Get documents about "OPERASI PEMELIHARAAN SISTEM PROTEKSI
Shared by: mercy2beans118
Categories
-
Stats
- views:
- 11542
- posted:
- 1/11/2010
- language:
- Indonesian
- pages:
- 218
Document Sample
PENDAHULUAN
Sistem proteksi pada instalasi penyaluran, dengan ruang lingkup sistem
proteksi pada Gardu Induk ( GI ) / Gardu Induk Tegangan Extra Tinggi
(GITET ) dan Saluran Udara Tegangan Tinggi ( SUTT ) / Saluran Kabel
Tegangan Tinggi ( SKTT ) / Saluran Tegangan Extra Tinggi ( SUTET ), harus
mampu bekerja sesuai dengan tujuan dan persyaratan serta fungsinya yang
ditentukan terhadap jenis gangguan yang terjadi. Karena apabila tidak
k kib tk kerugian yang b
mampu, akan mengakibatkan k i dilihat dari i kerusakan
besar, dilih t d i segi k k
yang lebih luas terhadap peralatan instalasi itu sendiri maupun tidak lancarnya
listrik.
penyaluran tenaga listrik
1
Lanjutan Pendahuluan
Oleh karena itu, beroperasinya berbagai jenis rele proteksi untuk mendeteksi
berbagai jenis gangguan yang kemungkinan akan terjadi. Pemasangan rele
proteksi tidak dapat berdiri sendiri tanpa adanya bantuan peralatan lain,
meliputi pengawatan / wiring, rele bantu, indikator, announciator, panel, suplay
l dan lain sebagainya.
DC, suplay AC, PT, CT, PMT d l b
p g p p y j p y , j g
Disamping sistem proteksi mempunyai tujuan dan persyaratan tertentu, juga
banyak fungsi yang harus diemban sesuai fungsi masing – masing rele
preteksi, diantaranya : sistem proteksi Transformator Tenaga, Saluran Udara
Tegangan Tinggi ( SUTT ), Saluran Kabel Tegangan Tinggi ( SKTT ), Saluran
Udara Tegangan Extra Tinggi ( SUTET ), Bus Bar, Kopel, Reaktor, Kapasitor dan
lain – lain.
2
Lanjutan Pendahuluan
panel,
Rele proteksi pada sebuah panel tergantung pada jumlah rele proteksi yang
dipasang, demikian pula jumlah panel rele proteksi juga tergantung kepada
jumlah bay / jalur yang diproteksi, sehingga banyak sekali panel – panel rele
proteksi di GI / GITET, termasuk panel kontrol yang juga bagian dari sistem
proteksi. Dengan berbagai peralatan, termasuk rele proteksi, lalu diintegrasikan
dengan pengawatan yang sedemikian rupa, sehingga merupakan suatu
kesatuan yang disebut sistem proteksi.
j g j , p y
Untuk menjaga dalam memenuhi tujuan, persyaratan dan fungsi g sistem
proteksi, perlu secara periodik ( harian, mingguan, bulanan maupun tahunan ),
harus secara konsisten dilaksanakan pemeliharaan sesuai jenis - jenis
p y g p ,y
pemeliharaan yang telah ditetapkan, yaitu berdasarkan Surat Edaran Direksi PT
PLN ( Persero ) No. 032/PST/1984 Tanggal : 23 Mei 1984, tentang Himpunan
Buku Petunjuk Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga Listrik.
3
2.1. JENIS GANGGUAN SISTEM PENYALURAN
GANGGUAN SISTEM
Gangguan sistem adalah gangguan yang terjadi di sistem tenaga listrik
seperti pada transformator, reaktor, kapasitor, busbar, SUTT, SKTT, SUTET
dan lain sebagainya. Gangguan sistem dapat dikelompokkan sebagai
gangguan permanen dan gangguan temporer.
GANGGUAN NON SISTEM
Gangguan non sistem adalah gangguan bukan pada sistem, jenis nya antara
l i k k komponen relai, k b l k t l t h b
lain kerusakan k i k t dan
l i kabel kontrol terhubung singkat d
interferensi / induksi pada kabel kontrol.
4
2.2. TUJUAN SISTEM PROTEKSI
Adalah untuk mengidentifikasi gangguan, memisahkan bagian instalasi yang
terganggu dari bagian lain yang masih normal dan sekaligus mengamankan
instalasi dari kerusakan atau kerugian yang lebih besar, serta memberikan
informasi / tanda bahwa telah terjadi gangguan, yang pada umumnya diikuti
PMT.
dengan membukanya PMT
Pemutus Tenaga ( PMT ) untuk memisahkan / menghubungkan satu bagian
instalasi dengan bagian instalasi lain, baik instalasi dalam keadaan normal
maupun dalam keadaan terganggu. Batas dari bagian-bagian instalasi tersebut
lebih.
dapat terdiri dari satu PMT atau lebih
5
2.3. PERSYARATAN SISTEM PROTEKSI
Sensitif : yaitu mampu merasakan gangguan sekecil apapun
Andal : yaitu akan bekerja bila diperlukan (dependability) dan tidak
akan bekerja bila tidak diperlukan (security).
