draft buku FINAL.pdf

8/18/2019 draft buku FINAL.pdf

1/522

Pedoman dan PetunjukSistem Proteksi Transmisi dan Gardu IndJawa BaliEdisi Pertama : September 2013


2/522

i

KATA PENGANTAR

Dengan memanjatkan Puji Syukur kehadirat TuhanYang Maha Esa, maka Buku Pedoman dan Petunjuk

Sistem Proteksi Transmisi dan Gardu Induk Jawa Bali ini

dapat disusun dan dan dibukukan, sebagai panduan

perencanaan, pengembangan dan penentuan spesifikasi

teknik sistem proteksi, serta menstandarkan persyaratan

proteksi PLN P3B Jawa Bali.

Penyusunan buku ini merupakan bagian dari tugas Project Assignment

Program Spesialis Proteksi PLN P3B Jawa Bali.

Buku ini dapat disusun berkat kebersamaan dan kebulatan tekad dari Tim

Penyusun yang beranggotakan staf dari Kantor Induk dan APP.

Buku Pedoman dan Petunjuk Sistem Proteksi Transmisi dan Gardu Induk

Jawa Bali mengacu pada SPLN, Aturan Jaringan Jawa Bali, Standar

Internasional seperti IEEE dan IEV dan Regulasi PLN P3B Jawa Bali.

Untuk mencapai kesempurnaan buku ini masih diperlukan beberapa

masukkan sesuai kebutuhan dan perkembangannya.

Harapan kami, keberadaan Pedoman Dan Petunjuk Sistem Proteksi

Transmisi Dan Gardu Induk Jawa Bali ini membantu mengakomodir

kebutuhan akan panduan berupa filosofi, pola, seting proteksi penghantar,

proteksi GITET/GI, proteksi sistem, koordinasi seting pembangkit dan grid

yang diterapkan oleh PLN P3B Jawa Bali

Jakarta, September 2013

Karyana


3/522

ii

KATA SAMBUTAN

………………………………………………………………………GM PLNP3B


4/522

iii

TIM PENYUSUN

Susunan Tim Pengarah

1. Karyana : sebagai Ketua2. Ika Sudarmaja : sebagai Wakil Ketua3. Wirawan : sebagai Anggota4. Pribadi Kadarisman : sebagai Anggota5. Djoko Prasetyo : sebagai Anggota6. Jemjem Kurnaen : sebagai Anggota7. Syofvi Felienty Roekman : sebagai Anggota8. Yanuar Hakim : sebagai Anggota9. Didik Fauzi Dahlan : sebagai Anggota10. Harjiatno : sebagai Anggota11. Hasanudin : sebagai Anggota12. Zulkifli : sebagai Anggota

Susunan Tim Pelaksana

1. Eka Annise Ambarani : sebagai Ketua2. Ary Gemayel Willus : sebagai Anggota3. Andi Yunita Maradil : sebagai Anggota4. Ira Mardya Sari : sebagai Anggota5. Andi Asmuliana : sebagai Anggota6. Tanzil Ramadhan Aljufri : sebagai Anggota7. Dhyen Reskawati Suanna : sebagai Anggota8. Putri Ramadhani Sahid : sebagai Anggota

Narasumber

1. Vendor2. Tenaga Nasional Berhad3. Electricity Generating Authority of Thailand4. Dhani Barus5. M. Toha6. Gulung7. Suwadi


5/522

iv

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ................................................................................................. i KATA SAMBUTAN .................................................................................................. ii

TIM PENYUSUN ...................................................................................................... iii

DAFTAR ISI ............................................................................................................. iv

DAFTAR GAMBAR .............................................................................................. xxii

DAFTAR TABEL ................................................................................................ xxxii

BAB 1 PENDAHULUAN........................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang .............................................................................. 1

1.2 Tujuan ........................................................................................... 1

1.3 Batasan ......................................................................................... 2

1.4 Referensi ....................................................................................... 2

BAB 2 FILOSOFI DAN REGULASI ......................................................................... 3

2.1.1 Relai ....................................................................................... 3

2.1.2 Relai Proteksi .......................................................................... 3

2.1.3 Waktu Kerja Relai ( Relay Operating Time ) .............................. 3

2.1.4 Waktu Pembebasan Gangguan ( Fault Clearing Time) ............ 3

2.1.5 Zona proteksi ( Protection Section ) .......................................... 3

2.1.6 Proteksi utama ( Main Protection ) ............................................ 4

2.1.7 Proteksi cadangan ( Backup Protection ) .................................. 4 2.1.8 Pemutus Tenaga (PMT) .......................................................... 4

2.1.9 Pemisah (PMS) ....................................................................... 4

2.1.10 Transformator Arus ................................................................. 4

2.1.11 Transformator Tegangan ........................................................ 5

2.1.12 Sistem Proteksi ....................................................................... 5

2.2 Filosofi ........................................................................................... 5


6/522

v

2.2.1 Tujuan Utama Sistem Proteksi ................................................ 5

2.2.2 Pertimbangan Pemilihan Proteksi ........................................... 5

2.2.3 Zona proteksi .......................................................................... 6

2.2.4 Elemen Sistem Proteksi .......................................................... 6

2.2.4.1 Transformator Arus/Transformator Tegangan : ................. 6

2.2.4.2 Relai Pengaman : ............................................................. 7

2.2.4.3 PMT : ................................................................................ 7

2.2.4.4 Power supply : ................................................................... 7

2.2.4.5 Pengawatan : ................................................................... 7

2.2.5 Persyaratan Sistem Proteksi .................................................. 8

2.2.5.1 Sensitif ............................................................................. 8

2.2.5.2 Selektif ............................................................................. 9

2.2.5.3 Andal ................................................................................ 9

2.2.5.4 Cepat .............................................................................. 10

2.2.6 Proteksi Utama dan Cadangan ............................................. 11

2.2.6.1 Proteksi Utama ............................................................... 11

2.2.6.2 Proteksi Cadangan ......................................................... 11

2.3 REGULASI .................................................................................. 12

2.3.1 Kondisi Sistem Operasi ......................................................... 12

2.3.1.1 Variasi Frekuensi ............................................................ 12

2.3.1.2 Variasi Tegangan ........................................................... 12

2.3.2 Waktu Pemutusan Gangguan ............................................... 13

2.3.3 Koordinasi Pembangkit ......................................................... 14

2.3.4 Syarat Teknik Pemasangan .................................................. 14


7/522

vi

2.3.5 Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi .............................. 15

BAB 3 KOMPONEN SIMETRIS ............................................................................. 17

3.1 Dasar Analisa Sistem Tenaga ..................................................... 17

3.2 Besaran Perunit ........................................................................... 18

3.3 Analisa hubung singkat ............................................................... 21

3.3.2 Pengertian Fasor Komponen Simetris ................................... 22

3.3.2.1 Komponen Urutan Positif ................................................ 23 3.3.2.2 Komponen Urutan Nol .................................................... 24

3.3.3 Operator a dan j .................................................................... 24

3.3.3.1 Operator a ...................................................................... 24

3.3.3.2 Operator j ...................................................................... 26

3.3.4 Aplikasi komponen simetris ................................................... 26

3.3.4.1 Komponen simetris fasor tegangan ................................ 26

3.3.4.2 Komponen Simetris Fasor Tegangan ............................. 27

1.1.1.1 VA .................................................................................. 27

1.1.1.2 VB .................................................................................. 27

1.1.1.3 VC .................................................................................. 27

3.3.4.3 Komponen Simetris Fasor Arus ...................................... 29 1.1.1.4 IA .................................................................................... 30

1.1.1.5 IB .................................................................................... 30

1.1.1.6 IC ................................................................................... 30

3.3.4.4 Rangkaian Pengganti ..................................................... 32

3.3.4.5 Transformator ................................................................. 33

3.3.4.6 Saluran Transmisi / Distribusi ......................................... 36

3.3.4.7 Pemodelan Rangkaian Pengganti .................................. 37

http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184485http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184485http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184485http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184485http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184486http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184486http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184486http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184486http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184487http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184487http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184487http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184487http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184489http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184489http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184489http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184489http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184490http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184490http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184490http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184490http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184491http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184491http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184491http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184491http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184491http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184490http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184489http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184487http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184486http://c/Dhyen/Expert&Spesialis%20Proteksi/TUGAS%20PA%20SPESIALIS%20PROTEKSI/01_the%20book/draft%20buku_seminar%2012%20Nov%202013_after%20ary.docx%23_Toc372184485


