDIFF>> 0.00 s 1627 Reset delay after trip has been initiated 0.10 s IV. STUDI SETTING RELE DAN ANALISA GANGGUAN Perhitungan Setting Rele Jarak (Distance Relay) Berdasarkan konfigurasi transmisi dan data-data konduktor yang ada, akan dilakukan perhitungan ulang untuk seting Rele Jarak di GITET Grati sampai dengan GITET Krian atau Surabaya Barat. 0,4 12 0,4 1,993 22,298Ω 12 0,7972 8,9192 Ω 23 0,4 0,6739 6,4745Ω 23 0, ,5898 Ω Berdasarkan manual book relay LZ96a setting untuk tiap zona transmisi ditunjukkan pada Gambar 12 di bawah ini. Gambar 11. Transmisi 500 kv dari GITET Grati ke GITET Gresik Data untuk informasi resistansi, reaktansi, CT dan PT yang digunakan dapat dilihat pada Tabel 2 dibawah ini. Tabel 2. Parameter Transmisi untuk Setting Rele Jarak Saluran Type Konduktor Panjang (Km) Resistansi (Ohm/km) Reaktansi (Ohm/km) ACSR Gannet 4 x 392 mm 2 79,410 0,0251 0, / 1 A ACSR Dove 4 x 327 mm ,0293 0, / 1 A CT PT 500 / 0.1kV 500 / 0.1kV Note : 1-2 :Saluran transmisi dari GITET Grati ke GITET Krian 2-3 :Saluran transmisi dari GITET Krian ke GITET Gresik Dari parameter di atas didapatkan Impedansi Primer saluran GITET Grati GITET Krian 12 0,0251 Ω 79,410 km 12 1,993 Ω 12 0,2808 Ω 79,410 km 12 22,298 Ω 12 1,993 22,298 Ω Impedansi Primer saluran GITET Krian GITET Gresik 23 0,0293 Ω 23 km 23 0,6739 Ω 23 0,2815 Ω 23 km 23 6,4745 Ω 23 0,6739 6,4745 Ω Untuk mendapatkan Impedansi Sekunder (besaran yang dirasakan oleh Rele Jarak), maka: Gambar 12. Pembagian Zona Setting Relay Jarak LZ96a Setting untuk Zona %0,7972 8, , , ,61 84,89 Setting di rele: 1 7,61Ω 85 Setting untuk Zona % %0,7972 8, %0, , %0,7972 8,9192 0,458 4, , , ,373 84,62 Setting di rele: 2 11,373Ω 85 Setting untuk Zona % %0,7972 8, %0, , %0,7972 8,9192 0,6469 6, , , ,92 84,55 Setting di rele: 3 12,92Ω 85 6

7 No GI / GITET Tabel 3 Matrikulasi Setting Rele Jarak SETTING SUTT / Zone 1 Zone 2 Zone 3 SUTET Eksisting Resetting Eksisting Resetting Eksisting Resetting Z Ө Z Ө Z Ө Z Ө Z Ө Z Ө 1 Grati Krian , , , , , ,92 85 Krian , , , , , ,92 85 Perhitungan Setting Rele Diferensial Konfigurasi Rele Diferensial dengan CT-CT nya dapat dilihat pada Gambar 14 di bawah ini: Setting rele = 25% atau 0,25 I/InTr Arus Deferensial pada sisi High Voltage (512,5 kv) 0, ,5 1, ,46 512,5 Atau Arus Deferensial padasisi Low Voltage (10,5 kv) 0, ,5 1, ,5 Seting Slope Slope digunakan untuk mengantisipasi apabila ada gangguan dari luar (external). Gangguan ini terjadi diluar CT-CT sensornya. 1, 100% %, Gambar 13. Konfigurasi Rele Diferensial dan CT-CT nya Sisi Low Voltage 10,5,, 10, , ,5 0,8454 Sisi High Voltage 512,5,, 512,5 173,37 512,5 173,37 512,5 0,8669 Arus di Rele Diferensial pada saat beban penuh 0 512,5 10,5 0 0,8669 0, , ,5 10,5 0,8669 0,8454 1,7123 Pada kondisi normal full load arus di rele adalah 0, % 1,2556% 1,7123 Seting Rele Diferensial. % % % 2 2,5 100% 1,2556% 5% 512,5 5% 12,231% 1 29,2% 2 58,40% Tabel 4 Matrikulasi Setting Rele Diferensial 1600 TRANSFORMER DIFFERENTIAL PROTECTION DATA AE06 87BRA IBT Lama State of differential protection on on on Baru Pick-up value of differential current 0.15 I/InTr 0.25 I/InTr 0.25 I/InTr Pick-up value of high set trip 0.8 I/InTr 10.0 I/InTr 10.0 I/InTr Slope 1 of tripping characteristic Base point 2 for slope 2 of tripping charact. 