Selektif : yaitu mampu memisahkan jaringan yang terganggu saja.
Cepat : yaitu mampu bekerja secepat-cepatnya
6
2.4. PEMBAGIAN DAERAH PROTEKSI
PEMBANGKIT TRANSMISI GARDU DISTRIBUSI
INDUK
PM G
Batas-batas instalasi tenaga listrik yang terdiri dari banyak peralatan
yang berbeda jenis dan karakteristiknya, secara fisik ditandai dengan
y g j y , g
pemutus tenaga (PMT). Instalasi tersebut menunjukkan rangkaian
pembangkit sampai dengan distribusi, sedangkan transmisi dan gardu
induk disebut l
i d k di b t penyaluran.
7
2.5. PERALATAN SISTEM PROTEKSI
C
AC GEN-SET Untuk Supply
GEN-SET,
SUPPLY Essensial Load ?
DC 1. Charger ?
SUPPLY 2.
2 Battery ?
PERALATAN PROTEKSI
Indikasi relai
Data Scada
PMT PMT
Disturbance Recorder
AIR SF 6
BLAST
Operating Mechanism ?
1. Hydraulic
2. Pneumatic Evaluasi Gangguan
3. Spring
8
2.6. SINGLE LINE DIAGRAM GARDU INDUK
ANGKE MAMPANG DUA CSW
I II I II II I
150 kV/ 3 KOPEL 150 kV/ 3 id 150 kV/ 3 id
2000A 100V 3 id id 2000A 100V 3 id 2000A 100V 3 id
1250A
800-1600/5-5A id 800-1600/5-5A id 800-1600/5-5A id
800 - 1600/5-5A
3150A 3150A 3150A 3150A 1250A 1250A
2500A
150 kV/ 3
2500A 100V 3 id 2500A 2500A 2500A
2500A 2500A
I
150 kV
II
ALMALEC 2 x 1140 mm2 4000 A 2500A 2500A
1250A 1250A
300-600/5-5A 300-600/5-5A
TRAFO I TRAFO II
60 MVA 60 MVA
150 / 20 kV 150 / 20 kV
YNyn0 YNyn0
12 Ohm
12 Ohm
20kV/ 3 20kV/ 3
100V/ 3 100V/ 3
2000/5A 2000/5A
2000A 2000A
I
20 kV
II
KETERANGAN
= PMT SF6
= PMT VACUM
PT PLN (PERSERO) UBS - P3B
REGION JAKARTA DAN BANTEN
UPT - KARET
SINGLE LINE DIAGRAM
GI. KARET
DIGAMBAR TANGGAL DIPERIKSA DISETUJUI DIKETAHUI
UPT KARET 06-03-2002
AM Kinerja\Single Line Diagram\Karet 1
9
2.7. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI 500 KV
10
2.8. PERALATAN UTAMA TERPASANG
Pemutus tenaga
Pemisah
Trafo pengukuran
Busbar
Lightning Arrester
Trafo tenaga
Kapasitor
Reaktor
Panel kontrol
Panel proteksi
Sumber AC dan DC
Sarana komunikasi
11
2.9. JENIS – JENIS RELAY PROTEKSI
Arus lebih ( OCR/GFR )
Diferensial
Gangguan te batas
Gangg an tanah terbatas ( REF )
Sirkuit arus ( CCP )
Beban lebih
Distansi
Suhu
Bucholz
Tekanan lebih / Tekanan mendadak
Jansen
Penutup balik / Auto reclose
Synchro chek
Arus lebih berarah
12
2.10. PERUNTUKAN SISTEM PROTEKSI
Transformator
Reaktor
Kapasitor
Busbar
Kopel
Diameter
SUTT
SUTET
13
3.1. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI
TRANSFORMATOR
BUS 150 KV
YNyn0(d), 60 MVA
In sisi 150 kV In sisi 20 kV
Trf : 231 A Trf : 1732 A BUS 20 KV
300/1 A 2000/1 A
51/51N 51/51N
2000/1 A
51N
300/1 A
64 64
12 Ω
87
In : 1 A
14
3.2. DAERAH KERJA SISTEM PROTEKSI TANSFORMATOR
REL 150 atau 70 kV
OCR/GFR
50/51P/51GP 87NP
87T
SBEF
51NS
87NS
d c
OCR/GFR
50/51S/51G REL 20 kV
S
b
OCR/GFR
50/51/51G a
15
3.3. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI
KAPASITOR
MCB
M
TCS TCS
52 Control Panel
TC1 TC1
A V
P2
ASS VSS
1
2
P1
Protection Panel
M
50N, 50, 27 59
51N 51
46 86
P1
1
P2
CAPASITOR BANK
25 MVAR
16
3.4. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI BUSBAR
1 2 3 4 5 6 7 8
1 2 3 4 5 6 7 8 Posisi DS
1
2
R1 R2
17
3.5. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI BUSBAR
Sektor 1 Sektor 2
d c
R1 a b e f R2
g h R3 j k
Check zone
+
18
3.6. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI 500 KV
19
3.7. SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM PROTEKSI
CCP/SZP/CBF
LPa
LPb
CCPb
CCPa
/
CBF/SZP
Ke BUS A
CBF/SZP BUS B
BUSPRO A CCPa
CCPb
BUSPRO B
20
3.8. DIAGRAM LOGIC SISTEM PROTEKSI CBF/SZP
kontak trip
relai proteksi
utama
OCR
200 mS
& t
+
trip
15 mS
&
t
kontak status
PMT terbuka
21
4.1. TRANSFORMATOR ARUS
Transformator A
T f t Arus j
juga bi
biasa di b t C t Transformer ( CT )
disebut Current T f
Fungsi transformator arus adalah :
Menyesuaikan besaran arus pada sistem tenaga listrik menjadi
besaran arus untuk sistem pengukuran atau proteksi.