8/522

vii

3.4 Jenis arus gangguan pada analisa hubung singkat ..................... 46

BAB 4 PROTEKSI PENGHANTAR ....................................................................... 48

4.1 Definisi dan Istilah ....................................................................... 48

4.1.1 Saluran transmisi .................................................................. 48

4.1.2 Saluran sirkit tunggal ( Single circuit line ) ............................... 48

4.1.3 Saluran sirkit ganda ( Double circuit line ) ............................... 48

4.1.4 Sirkit Radial ( Radial Circuit ) .................................................. 48

4.1.5 Direct Transfer Trip (DTT) ..................................................... 48

4.1.6 Knee Point Voltage ( Tegangan Lutut) ................................... 48

4.1.7 Burden .................................................................................. 49

4.1.8 Proteksi unit .......................................................................... 49

4.1.9 Intertripping ........................................................................... 49

4.1.10 Power Swing ......................................................................... 49

4.1.11 Source to Impedance Ratio (SIR) ......................................... 49

4.1.12 Dead time ............................................................................. 49

4.1.13 Reclaim time ......................................................................... 50

4.2 Gangguan Penghantar ................................................................ 50

4.2.1 Gangguan Pada Saluran Udara ............................................ 50

4.2.2 Penyebab Gangguan pada Saluran Udara Tegangan Tinggi 51 4.2.3 Penyebab Gangguan pada Saluran Kabel Tegangan Tinggi . 51

4.3 Persyaratan Pemakaian Relai ..................................................... 51

4.4 Aspek Teknis Peralatan ............................................................... 52

4.4.1 Pada SUTT/SUTET konfigurasi satu setengah PMT ............. 52

4.4.2 Pada SUTT konfigurasi Double dan Single Busbar .............. 54


9/522

viii

4.5 Proteksi Utama pada Saluran Transmisi ...................................... 55

4.5.1 Relai Jarak ............................................................................ 55

4.5.1.1 Karakteristik Relai Jarak yang Digunakan

di P3B Jawa Bali ............................................................................ 57

4.5.1.2 Pola Pengaman Pada Relai Jarak .................................. 58

4.5.1.3 Filosofi pemilihan Zone Pengamanan Pada Relai Jarak . 67

4.5.1.4 Konfigurasi Jaringan dan pengaruh infeed ..................... 75

4.5.2 Relai Diferensial Penghantar................................................. 81

4.5.2.1 Prinsip Kerja Relai Diferensial Penghantar ..................... 81

4.5.2.2 Desain Relai Diferensial Penghantar .............................. 85

4.5.2.3 Seting Proteksi Relai Diferensial Penghantar ................. 93

4.5.2.4 Pertimbangan Lain Terkait Sistem Proteksi Diferensial

Penghantar ...................................................................................102

4.6 Proteksi cadangan pada Saluran Transmisi ...............................108

4.6.1 OCR ( Over Current Relay /Relai Arus Lebih Gangguan Fasa-

Fasa) 109

4.6.1.1 Perhitungan ocr. ............................................................110

4.6.2 GFR ( Ground Fault Relay /Relai Arus Lebih gangguan 1 Fasa

ke Tanah) .........................................................................................111

4.6.3 Synchrocheck ......................................................................113

4.6.3.1 Seting relai syncro check ................................................114

4.6.3.2 Autorecloser ..................................................................114

4.6.3.3 Kaidah penyetingan autorecloser . .................................116


10/522

ix

4.6.3.4 Faktor Teknis Dalam Pengoperasian

Auto Reclose (A/R) .......................................................................120

a. A/R tidak boleh bekerja pada kondisi-kondisi berikut ...........120

b. Kondisi A/R tidak boleh diterapkan.......................................121

BAB 5 ... PROTEKSI TRANSFORMATOR, REAKTOR DAN KAPASITOR ....... 122

5.1 Definisi dan Istilah ......................................................................122

5.1.1 Transformator ......................................................................122

5.1.2 Interbus Transformator .........................................................122 5.1.3 Pengubah Sadapan Berbeban (On Load Tap Changer).......122

5.1.4 Pentanahan netral sistem ....................................................122

5.1.5 Reaktor ................................................................................123

5.1.6 Kapasitor ..............................................................................123

5.2 Pertimbangan Pemilihan Proteksi Transformator Tenaga ...........123

5.2.1 Potensi Gangguan pada transformator ................................124

5.2.2 Peranan dalam sistem .........................................................124

5.2.3 Aspek Ekonomi ....................................................................124

5.3 Desain Sistem Proteksi Transformator .......................................124

5.3.1 Pentanahan sistem ..............................................................124

5.3.1.1 Pentanahan langsung atau pentanahan dengan reaktansi

125

5.3.1.2 Pentanahan dengan resistansi rendah (12 Ω – 62 Ω) ....125 5.3.1.3 Pentanahan dengan Petersen dan pentanahan dengan

tahanan tinggi (200 Ω- 500 Ω) .....................................................125

5.3.2 Skema proteksi utama .........................................................126


11/522

x

5.3.2.1 Proteksi mekanik & deteksi panas ( Thermal Detection ) .126

5.3.2.2 Proteksi Elektrik .............................................................130

5.3.3 Skema proteksi cadangan pada transformator .....................134

5.3.3.1 Relai arus lebih ( Over current relay ) ..............................135

5.3.3.2 Relai gangguan ke tanah (GFR) ....................................136

5.3.3.3 Relai Standby Earth Fault (SBEF) .................................137

5.3.3.4 Relai tegangan lebih ( Over Voltage Relay ) ....................138

5.3.3.5 Relai pengaman belitan tersier (Interbus Transformator) 139

5.3.4 Peralatan bantu....................................................................140

5.3.4.1 Synchrocheck ................................................................141

5.3.4.2 Pengatur pengubah sadapan berbeban (AVR) ..............141

5.3.5 Persyaratan Pemilihan Transformator Arus (CT)..................145

5.3.5.1 Faktor remanensi dan arus magnetisasi ........................145

5.3.5.2 Lokasi penempatan CT..................................................145

5.3.6 Skema Proteksi Elektrik Tranformator ..................................149

5.4 Desain Sistem Proteksi Reaktor .................................................150

5.4.1 Proteksi Utama ....................................................................150

5.4.1.1 Proteksi mekanik dan deteksi panas ( Thermal detection )

150

5.4.1.2 Proteksi Elektrik .............................................................150

5.4.2 Proteksi Cadangan ..............................................................152

5.5 Desain Sistem Proteksi Kapasitor ...............................................153


12/522

xi

5.5.1 Konstruksi Kapasitor ............................................................162

5.5.1.1 Elemen Kapasitor ..........................................................162 5.5.1.2 Unit Kapasitor ................................................................162

5.5.1.3 Capasitor Bank ..............................................................163

5.5.2 Kapasitor Koneksi Wye ........................................................163

5.5.2.1 Terhubung ke tanah ( Grounded Wye). ..........................163

5.5.2.2 Koneksi Wye tidak terhubung ke tanah ( Ungrounded Wye)

164

5.5.3 Switching .............................................................................165

5.5.3.1 Switching pada kapasitor bank yang ditanahkan ( grounded

Wye). 166

5.5.3.2 Switching pada kapasitor bank yang tidak ditanahkan

(ungrounded Wye). .......................................................................166 5.5.4 Persyaratan Pemilihan Transformator Arus (CT) dan

Transformator Tegangan (VT/CVT) ..................................................167

5.5.4.1 Pemilihan CT dan VT untuk proteksi unbalance ............167

5.5.4.2 Pemilihan transformator arus untuk proteksi overload dan

hubungsingkat. .............................................................................169

5.5.5 Sistem Proteksi Kapasitor ....................................................169

5.5.5.1 Proteksi Unbalance (Unbalance Relay ) .........................169

5.5.5.2 Proteksi Arus Lebih ( Over Current Relay ) ......................178

5.5.5.3 Overvoltage dan undervoltage .......................................179

5.5.5.4 Skema Proteksi Kapasitor Bank ....................................180

5.6 SETING & KOORDINASI PROTEKSI TRANSFORMATOR .......181


13/522

xii

5.6.1 Tipikal Seting .......................................................................181

5.6.1.1 Proteksi Utama ..............................................................181 5.6.1.2 Proteksi Cadangan ........................................................187

5.6.1.3 Proteksi Sistem .............................................................192

5.6.1.4 Relai Automatic Voltage Regulator (AVR) .....................193

5.6.2 Koordinasi seting cadangan .................................................194

5.6.3 Pola non kaskade ................................................................196

5.7 SETING PROTEKSI REAKTOR .................................................197

5.7.1 Tipikal Seting .......................................................................197

5.7.1.1 Relai Diferensial ............................................................197

5.7.1.2 Restricted Earth Fault (REF) .........................................197

5.7.1.3 Relai Arus Lebih ( Over Current Relay ) ..........................197

5.8 SETING PROTEKSI KAPASITOR ..............................................198

5.8.1 Tipikal Seting .......................................................................198

5.8.1.1 Unbalanced relay...........................................................198

5.8.1.2 Relai Arus Lebih ( Over Current Relay ) ..........................199

5.8.1.3 Overvoltage dan Undervoltage ......................................201

5.9 SKEMA PROTEKSI TRANSFORMATOR ...................................202

5.9.1 Skema Masukan CT & PT Relai Proteksi Interbus

Transformator (IBT) ..........................................................................202