2.5 I/InTr 2.5 I/InTr Slope 2 of tripping characteristic State of 2nd harmonic restraint on on on 2nd harmonic contend in the different. current Time for cross-blocking with 2nd harmonic Choice a further (n-th) harmonic restraint n-th harmonic contend in the differen. current Active time for cross-blocking with n-th harm. Limit IDIFFmax of n-th harmonic restraint 45% 15% 48% 5th harmonic 0 *1P 1 *1P 5th harmonic 48% 48% 50% 0 *1P 1 *1P 5th harmonic 1.5 I/InTr 1.5 I/InTr Max. blocking time at CT saturation +* *1P +* *1P Min. restr. current for blocking at CT satur. I/InTr I/InTr Trip time delay of diff. current stage IDIFF> 0.00 s 0.00 s 0.00 s Trip time delay of diff. current stage IDIFF>> 0.00 s 0.00 s 0.00 s Reset delay after trip has been initiated 0.10 s 0.10 s 0.00 s Analisa Gangguan External Analisa gangguan ini berdasarkan data rekaman gangguan Rele Diferensial (F01) dengan menggunakan software SIAGRA

8 Gangguan 17 Maret 2010 (Manuver di GITET GRATI) Data rekaman tersebut dapat dilihat pada gambar di bawah ini. Gambar 15 Data Rekaman pada Saat Gangguan Tabel 7 Parameter pada Saat Gangguan dari Gambar 15 Gambar 14. Data Rekaman Sebelum Gangguan Tabel 5 Parameter Sebelum Gangguan dari Gambar 14 Tabel 8 Parameter pada Saat Gangguan dari Gambar 15 untuk Semua Arus Tabel 6 Parameter Sebelum Gangguan dari Gambar 14 untuk Semua Arus Dari data-data diatas dapat dilakukan perhitungan sebagai berikut: Dari data-data diatas dapat dilakukan perhitungan sebagai berikut: Sisi Low Voltage 10, , ,5 0,591 Sisi High Voltage 512, , ,5 0,625 Arus di Rele Diferensial pada kondisi sebelum gangguan 0 512,5 10,5 0 0,625 0, , ,5 10,5 0,625 0,591 1,216 Pada kondisi sebelum gangguan arus di rele adalah, 100% 2,796%,, % 25% Sisi Low Voltage 10, , ,5 0,588 Sisi High Voltage 512,5 77,2 512,5 77,2 512,5 0,386 Arus di Rele Diferensial pada saat gangguan 0 512,5 10,5 0 0,386 0, , ,5 10,5 0,386 0,588 0,974 Pada kondisi gangguan arus di rele adalah, 100% 20,739%,, % 25% Tetapi pada saat gangguan terjadi, nilai harmonisa ke-2 lebih besar daripada nilai seting yaitu 38,7% (seting 15% dengan pembacaan 0*1P atau 0*20ms), sehingga Rele Diferensial bekerja dan memerintahkan CB untuk membuka sehingga GT 1.1 trip. 8

9 Apabila nilai seting untuk harmonisa ke-2 diubah dari 15% dengan pembacaan 0*1P atau 0*20ms ke 48% dengan pembacaan 1*1P atau 1*20ms maka Rele Diferensial tidak akan bekerja dan CB tidak akan membuka sehingga GT 1.1 tetap dapat mensuplai jaringan 500 kv. V. KESIMPULAN DAN SARAN A. Kesimpulan Perubahan seting pada Rele Jarak dapat membuat rele tersebut lebih selektif terhadap zona gangguan. Sehingga penanganan gangguan dapat lebih maksimal. Bekerjanya Rele Diferensial Overall (F01) di sisi pembangkit dikarenakan adanya gelombang transien akibat manuver bus di GITET Grati yang dibaca oleh rele sebagai harmonisa ke-2. Setelah dilakukan analisa terhadap gelombang gangguan tersebut, maka penulis melakukan beberapa perubahan seting Rele Diferensial, diantaranya: Perubahan seting 2nd harmonic contend in the different. current dari 15% menjadi 48%. Perubahan ini akan berpengaruh pada besarnya nilai harmonisa ke-2 yang dideteksi oleh rele. Perubahan ini sekaligus memperbaiki koordinasi dengan Rele Diferensial IBT dimana seting harmonisa ke-2 sebesar 45%. Perubahan seting Time for cross-blocking with 2nd harmonic dari 0 *1P menjadi 1 *1P. Perubahan ini berpengaruh pada pembacaan harmonisa ke-2. Pada 0 *1P, rele membaca harmonisa ke-2 tanpa menghabiskan satu periode gelombang dan langsung memerintahkan rele untuk bekerja. Harmonisa ke-2 yang terbaca dianggap sebagai harmonisa ke-2 yang permanen. Sedangan pada 1 *1P, rele membaca harmonisa ke-2 selama satu periode gelombang dan baru memerintahkan rele untuk bekerja. Sehingga apabila ada gelombang harmonisa ke-2 sebagai akibat dari manuver di GITET Grati (gelombang transien) tidak dianggap sebagai gangguan. Perubahan 5nd harmonic contend in the different. current dari 48% menjadi 50%. Perubahan ini akan berpengaruh pada besarnya nilai harmonisa ke-5 yang dideteksi oleh rele Perubahan Time for cross-blocking with 5th harmonic dari 0 *1P menjadi 1 *1P. Perubahan ini akan berpengaruh pada pembacaan harmonisa ke-5. Pada 0 *1P, rele membaca harmonisa ke-5 tanpa menghabiskan satu periode gelombang dan langsung memerintahkan rele untuk bekerja. Harmonisa ke-5 yang terbaca dianggap sebagai harmonisa ke-5 yang permanen. Sedangan pada 1 *1P, rele membaca harmonisa ke-5 selama satu periode gelombang dan baru memerintahkan rele untuk bekerja. Sehingga apabila ada gelombang harmonisa ke-5 sebagai akibat dari manuver di GITET Grati tidak dianggap sebagai gangguan. B. Saran Sebelum seting-seting rele tersebut diaplikasikan, dapat dilakukan perhitungan kembali dengan melibatkan semua bagian yang ada, baik dari P3B sebagai penanggung jawab GITET dan PT. Indonesia Power sebagai penanggung jawab pembangkit. Seting-seting rele tersebut harus selalu di audit seiring dengan bertambahnya beban dan pembangkit, karena nilai-nilai parameternya akan mengalami perubahan. REFERENSI [1] Siemens, Instruction Manual 7UT512. Numerical Differential Protection Relay for Transformer, Generator, Motor and Branch Points, German. [2] ABB, Instruction Manual LZ96a. Solid-state Distance Protection Type LZ96a, Switzerland. [3] J. G. Andrichak, G.E Alexander, General Electric Co Distance Relay Fundamentals, USA. [4] ALSTOM, Network Protection & Automation Guide, USA [5] Halomoan T, Naek Cristof, RELE JARAK SEBAGAI PROTEKSI SALURAN TRANSMISI, Universitas Indonesia. [6] Perpustakaan Universitas Sumatera Utara, Teori Dasar Transmisi, Universitas Sumatera Utara <URL: /30250/3/Chapter%20II.pdf>. [7] Mekic, Fahrudin., Girgis, Ramsis., Gajic, Zoran., tenyenhuis, Ed., ABB Power Transformer Characteristics and Their Effect on Protective Relays, Switzerland [8] Hewitson, Les., Brown, Mark., Ramesh, Ben., Practical Power Systems Protection. IDC Technologies, Perth, Australia. [9] REIMERT, DONALD. 2006, Protective Relaying for Power Generation System, CRC Press, Taylor & Francis Group, LLC, 6000 Broken Sound Parkway NW, Suite 300 Boca Raton, FL Biografi Penulis Hari Wisatawan lahir di kota Magetan pada tanggal 8 bulan September tahun Saat ini penulis tinggal di Wisma Permai XI/1, Mulyosari, Surabaya. Penulis lulus dari Politeknik Negeri Malang pada tahun Saat ini penulis menempuh pendidikan pada program studi lintas jalur S1 teknik elektro bidang studi sistem tenaga, jurusan teknik elektro Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS), Surabaya. Penulis pernah bekerja di PT. Astra Otoparts, Tbk Divisi Adiwira Plastik Bogor dan saat ini adalah karyawan organik PT. Indonesia Power UBP Perak Grati di departemen pemeliharaan listrik Grati CCPP 800 MW. Emai hari.wisatawan@indonesiapower.co.id 9