5.9.2 Skema eksekusi Interbus Transformator (IBT) .....................203

5.9.3 Skema Masukan CT & PT Relai Proteksi Transformator

Distribusi ..........................................................................................204

5.9.4 Skema eksekusi transformator distribusi ..............................205


14/522

xiii

BAB 6 ... PROTEKSI BUSBAR DAN DIAMETER ............................................... 206

6.1 Proteksi Busbar, Diameter, dan CBF/SZP ..................................206

6.1.1 Definisi dan Istilah ................................................................206

6.1.1.1 Busbar ...........................................................................206

6.1.1.2 Diameter ........................................................................206

6.1.1.3 Kopel .............................................................................206

6.1.1.4 Proteksi busbar/diameter ...............................................206

suatu sistem proteksi yang berperanan penting dalam

mengamankan gangguan yang terjadi pada busbar/diameter (SK

DIR 114/2009................................................................................206

6.1.1.5 Proteksi Kegagalan PMT (CBF) .....................................207

6.1.1.6 ShortZoneProtection (SZP) ...........................................207

6.2 Proteksi Busbar ..........................................................................207

6.2.1 Prinsip kerja proteksi busbar ................................................207

6.2.2 Desain Sistem Proteksi Busbar ............................................207

6.2.2.1 Konfigurasi Proteksi Busbar pada Sistem P3B Jawa Bali

207

6.2.2.2 Komponen Penyusun Sistem Proteksi Busbar ...............209

6.2.3 Tipe Sistem Proteksi Busbar ................................................212

6.2.3.1 Sistem proteksi busbar tipe high impedance ..................212

6.2.3.2 Sistem proteksi busbar tipe low impedance ...................214

6.2.4 Bay Kopel, PMS section , dan PMT section dalam Sistem

Proteksi Busbar ................................................................................217

6.2.4.1 Bay Kopel ......................................................................217


15/522


16/522


17/522

xvi

7.1.4 Proteksi Penyelamatan Operasi Sistem ...............................252

7.1.5 Transient Stability ................................................................252

7.1.6 Voltage Collapse ..................................................................252

7.1.7 Voltage Stability ...................................................................252

7.2 Latar Belakang Proteksi Penyelamatan Operasi Sistem .............253

7.2.2 UFR (Under Frequency Relay) .............................................256

7.2.2.1 Prinsip Kerja ..................................................................261

7.2.2.2 Aspek Teknis .................................................................262

7.2.2.3 Desain Pengawatan ( Wiring ) .........................................264

7.2.2.4 Teori Perhitungan ..........................................................267

7.2.2.5 Seting ............................................................................270

7.2.3 OLS ( Over Load Shedding ) ..................................................271

7.2.3.1 Aspek teknis dan Non teknis .........................................271 7.2.3.2 Prinsip Kerja ..................................................................273

7.2.3.3 Desain Pengawatan OLS ( Wiring ) .................................273

7.2.3.4 Seting ............................................................................275

7.2.3.5 Koordinasi Proteksi ........................................................275

7.2.4 Over Generator Shedding (OGS) .........................................277

7.2.4.1 Aspek Teknis dan Non teknis ........................................277

7.2.4.2 Seting OGS ...................................................................278

7.2.5 UVLS ( Under Voltage Load Shedding ) .................................278

7.2.5.1 Aspek Teknis dan Non teknis ........................................279

7.2.5.2 Seting UVLS ..................................................................281


18/522

xvii

BAB 8 ... KOORDINASI SETING PROTEKSI TRANSMISI DENGAN

PEMBANGKIT ...................................................................................................... 282

8.1 Definisi dan istilah ......................................................................282

8.1.1 Generator .............................................................................282

8.1.2 Transformator Generator .....................................................282

8.1.3 Kurva Kapabilitas Generator ................................................282

8.1.4 Slip .......................................................................................283

8.2 Tujuan ........................................................................................284

8.3 Pola Proteksi Generator Dan Transformator Generator ..............284

8.3.1 Proteksi Utama Generator dan Transformator Generator .....286

8.3.1.1 Differential Relay (87) ....................................................287

8.3.1.2 Voltage Balance Relay (60) ...........................................287

8.3.1.3 Directional Power Relay (32) .........................................287

8.3.2 Proteksi Cadangan Generator dan Transformator Generator

288

8.3.2.1 Relai Pembangkit Kelompok I (21G, 51G/51V , 51GT ,

51NGT dan 46) .............................................................................289

8.3.2.2 Relai Pembangkit Kelompok II (81, 24 atau 59/81) ........293

8.3.2.3 Relai Pembangkit Kelompok III (78 dan 40) ...................295

8.3.2.4 Relai Pembangkit Kelompok IV (proteksi untuk

transformator Start up / Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi

atau relai 51N/ST) .........................................................................301

8.4 Seting dan Koordinasi Relai Proteksi Generator dan Transmisi .302


19/522

xviii

8.4.1 Kebutuhan Data Evaluasi Kordinasi Proteksi Generator dengan

Proteksi Transmisi ............................................................................302

8.4.1.1 Data Sistem Penyaluran ................................................302

8.4.1.2 Data Peralatan Pembangkit ...........................................302

8.4.1.3 Data Rele Pembangkit dan Penyaluran .........................303

8.4.1.4 Data Peralatan Pembantu .............................................304

8.4.1.5 Form Isian Kebutuhan Data ...........................................304

8.4.2 Relai Pembangkit Kelompok 1 (21G, 51G/51V, 51GT dan

51NGT) ............................................................................................305

8.4.2.1 Relai Jarak ( Distance Relay atau 21G) .........................305

8.4.2.2 Relai arus lebih dengan penahan/control tegangan

(51V/51C). ....................................................................................309

8.4.2.3 Relai Arus Lebih Generator ( Generator Over Current

Relay atau 51G) ...........................................................................309 8.4.2.4 Relai Arus Lebih Transformator Generator ( Generator

Transformer Over Current Relay atau 51GT) ................................310

8.4.2.5 Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi

Transformator Generator ( Generator Transformer Netral Ground

Relay atau 51NGT) .......................................................................311

8.4.2.6 Negative Sequence Relay (46) ......................................312 8.4.3 Relai Pembangkit Kelompok 2 (81, 24 atau 59/81) ..............312

8.4.3.1 Relai Frekuensi Kurang/Lebih ( Under/Over Frequence

Relay atau 81) ..............................................................................312

8.4.3.2 Relai Eksitasi Lebih ( Over Excitation Relay atau 24 atau

59/81) 313

8.4.4 Relai Pembangkit Kelompok 3 (78 dan 40) ..........................314


20/522

xix

8.4.4.1 Relai Lepas - Sinkron ( Out Of Step Relay atau Pole

Slipping atau relai 78) ..................................................................314

8.4.4.2 Relai arus medan hilang ( Loss of Field , relai 40) .........318

8.4.5 Relai Pembangkit Kelompok 4 (proteksi untuk transformator

Start-up) ...........................................................................................322

8.4.5.1 Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi ( Ground

Fault Relay 51N/ST) .....................................................................322

8.5 Rekomendasi seting relai proteksi generator ..............................323

BAB 9 ... POWER SUPPLY .................................................................................. 328

9.1 Definisi dan Istilah ......................................................................328

9.1.1 Gardu Induk .........................................................................328

9.1.2 Tegangan AC .......................................................................328

9.1.3 Tegangan DC ......................................................................328 9.1.4 Genset .................................................................................328

9.1.5 Rectifier................................................................................329

9.1.6 Batere ..................................................................................329

9.1.7 Load Break Switch (LBS) .....................................................329

9.1.8 Mini Circuit Breaker (MCB)...................................................329

9.2 Instalasi Sistem AC (Alternating Current) ...................................329

9.2.1 Grup Essensial.....................................................................330

9.2.2 Grup Common .....................................................................330

9.3 Instalasi Sistem DC ....................................................................331

9.3.1 Instalasi Sistem DC 110 V ...................................................331


21/522

xx

9.3.2 Instalasi sistem DC 48 Volt untuk Komunikasi dan Teleproteksi

332

9.3.3 Pola Instalasi Sistem DC ......................................................333

9.3.3.1 Pola 1 ............................................................................333

9.3.3.2 Pola 2 ............................................................................334

9.3.3.3 Ruangan Batere ............................................................335

9.3.3.4 Pemilihan Batere ...........................................................337

9.3.3.5 Instalasi Sel Batere .......................................................339

9.3.3.6 Pemilihan Rectifier .........................................................341

9.3.3.7 Distribusi Sistem DC di Gardu Induk..............................343

BAB 10 ALAT BANTU ANALISA GANGGUAN ................................................ 348

10.1 Definisi dan Istilah ...................................................................348

10.1.1 Disturbance ..........................................................................348

10.1.2 Fault .....................................................................................348

10.1.3 Transient ..............................................................................349

10.1.4 Sequence of Event ...............................................................349

10.1.5 Oscilograph ..........................................................................349

10.1.6 COMTRADE (COMmon format of TRAnsient Data Exchange)

349

10.2 Peralatan Bantu Analisa Gangguan di PLN .............................351

10.2.1.1 Disturbance Fault Recorder (DFR)................................351

10.2.1.2 Fault Locator .................................................................352

10.2.1.3 Sequential Event Recorder (SER).................................353

10.3 Sumber Data Investigasi Gangguan. .......................................354

10.4 Membaca Rekaman/Analisa Gangguan ..................................355


22/522

xxi

10.5 Analisa Rekaman/Record DFR ...............................................357

10.5.1 Menentukan Area/Lokasi Gangguan ....................................359

10.5.2 Gangguan Akibat Petir .........................................................364

10.5.3 Gangguan pada Saluran Transmisi Akibat Pohon ................367

10.5.4 Gangguan pada Saluran Transmisi Akibat Layangan ..........369

10.5.5 Gangguan pada Transformator ............................................369

10.5.6 Swing atau Ayunan Daya .....................................................375

DAFTAR PUSTAKA ............................................................................................. 378 LAMPIRAN A

LAMPIRAN B

LAMPIRAN C

LAMPIRAN D

LAMPIRAN E

LAMPIRAN F


23/522

xxii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Zona proteksi .......................................................................... 6

Gambar 2.2 Elemen sistem proteksi ........................................................... 8

Gambar 2.3 Alur Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi ...................... 16

Gambar 3.1 Skema prinsip penyediaan tenaga listrik ............................... 18

Gambar 3.2 Kondisi Fasor Komponen Simetris ........................................ 22

Gambar 3.3 Urutan Fasor Komponen Urutan Positif ................................ 23

Gambar 3.4 Urutan Fasor Komponen Urutan Negatif ............................... 24

Gambar 3.5 Urutan Nol ............................................................................ 24

Gambar 3.6 Diagram Phasor Tegangan ................................................... 26

Gambar 3.7 Diagram Phasor Tegangan ................................................... 27

Gambar 3.8 Diagram Phasor Arus............................................................ 29

Gambar 3.9 Diagram Phasor Arus............................................................ 30

Gambar 4.1 Karakteristik Mho .................................................................. 57

Gambar 4.2 Karakteristik Quadrilateral ..................................................... 58

Gambar 4.3 Pola basic ............................................................................. 59

Gambar 4.4 Pola pengaman teleproteksi.................................................. 60

Gambar 4.5 Pola PUTT ............................................................................ 61

Gambar 4.6 Kelebihan pola PUTT ............................................................ 61

Gambar 4.7 Kekurangan pola PUTT ........................................................ 62

Gambar 4.8 Pola PUTT pada kondisi Weak Infeed .................................. 63

Gambar 4.9 Pola POTT ............................................................................ 64

Gambar 4.10 Kekurangan pola POTT ...................................................... 65

Gambar 4.11 Diagram logika pola blocking .............................................. 66

Gambar 4.12 Saluran seksi dengan banyak cabang ................................ 68

Gambar 4.13 Saluran seksi dengan kondisi Z 2max >Z2min ........................... 68


24/522


25/522

xxiv

Gambar 4.35 Konfigurasi minimum jalur komunikasi proteksi SUTET

saluran pendek ........................................................................................103

Gambar 4.36 Konfigurasi alternatif jalur komunikasi proteksi SUTET

saluran pendek ........................................................................................104

Gambar 4.37 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan

70kV ........................................................................................................104

Gambar 4.38 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV dan

70kV dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT ...........105

Gambar 4.39 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar150kV dan 70kV pada GIS ......................................................................105

Gambar 4.40 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 150kV pada

GIS dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT ......................105

Gambar 4.41 Konfigurasi jalur komunikasi proteksi penghantar 500kV pada

GIS dengan konfigurasi busbar satu setengah PMT ......................106

Gambar 4.42 Konfigurasi jalur komunikasi relai diferensial pilot ..............106 Gambar 4.43 Panel proteksi penghantar pada sistem tegangan 500 kV 107

Gambar 4.44 Panel proteksi penghantar pada sistem tegangan 150 kV dan

70 kV .......................................................................................................108

Gambar 4.45 Wiring OCR .......................................................................110

Gambar 4.46 Wiring HV Apparatus sampai Panel Relai ..........................115

Gambar 5.1 Skema relai sudden pressure .............................................128

Gambar 5.2 Skema relai suhu .................................................................129

Gambar 5.3 Kondisi tanpa gangguan ......................................................131

Gambar 5.4 Kondisi gangguan luar .........................................................131

Gambar 5.5 Kondisi gangguan dalam .....................................................131

Gambar 5.6 Skema Relai REF ................................................................133

Gambar 5.7 Skema Koordinasi OCR/GFR .............................................135

Gambar 5.8 Skema Wiring SBEF ...........................................................138


26/522


27/522

xxvi

Gambar 5.37 Pengawatan untuk Pola Non Kaskade ..............................196

Gambar 5.38 Skema Masukan CT & VT relai proteksi interbus

transformator ...........................................................................................202

Gambar 5.39 Skema Masukan CT & VT relai proteksi transformator

distribusi ..................................................................................................204

Gambar 6.1 Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 500 kV ..208

Gambar 6.2 Konfigurasi proteksi busbar pada sistem tegangan 150 kV dan

70 kV .......................................................................................................209

Gambar 6.3 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar-satu setengahPMT ........................................................................................................210

Gambar 6.4 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar .....................210

Gambar 6.5 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar dan satu PMS

section .....................................................................................................211

Gambar 6.6 Jumlah zone pada konfigurasi Double busbar dan dua PMS

section .....................................................................................................211 Gambar 6.7 Daerah cakupan checkzone ................................................212

Gambar 6.8 Sistem proteksi busbar tipe high impedance ........................214

Gambar 6.9 Sistem proteksi busbar tipe centralized low impedance .......216

Gambar 6.10 Sistem proteksi busbar tipe distributedcentralized low

impedance ...............................................................................................217

Gambar 6.11 PMT kopel pada sistem proteksi busbar ............................218

Gambar 6.12 Ilustrasi gangguan busbar tanpa sistem proteksi busbar ....220

Gambar 6.13 PMS section pada sistem proteksi busbar .........................221

Gambar 6.14 PMT section pada sistem proteksi busbar ..........................222

Gambar 6.15 Lockout relay .....................................................................227

Gambar 6.16 Rangkaian tripping antara proteksi busbar dan proteksi bay

kopel .......................................................................................................228


28/522


29/522


30/522

xxix

Gambar 8.19 Contoh kurva out of step ....................................................316

Gambar 8.20 Contoh kurva out of step dengan diameter relai mho .........317

Gambar 8.21 Contoh kurva seting out of step .........................................318

Gambar 8.22 Karakteristik tipikal seting 2 zone relai loss of field .............320

Gambar 8.23 Contoh kurva evaluasi seting loss of field ..........................321

Gambar 9.1 Pengawatan Satu Garis untuk Kelompok Esensial dan

Common ..................................................................................................331

Gambar 9.2 DC Distribution Board ..........................................................332

Gambar 9.3 Pola 1 sumber ac penamaan swich batere 2 .......................334 Gambar 9.4 Pola 2 .................................................................................335

Gambar 9.5 Ruang Batere ......................................................................336

Gambar 9.6 Wastafel di ruang batere ......................................................336

Gambar 9.7 Susunan sel pada Batere .....................................................339

Gambar 9.8 Contoh kabel penghubung batere ........................................340

Gambar 9.9 Contoh wiring DC .................................................................347 Gambar 10.1 File .cfg ..............................................................................350

Gambar 10.2 File.dat ...............................................................................350

Gambar 10.3. File.dat ..............................................................................351

Gambar 10.4 Evaluasi gangguan dari data SOE .....................................354

Gambar 10.5 Contoh hasil DFR dalam format softcopy ...........................356

Gambar 10.6 Profil komponen Arus Gangguan. ......................................357

Gambar 10.7 Karateristik Arus Gangguan. ..............................................358

Gambar 10.8 Karateristik Arus Gangguan. ..............................................358

Gambar 10.9 Profil Arus dan Tegangan pada Sistem Normal. ................360

Gambar 10.10 Profil Arus dan Tegangan pada Gangguan. .....................361

Gambar 10.11 Profil Arus pada Saat Terjadinya Hubung Singkat ...........362

Gambar 10.12 Profil Arus dan Tegangan pada Penghantar Ganda .........363


31/522

xxx

Gambar 10.13 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 (LA bay IBT

500/150 kV 500MVA) ..............................................................................364

Gambar 10.14 Rekaman di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record

Cawang-Muaratawar) ..............................................................................365

Gambar 10.15 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 ........................365

Gambar 10.16 Rekaman di GITET Cawang 26 Maret 2012 ....................366

Gambar 10.17 Rekaman di GITET Cilegon 18 Juni 2013 ........................366

Gambar 10.18 Gangguan di GITET Cawang 26 Maret 2012 (Record

Cawang-Muaratawar) ..............................................................................367 Gambar 10.19 Contoh Gangguan Petir dari Data TWS ...........................367

Gambar 10.20 Rekaman Kembangan-Gandul 1 , Tanggal 29 Juni 2013

(Pohon) ...................................................................................................368

Gambar 10.21 Rekaman Suralaya - Balaraja 1, Tanggal 25 Juni 2013

(Pohon) ...................................................................................................368

Gambar 10.22 Rekaman Bandung Selatan – Cigereleng 2, Tanggal 23Juni 2013 (Akibat Pohon) ........................................................................369

Gambar 10.23 Gangguan di Bushing ......................................................370

Gambar 10.24 Gangguan di Internal Belitan Trafo ..................................370

Gambar 10.25 Rekaman IBT 150/70 kV Wayang Windu,

Tanggal 01 April 2012 .............................................................................371

Gambar 10.26 Rekaman IBT 150/70 kV Wayangwindu,

Tanggal 01 April 2012 .............................................................................371

Gambar 10.27 Rekaman IBT 500/150 kV 500 MVA GITET Cibinong,

Tanggal 10 April 2012 (Gangguan bushing 150 kV) ...............................372

Gambar 10.28 Rekaman IBT-3 500/150 kV 500 MVA GITET Krian, Tanggal

25 Februari 2012 (Bersamaan gangguan SUTET Krian-Grati). ..............373


32/522

xxxi


25 Februari 2012 (REF sisi 500 kV trip bersamaan gangguan SUTET

Krian-Grati). .............................................................................................373


25 Februari 2012 (REF sisi 150 kV tidak trip bersamaan gangguan SUTET

Krian-Grati). .............................................................................................374

Gambar 10.31 Fenomena Inrush Curent saat energize trafo. ..................374

Gambar 10.32 Rekaman CT Jenuh sisi 20 kV Trafo-2 (150/20 kV 30

MVA) Tambak Lorok (05-08-2013) ........................................................375 Gambar 10.33 Fenomena CT Jenuh .......................................................375

Gambar 10.34 Rekaman Mandirancan – Bandung Selatan, Tanggal 04 April 2005. ...............................................................................................376

Gambar 10.35 Rekaman Muara Bungo - Kiliranjao,

Tanggal 24 Juni 2013 ..............................................................................376


33/522

xxxii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Batasan Tegangan Sistem berdasarkan Aturan Jaringan ......... 13

Tabel 2.2 Standar Waktu Pemutusan Gangguan...................................... 13

Tabel 4.1 Pengelompokan SIR ................................................................. 55

Tabel 4.2 Standar Penggunaan Relai Diferensial di sistem Jawa Bali ...... 93

Tabel 4.3 Waktu deionisasi udara ...........................................................118

Tabel 5.1 Spesifikasi teknik transformator ...............................................126 Tabel 5.2 Contoh plat pengenal ( name plate ) OLTC ...............................143

Tabel 5.3 Perhitungan Unbalance ...........................................................157

Tabel 5.4 Ringkasan perhitungan unbalance ..........................................158

Tabel 5.5 Penjelasan Tabel 5.3 ...............................................................159

Tabel 5.6 Penjelasan untuk Tabel 5.4 .....................................................160

Tabel 5.7 Acuan untuk menentukan efek inherent unbalance..................171

Tabel 5.8 Tipikal Seting GFR & SBEF .....................................................189

Tabel 5.9 Contoh kemampuan termis transformator ................................189

Tabel 5.10 Pertimbangan seting AVR ......................................................194

Tabel 5.11 contoh referensi nilai seting berdasarkan nameplate

kapasitor ..................................................................................................199

Tabel 5.12 Skema Eksekusi relai di Interbus Transformator (IBT) ..........203

Tabel 5.13 Skema eksekusi Transformator Distribusi ..............................205

Tabel 7.1 Seting OCR dan OLS IBT ........................................................276

Tabel 7.2 Contoh setting UVLS pada GI Pesanggaran ............................280

Tabel 8.1 Kemampuan generator terhadap arus tidak seimbang .............292

Tabel 8.2 Kemampuan generator terhadap arus tidak seimbang

berdasarkan faktor K ...............................................................................293

Tabel 8.3 Range frekuensi berdasarkan standart IEC 34.3 .....................294


34/522

xxxiii

Tabel 8.4 Overexcitation Capability ( IEEE Std C37.102-2006 ). ...............295

Tabel 8.5 Rekomendasi seting relai proteksi generator dan transformator

generator .................................................................................................324

Tabel 9.1 Contoh instalasi AC .................................................................330

Tabel 10.1 Waktu kerja peralatan ............................................................359


35/522

1

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Buku Pedoman dan Petunjuk Sistem Proteksi Transmisi dan Gardu Induk

Jawa Bali Edisi Pertama 2013 diharapkan menjawab kebutuhan akan buku

panduan resmi yang dapat dijadikan dasar/ acuan dalam mendesain danmengoperasikan sistem proteksi pada instalasi baru maupun untuk

menyesuaikan sistem proteksi eksisting dalam rangka penyempurnaan.

1.2 Tujuan

Buku ini disusun sebagai panduan filosofi, perencanaan dan aplikasi

proteksi sistem tenaga listrik P3B Jawa Bali. Buku ini juga sebagai

petunjuk, khususnya untuk enjinir PLN P3B Jawa Bali, dalam menentukan

spesifikasi teknik sistem proteksi, serta menstandarkan persyaratan

proteksi PLN P3B Jawa Bali.

Buku ini disusun berdasarkan SPLN, Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik

Jawa-Madura-Bali tahun 2007, Standar Internasional seperti IEEE, IEC,

dan IEV, paper internasional, referensi pabrikan, regulasi PLN P3B Jawa

Bali serta pengalaman dari enjinir PLN P3B Jawa Bali.

Isi buku ini dapat diaplikasikan pada instalasi baru maupun instalasi

eksisting agar dapat memenuhi persyaratan proteksi P3B Jawa Bali.

Buku Pedoman ini tidak membebaskan masing-masing pengguna grid

untuk mengevaluasi dan menjaga keamanan peralatan di instalasi masing-


36/522

2

masing agar operasi sistem yang aman ( secure ), andal, dan efisien dapat

tercapai.

1.3 Batasan

Filosofi dan desain dalam buku ini berfokus pada sistem proteksi PLN P3B

Jawa Bali meliputi power supply , proteksi sistem, koordinasi proteksi

pembangkit, busbar, diameter, transmisi, reaktor, kapasitor dan

transformator pada level tegangan 500 kV, 150 kV, 70 kV dan incoming 20

kV.

1.4 Referensi

Standar yang digunakan dalam buku ini dapat dilihat pada Daftar Pustaka.


37/522

3

BAB 2

FILOSOFI DAN REGULASI

2.1.1 Relai

Suatu peralatan yang dirancang untuk menghasilkan perubahan pada

rangkaian output apabila nilai parameter input telah mencapai nilai yang

ditetapkan sebelumnya (SPLN T5.002-1: 2010)

2.1.2 Relai Proteksi

Perlengkapan untuk mendeteksi gangguan atau kondisi ketidaknormalan

pada sistem tenaga listrik, dalam rangka untuk membebaskan/ mengisolasi

gangguan, menghilangkan kondisi tidak normal, dan untuk menghasilkan

sinyal atau indikasi (SPLN T5.002-1: 2010)

2.1.3 Waktu Kerja Relai ( Relay Op erat ing Time )

Rentang waktu sejak gangguan muncul sampai dengan saat kontak

keluaran relai terhubung (mengeluarkan perintah trip) (SPLN T5.002-1:

2010)

2.1.4 Waktu Pembebasan Gangguan ( Fault Clearing Time)

Rentang waktu sejak gangguan muncul sampai gangguan dibebaskan dari

sistem (SPLN T5.002-1: 2010)

2.1.5 Zona proteksi ( Protect ion Sect ion )

Bagian dari jaringan sistem tenaga, dimana telah diaplikasikan proteksi

tertentu. (IEV 448-11-05)

Setiap zona proteksi dibatasi oleh PMT.


38/522

4

2.1.6 Proteksi utama ( Main Protect ion )

Proteksi yang menjadi prioritas pertama untuk membebaskan/ mengisolasi

gangguan atau menghilangkan kondisi tidak normal di sistem tenaga listrik.

Catatan : untuk suatu instalasi tenaga listrik, dapat digunakan dua atau

lebih proteksi utama (SPLN T5.002-1: 2010).

2.1.7 Proteksi cadangan ( Backup Pro tec t ion )

Proteksi yang akan bekerja ketika gangguan pada sistem tenaga listrik

tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh proteksi utama. (SPLN T5.002-1:2010)

2.1.8 Pemutus Tenaga (PMT)

Sebuah alat penghubung mekanis yang dapat menghubung, menghantar

dan memutus arus pada keadaan sirkit normal dan juga menghubung

selama waktu tertentu menghantar arus serta memutus arus pada keadaan

sirkit abnormal tertentu, seperti misalnya hubung-singkat. (SPLN T5.003-1:

2010)

2.1.9 Pemisah (PMS)

Sebuah alat penghubung mekanis yang pada kedudukan terbuka membuat

suatu jarak penyekat yang memenuhi persyaratan tertentu (SPLN T5.003-

1: 2010)

2.1.10 Transformator Arus

Transformator arus berfungsi untuk merubah besaran arus primer menjadi

besaran arus sekunder dengan perbandingan tertentu dan mempunyai

beda sudut fasa mendekati nol pada polaritas hubungan yang sesuai.

Transformator arus dapat disebutkan sebagai CT ( Current Transformer ).

(SPLN T3.003-1: 2011)


39/522

5

2.1.11 Transformator Tegangan

Transformator tegangan berfungsi untuk merubah besaran tegangan primer

menjadi besaran tegangan sekunder dengan perbandingan tertentu dan

mempunyai beda sudut fasa mendekati nilai nol pada polaritas hubungan

yang sesuai. Transformator tegangan mengisolasi bagian tegangan primer

terhadap peralatan pengukuran. (SPLN T3.003-2: 2011)

2.1.12 Sistem Proteksi

Pengaturan dari satu atau lebih peralatan proteksi, dan peralatan lain yangdimaksudkan untuk melakukan satu atau lebih fungsi proteksi tertentu.

Catatan : Suatu sistem proteksi yang terdiri dari satu atau lebih peralatan

proteksi, transformator pengukuran, pengawatan, rangkaian tripping, catu

daya dan sistem komunikasi bila tersedia. (IEV 448-11-04)

2.2 Filosofi

2.2.1 Tujuan Utama Sistem Proteksi

Tujuan utama sistem proteksi adalah sebagai berikut :

Mendeteksi kondisi abnormal pada sistem tenaga listrik

Memerintahkan trip pada PMT dan memisahkan peralatan yang

terganggu dari sistem yang sehat, sehingga sistem dapat terusberfungsi.

2.2.2 Pertimbangan Pemilihan Proteksi

Dasar pemilihan proteksi sistem tenaga listrik dan sistem proteksi adalah

sebagai berikut :

Mengurangi kerusakan pada peralatan yang terganggu dan peralatan

yang berdekatan dengan titik gangguan


40/522


41/522

7

tinggi (jaringan yang diamankan) terhadap bagian tegangan rendah (relai

pengaman).

2.2.4.2 Relai Pengaman

Berfungsi mendeteksi gangguan atau kondisi abnormal lainnya yang

selanjutnya memberi perintah trip pada PMT.

2.2.4.3 PMT

Berfungsi untuk menghubungkan dan memisahkan satu bagian dari

jaringan yang beroperasi normal maupun jaringan yang sedang terganggu.

2.2.4.4 Power supply

Berfungsi untuk menyuplai daya ke relai proteksi dan PMT agar relai

tersebut dapat mengolah informasi yang diterima dan memberikan perintah

ke PMT yang diperlukan. Dengan power supply tersebut PMT dapat

melaksanakan perintah yang diterima dari relai pengaman.

2.2.4.5 Pengawatan

Berfungsi menghubungkan semua elemen tersebut di atas membentuk

suatu sistem proteksi.

Tipikal sistem proteksi ditunjukkan seperti gambar 2.2 sebagai berikut :


42/522

8

Gambar 2.2 Elemen sistem proteksi

2.2.5 Persyaratan Sistem Proteksi

Persyaratan desain proteksi harus dipertimbangkan untuk memastikansistem tenaga listrik Jawa Bali dilengkapi dengan sistem proteksi yang

andal. Persyaratan desain ini digunakan sebagai dasar yang harus

dipenuhi pada aplikasi dan pemilihan sistem proteksi dalam sistem

transmisi P3B Jawa Bali, khususnya pada instalasi baru. Desain juga

harus mempertimbangkan tipe peralatan atau komponen sistem tenaga

listrik yang akan diproteksi.Sistem proteksi harus memenuhi persyaratan sebagai berikut :

2.2.5.1 Sensitif

Sistem proteksi harus mampu mendeteksi sekecil apapun ketidaknormalan

sistem dan beroperasi dibawah nilai minimum gangguan.

Studi koordinasi sistem proteksi harus dilakukan untuk menentukan

sensitivitas seting dan memastikan relai bekerja dengan benar.

RELAIPROTEKSI

RELAIPROTEKSI

DisturbanceRecorder

Data SCADAIndikasi Relai

Catu Daya

P e r i n

t a h b u

k a

/

r e c

l o s e

P M T

Masukan I & V

Sinyal kirim -terima

TRANSMISI


43/522

9

2.2.5.2 Selektif

Sistem proteksi harus mampu menentukan daerah kerjanya dan atau fasa

yang terganggu secara tepat. Peralatan dan sistem proteksi hanya

memisahkan bagian dari jaringan yang sedang terganggu.

Zona proteksi harus tepat dan memadai untuk memastikan bahwa hanya

bagian yang terganggu yang dipisahkan dari sistem pada saat terjadi

gangguan atau kondisi abnormal.

2.2.5.3 Andal

Kemungkinan suatu sistem proteksi dapat bekerja benar sesuai fungsi yang

diinginkan dalam kondisi dan jangka waktu tertentu (IEV 448-12-05)

Proteksi diharapkan bekerja pada saat kondisi yang diharapkan terpenuhi

dan tidak boleh bekerja pada kondisi yang tidak diharapkan. (SPLN T5.002-

1: 2010)

Keandalan sistem proteksi terbagi dua yaitu :

Keterpercayaan ( Dependability ) : Derajat kepastian suatu sistem

proteksi tidak mengalami gagal kerja pada kondisi yang diperlukan

dalam jangka waktu tertentu. (SPLN T5 002-1 2010)

Pemilihan keterpercayaan ( dependability ) dan keterjaminan ( security )

harus diperhatikan dalam desain sistem proteksi. Pemilihan

keterpercayaan mempertimbangkan level tegangan sistem dan

pentingnya peralatan yang diproteksi.

Keterpercayaan dapat diperoleh dan ditingkatkan dengan :

Duplikasi proteksi utama dan/atau proteksi cadangan untuk

mengantisipasi kegagalan proteksi utama.

Duplikasi proteksi utama dengan prinsip operasi yang sama dengan

skema proteksi yang berbeda. (Aturan Jaringan Sistem Tenaga

Listrik Jawa-Madura-Bali 2007)


44/522

10

Pemisahan relai proteksi utama dan proteksi cadangan secara fisik.

Proteksi cadangan lokal

Proteksi cadangan jauh

Pemisahan rangkaian sekunder transformator arus dan

transformator tegangan untuk proteksi utama dan proteksi

cadangan.

Pemisahan sistem power supply DC untuk proteksi utama di level

tegangan 500kV.

Menjaga keandalan teleproteksi.

Keterjaminan ( Security ) : Derajat kepastian suatu sistem proteksi tidak

mengalami kesalahan kerja pada kondisi yang ditentukan dalam jangka

waktu tertentu (IEV 448-12-06) (SPLN T5.002-1: 2010).

Elemen sistem proteksi diharapkan tidak salah kerja/ stabil pada

kondisi sistem yang disyaratkan (di luar zona proteksinya).

Pemilihan keterjaminan mempertimbangkan level tegangan sistem dan

pentingnya peralatan yang diproteksi. Umumnya diaplikasikan pada

proteksi busbar yang mensyaratkan keterjaminan tinggi untuk

mengurangi salah kerja.

2.2.5.4 Cepat

Elemen sistem proteksi harus mampu memberikan respon sesuai dengan

kebutuhan peralatan yang dilindungi untuk meminimalisasi terjadinya

gangguan meluas, lama gangguan dan gangguan pada stabilitas sistem.

Desain sistem proteksi harus mempertimbangkan kecepatan pemutusan

gangguan untuk memisahkan sumber gangguan. Waktu pemutusan

gangguan harus memenuhi nilai yang disyaratkan oleh PLN P3B Jawa Bali,


45/522

11

yang mempertimbangkan waktu kerja relai dan sinyal pembawa (FO/ PLC),

waktu kerja PMT dan faktor keamanan.

2.2.6 Proteksi Utama dan Cadangan

Sistem proteksi suatu peralatan karena berbagai macam faktor dapat

mengalami kegagalan operasi. Berdasarkan hal tersebut maka proteksi

dapat dibagi dalam dua kelompok, yaitu :

2.2.6.1 Proteksi Utama

Proteksi utama adalah proteksi yang menjadi prioritas pertama untuk

membebaskan/ mengisolasi gangguan atau menghilangkan kondisi tidak

normal di sistem tenaga listrik (IEV 448-11-13) (SPLN T5.002-1: 2010).

2.2.6.2 Proteksi Cadangan

Proteksi cadangan adalah proteksi yang akan bekerja ketika gangguanpada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh proteksi

utama (SPLN T5.002-1: 2010).

Proteksi cadangan terdiri dari proteksi cadangan lokal dan proteksi

cadangan jauh.

Proteksi cadangan lokal adalah proteksi yang akan bekerja ketika

gangguan pada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh

proteksi utama di tempat yang sama. Contoh : relai arus lebih (OCR)

Proteksi cadangan jauh adalah proteksi yang akan bekerja ketika

gangguan pada sistem tenaga listrik tidak dapat dibebaskan/ diisolasi oleh

proteksi utama di tempat yang lain. Contoh : Z2 relai jarak ( distance relay ).


46/522

12

Koordinasi waktu dibuat sedemikian hingga proteksi cadangan jauh bekerja

lebih dahulu dari proteksi cadangan lokal. Walau dimungkinkan bahwa

proteksi cadangan jauh akan bekerja lebih efektif dari proteksi cadangan

lokal, tetapi hal ini tetap harus diusahakan agar tidak terjadi pemadaman

lebih luas. Waktu tunda proteksi cadangan lokal cukup lama sehingga

mungkin sekali mengorbankan kestabilan sistem demi keselamatan

peralatan. Dengan demikian berarti pula bahwa proteksi cadangan lokal

adalah cadangan terakhir pada seksi yang berdekatan demi keselamatan

peralatan.

Saat ini di sistem 500kV belum mengimplementasikan OCR sebagai

proteksi cadangan. OCR hanya dipasang sebagai pengaman sistem

dengan mekanisme Load Shedding .

2.3 REGULASI

Regulasi yang digunakan sesuai Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik

Jawa-Madura-Bali tahun 2007.

2.3.1 Kondisi Sistem Operasi

2.3.1.1 Variasi Frekuensi

Frekuensi nominal 50 Hz, diusahakan untuk tidak lebih rendah dari 49,5 Hzatau lebih tinggi dari 50,5 Hz, dan selama waktu keadaan darurat

(emergency ) dan gangguan, frekuensi sistem diizinkan turun hingga 47.5Hz

atau naik hingga 52.0 Hz sebelum unit pembangkit diizinkan keluar dari

operasi (Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007).

2.3.1.2 Variasi Tegangan

Tegangan sistem harus dipertahankan dalam batasan sebagai berikut:


47/522

13

Tabel 2.1 Batasan Tegangan Sistem berdasarkan Aturan Jaringan

Tegangan Nominal Kondisi Normal

500 kV

150 kV

70 kV

20 kV

+5%, -5%

+5%, -10%

+5%, -10%

+5%, -10%

2.3.2 Waktu Pemutusan GangguanKecepatan pemutusan gangguan ( fault clearing time ) ditentukan oleh :

- kecepatan kerja ( operating time ) relai

- kecepatan buka pemutus tenaga ( circuit PMT )

- waktu kirim sinyal teleproteksi

Sesuai Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali 2007,

waktu pemutusan gangguan proteksi utama :

Tabel 2.2 Standar Waktu Pemutusan Gangguan

Level Tegangan Waktu Pemutusan Gangguan

500 kV

150 kV

70 kV

90 milidetik

120 milidetik

150 milidetik

Sedangkan waktu pemutusan gangguan proteksi cadangan jauh adalah

400 - 800 ms.

Dengan mempertimbangkan waktu kerja PMT dan waktu yang diperlukan

teleproteksi maka kecepatan kerja relai proteksi utama :

- Sistem 500 kV maksimal 20 ms pada SIR 10 dan jangkauan seting 80%

zone 1.


48/522

14

- Sistem 150 kV maksimal 30 ms, pada SIR 10 dan jangkauan seting

80% zone 1 sebesar 40 ms.

- Sistem 70 kV maksimal 35 ms, pada SIR 10 dan jangkauan seting 80%

zone 1 sebesar 50 ms.

2.3.3 Koordinasi Pembangkit

- Setiap unit pembangkit yang tersambung ke sistem/ grid PLN P3B

Jawa Bali harus berkontribusi menanggung VAR beban sistem.

- Semua seting pembangkit baru yang akan tersambung ke sistem/ gridPLN P3B Jawa Bali harus dikoordinasikan dengan seting proteksi P3B

untuk memperkecil akibat gangguan pada fasilitas pemakai jaringan

terhadap jaringan transmisi.

2.3.4 Syarat Teknik Pemasangan

Terkait dengan dengan proses penerimaan relai yang akan dipasang di

sistem PLN P3B Jawa Bali terdapat beberapa aturan, yaitu :

- Relai proteksi yang akan dipasang di sistem PLN P3B Jawa Bali harus

memenuhi spesifikasi teknis yang disyaratkan PLN P3B Jawa Bali.

- Relai proteksi utama yang akan dipasang di sistem PLN P3B Jawa Bali

harus lulus uji dinamik (relai jarak, relai diferensial penghantar,relai

diferensial transformator/ REF, buspro, CCP) yang telah dikeluarkan

oleh PT PLN (Persero) dengan unjuk kerja Dependability Index minimal

99,5 % dan Security Index minimal 99,5 %.

- Semua relai baru harus menggunakan jenis numerical/ IED dengan

standard komunikasi IEC 61850.

- Proteksi utama dan proteksi cadangan harus terpisah secara fisik/

hardware .


49/522

15

- Untuk sistem proteksi di sistem 500 kV (penghantar dan transformator)

digunakan sistem duplikasi dengan tipe/ algoritma yang berbeda.

- Proteksi cadangan harus terpisah ( dedicated ) untuk tiap unit, tidak

dapat digabung antar unit/ bay yang berbeda (bay penghantar 1 dan

bay penghantar 2 tidak dapat digabung dalam satu proteksi cadangan).

- Semua rel tegangan tinggi yang terhubung ke jaringan transmisi yang

merupakan outlet pembangkit atau outlet IBT (500/150 kV atau 150/70

kV) harus dilengkapi dengan proteksi bus diferensial.

- Semua gardu induk (GI) dengan sistem 1 ½ PMT dan Double busbardengan prioritas : GI outlet IBT, GI Pembangkit, dan GI dengan minimal

empat arah outlet saluran transmisi harus mempunyai proteksi busbar.

- Autorecloser merupakan peralatan bantu dapat dipasang dengan

hardware tersendiri maupun digabung dengan Relai Jarak/ Diferensial

penghantar (relai yang menginisiasi autoreclose r) dan Syncrocheck.

- Pola autoreclose yang diterapkan pada SUTT/SUTET yangtersambung ke pembangkit adalah SPAR dengan Single shot reclose.

Untuk busbar dengan sistem 1 ½ PMT, PMT sisi busbar dan PMT

tengah (PMT AB) keduanya di- reclose -kan namun apabila terjadi

keterlambatan reclose salah satu PMT dan PMT yang reclose pertama

final trip (gangguan permanen) maka PMT pasangannya tidak akan

reclose (diblok).

2.3.5 Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi

Alur evaluasi seting relai proteksi PLN P3B Jawa Bali ditunjukkan gambar

2.3 sebagai berikut :


50/522

16

Gambar 2.3 Alur Kebijakan Evaluasi Seting Relai Proteksi


51/522

17

BAB 3

KOMPONEN SIMETRIS

3.1 Dasar Analisa Sistem Tenaga

Sistem tenaga listrik ( Electric Power System ) meliputi 3 komponen, yaitu

a. Sistem Pembangkitan Tenaga Listrik

Pembangkitan, yaitu produksi tenaga listrik, dilakukan dalam pusat tenaga

listrik atau sentral, dengan menggunakan penggerak mula dan generator.

b. Sistem Transmisi Tenaga Listrik

Transmisi, atau penyaluran adalah memindahkan tenaga listrik dari pusat

tenaga listrik dengan nilai tegangan transmisi ke Gardu Induk, yang terletak

berdekatan dengan pusat pemakaian berupa kota atau industri besar.

Saluran transmisi merupakan mata rantai penghubung antara stasiunpembangkit dan sistem distribusi dan menghubungkan dengan sistem-

sistem daya lain melalui interkoneksi.

c. Sistem Distribusi Tenaga Listrik

Suatu sistem distribusi menghubungkan semua beban pada daerah

tertentu kepada saluran transmisi. Dari Gardu Induk tenaga listrik

didistribusikan ke Gardu Distribusi dan ke pemakai atau konsumen.

Gambar dibawah ini memperlihatkan secara skematis urutan dan fungsi-

fungsi pembangkitan, transmisi dan distribusi suatu sistem penyediaan

tenaga listrik.


52/522

18

Gambar 3.1 Skema prinsip penyediaan tenaga listrik

3.2 Besaran Perunit

Pada daya yang besar, saluran transmisi biasanya dioperasikan padategangan beberapa ratus ribu volt atau beberapa ratus kilovolt (kV).

Dayanya beberapa juta watt, volt-ampere, atau VAR atau biasa disebut

dengan satuan MW, MVA atau MVAR. Arusnya biasanya beberapa ribu

ampere atau kiloampere (kA). Para insinyur sistem tenaga biasanya

menyatakan tegangan, arus, dan daya dalam persen atau per-unit (pu).

Besaran per-unit adalah rasio antara besaran sebenarnya terhadapbesaran dasar. Besaran perunit digunakan untuk menyederhanakan

perhitungan pada sistem yang memiliki lebih dari 2 tegangan saling

terkoneksi. Jika besaran per-unit dikalikan 100 persen maka didapat

besaran dalam persen. Besaran per-unit lebih disukai karena perkalian

atau pembagian antara dua besaran per-unit menghasilkan besaran per-

unit pula.

Untuk sistem tiga-fasa, hubungan berikut berlaku :

Base Quantities

Base MVA, = 3

Base Voltage, = in kV

Base Current, = ( ) 3× ( ) in kA

Arah Energi

DistribusiTransmisiPemban kit


53/522


54/522

20

Contoh 2.

~

11 KV20 MVA 0.3 pu

50 MVA,10%

OHL40 Ω

50 MVA,

10% FEEDER8Ω F

3Ø FAULTkVb=11

Ib= MVAb

V3.kVb = 2625 A

0.350

20= 0.75 pu 0.1 pu

MVAb= 50

132

50

MVAb= 2.42 ΩkVb

2

Zb= 349 Ω

219 A

1111

2 40

349 = 0.115 pu 0.1 pu8

21.78

33

50

21.78 Ω

874 A

= 0.367 pu

1.432 pu

VIf If =

1

1.432= 0.698 pu

I11kV = 0.698 x Ib = 0.698 x 2625 =1833AI132kV = 0.698 x 219 = 153AI33kV =0.698 x 874 = 610A

Contoh 3

~

11.8 KV 11.8/141 KV 132/11 KV

OHL

Salah dalammemilih kV b 132 kV11.8 kV 11 kV

Benar dalammemilih kV b

132 kV11.8 x 132141

= 11.05 kV 11 kV

Benar dalammemilih kV b

11.8 kV 141 kV 11x 141132


55/522

21

3.3 Analisa hubung singkat

Sistem tenaga yang besar, dengan wilayah yang luas, sangat rentan

dengan kemungkinan terjadinya kerusakan peralatan akibat suatu

gangguan hubung singkat, baik yang bersifat temporer, seperti penghantar

udara terkena ranting patah atau layang-layang. Juga yang bersifat

permanen seperti kawat penghantar yang putus atau juga petir dan proses

switching (manuver jaringan) yang menimbulkan tegangan berlebih yang

bisa menyebabkan terjadinya flashover pada isolator.

Karena begitu banyaknya kemungkinan gangguan hubung singkat yang

mungkin mengakibatkan kerusakan pada peralatan, maka perlu dilakukan

analisa hubung singkat dengan tujuan sebagai berikut :

1. Untuk menentukan kemampuan memutus (breaking capacity) dari

suatu alat pengaman (CB)

2. Untuk menentukan setting rele pengaman yang harus dipasang agar

peralatan pengaman tersebut bekerja secara optimal.

Gangguan tidak simetris pada saluran transmisi tiga fasa dapat disebabkan

oleh hubungsingkat, perbedaan impedansi akibat pembebanan yang tidak

sama, dan penghantar terbuka (open circuit). Untuk melakukan analisis

dalam rangkaian tiga fasa yang tidak seimbang dapat dilakukan dengan

menggunakan metoda komponen simetris.

Teori komponen simetris pertama kali diperkenalkan pada tahun 1918 oleh

ilmuwan Amerika yang bernama CL Fortescue. Setelah dilakukan berbagai

pengkajian dan penyelidikan serta uji coba, maka beberapa tahun metoda

komponen simetris menjadi popular dan hingga saat ini banyak digunakan

oleh para enjinir untuk melakukan berbagai perhitungan dan analisa

gangguan.


56/522

22

VRVT

VS

Dasar pemahaman dalam metoda komponen simetris adalah bagaimana

suatu sistem yang tidak seimbang pada rangkaian tiga fasa dapat diuraikan

menjadi fasor-fasor yang seimbang. Himpunan fasor-fasor inilah yang

disebut komponen simetris.

3.3.2 Pengertian Fasor Komponen Simetris

Pada jaringan tiga fasa seimbang fasor urutan fasa mempunyai besaran

yang sama dengan pergeseran sudut fasor sebesar 120 0, dimana urutan

fasanya berlawanan arah jarum jam mengikuti urutan fasa pada generator(Gambar 3.2 Kondisi Fasor Komponen Simetris. a).

Jika terjadi hubung singkat, misalkan pada fasa-T, maka fasor tegangan

menjadi tidak seimbang laigi, dimana besaran fasa-T menjadi lebih kecil,

sedangkan fasa lainnya (VR & VS) dimungkinkan menjadi lebih besar dari

sebelumnya (Gambar 3.2. b)

(a) Kondisi Seimbang (b)Kondisi Gangguan pada Phasa T

Gambar 3.2 Kondisi Fasor Komponen Simetris

Menurut teori komponen simetris, fasor -fasor pada jaringan tiga fasa

yang tidak seimbang dapat diuraikan menjadi 3 fasor yang seimbang,

yaitu :

VRVT

VS


57/522

23

3.3.2.1 Komponen Urutan Positif

Sifat-sifat :

Terdiri dari 3 fasa masing-masing fasor mempunyai besaran yang

sama dan setiap fasa diberi notasi 1 : a1, b1 dan c1

Beda sudut antar fasor adalah 120°

Mempunyai urutan fasa yang sama dengan fasor aslinya, yaitu

berlawanan dengan arah jarum jam.

(a)Urutan Fasor Aslinya (b)Urutan Positif

Gambar 3.3 Urutan Fasor Komponen Urutan Positif

1.2.1.2 Komponen Urutan Negatif

Sifat-sifat :

Terdiri dari tiga fasa masing-masing fasor mempunyai besaran yang


Beda sudut antar fasor adalah 120°

Mempunyai urutan fasa yang berlawanan arah dengan fasor aslinya.

a1c1

b1

ac

b


58/522

24

(a) Urutan Fasor Aslinya (b) Urutan Negatif

Gambar 3.4 Urutan Fasor Komponen Urutan Negatif

3.3.2.2 Komponen Urutan Nol

Sifat-sifat :

Terdiri dari 3 fasa masing-masing fasor mempunyai besaran yang


Antara fasor satu dengan fasor lainnya tidak terdapat perbedaan

sudut

Gambar 3.5 Urutan Nol

3.3.3 Operator a dan j

3.3.3.1 Operator a

Yang dimaksud operator dalam komponen simetris adalah gradiem arah

dari suatu vector arus maupun tegangan. Karena suatu besaran arus atau

a2

b2

c2

a

c

b

a0c0 b0


59/522

25

tegangan selalu digambarkan suatu garis vector yang mempunyai sudut

pergeseran yang sama, maka untuk memudahkan dalam perhitungan

dipakai notasi operator a dan j.

Notasi a adalah gradient vector untuk pergeseran sudut fasor 120° ditulis :

a = 1


60/522

26

Diuraikan secara bilangan komplek , maka nilai skalarnya adalah :

a = cos 120 + j. sin 120

a = -0.5 + j. 0.5 3

3.3.3.2 Operator j

Operator j adalah bilangan imajiner j = -1

3.3.4 Aplikasi komponen simetris

3.3.4.1 Komponen simetris fasor tegangan

(a)Urutan Positif (b)Urutan Negatif (c) Urutan Nol

Gambar 3.6 Diagram Phasor Tegangan

Dalam kondisi tegangan tidak seimbang tegangan fasa VA, VB dan VC,

dapat diuraikan menjadi komponen fasor-fasor yang seimbang urutan

positif, negatif dan Nol.

1

j sin 120

120 cos

a

a²

Va1Vc1

Vb1

Va2

Vb2

Vc2

120

120 120 120

120

120

Va0Vc0Vb0


61/522

27

Gambar 3.7 Diagram Phasor Tegangan

3.3.4.2 Komponen Simetris Fasor Tegangan

Dari gambar di atas :

VA = Va0 + Va1 + Va2

VB = Vb0 + Vb1 + Vb2

VC = Vc0 + Vc1 + Vc2 …… (1) Hubungan urutan positif dan negatif

Vb1 = 1 240° * Va1 = a ² Va1

Vb2 = 1 120° * Va2 = a Va2 ………………………... (2)

Vc1 = 1 120° * Va1 = a Va1

Vc2 = 1 240° * Va2 = a ² Va2 ………………………….(3)

Karena Va1 = V1

Vb1 = a ² V1

Vc1 = a V1 …………………………..(4)

Karena Va2 = V2

Va1

Vc1

Vb1

Vb2

Va2

Vc2Vc0

Va0

Vb0


62/5

Documents

draft buku FINAL.pdf