Mengisolasi rangkaian sekunder terhadap rangkaian primer.
Memungkinkan standar arus pengenal pada sisi sekunder
22
Lanjutan 4.1
Rangkaian Pengganti
Ip/N Is
P1 P2 Ie
Ze Es Zs
S1 S2 Zb
23
Lanjutan 4.1
ind ksi sek nde
Tegangan induksi disisi sekunder
Ek = 4.44 B A f N volt
Tegangan jepit disisi rangkaian sekunder
Es = Is ( Zb + Zct + Zl ) volt
Harus dipenuhi Ek > Es
Kurva Magnetisasi dan beban
Es
E
Ek
If
24
Lanjutan 4.1
Pemakaian CT adalah untuk sistem pengukuran dan sistem proteksi
t ki
proteksi
B
pengukuran
H
25
Lanjutan 4.1
Konstruksi CT
Bar primary
Wound primary Conventional Dead Inverted CT
Tank CT
26
Lanjutan 4.1
Trafo arus dengan 2 arus pengenal primer
P1 P2 P1 P2
S1 S2 S1 S2
Rangkaian paralel 1000 / 5 A dan rangkaian seri 500 / 5 A
Atau : 1000 / 1 A 500 / 1 A
27
Lanjutan 4.1
P1 P2
Sekunder CT di tap dengan rasio
500 -1000 / 5 A
S1 S2 S3
P1 P2 P1 P2
S1 S2 S3 S1 S2 S3
Primer dan Sekunder CT di tap dengan Rasio 500 - 1000 - 2000 / 5 A
28
Lanjutan 4.1
Multi Rasio
P1 P2
S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7
100 - 200 - 300 - 400 - 500 - 1000 / 5 A
29
Lanjutan 4.1
Trafo Arus Dengan R i lebih dari 1 (Satu).
T f A D Rasio l bih d i (S t )
Contoh :
Rasio
R i 1000/ 1 - 1 - 1 - 1 A
primer P1 - P2
p g ( g )
sekunder ke 1 1S1 - 1S2 untuk relai arus lebih & pengukuran (dgn ACT)
sekunder ke 2 2S1 - 2S2 untuk relai differensial & REF
sekunder ke 3 3S1 - 3S2 untuk check zone buspro
sekunder ke 4 4S1 - 4S2 untuk zone protection buspro
Masing-masing rasio mempunyai klas, kapasitas sama atau berbeda sesuai
kebutuhan
30
Lanjutan 4.1
Contoh :
Rasio 800/ 1 - 1 - 1 – 1-1 A
i
primer P1 - P2
sekunder ke 1 1S1 - 1S2 untuk pengukuran
sekunder ke 2 2S1 - 2S2 untuk relai arus lebih
sekunder ke 3 3S1 - 3S2 untuk relai jarak
sekunder ke 4 4S1 - 4S2 untuk check zone buspro
sekunder ke 5 5S1 - 5S2 untuk zone protection buspro
g g p y p
Masing-masing rasio mempunyai klas, kapasitas sama atau berbeda sesuai
kebutuhan
31
Lanjutan 4.1
i C
Rating CT
Rating Beban
R ti d i b b di k i ih bisa dicapai.
Rating dari beban dimana akurasi masih bi di i
Dinyatakan dalam VA
Umumnya bernilai 2.5 , 5 , 7.5 , 10 , 15 , 30 VA
Rating Arus Kontinu
Nilai arus yang diijinkan mengalir secara kontinu di sisi primer
dengan sekunder dibebani nominal tanpa menimbulkan kenaikan
dispesifikasi.
temperatur yang melampaui batas yang dispesifikasi
Standar arus lebih kontinyu di dalam IEC 185-1987 adalah 120%,
150%, 200 %.
Rating Arus Sesaat.
Nilai rms arus primer yang dapat ditahan oleh trafo arus selama 1
detik pada kondisi sekunder dihubung singkat, tanpa menimbulkan
kerusakan (I thermal)
32
Lanjutan 4.1
Rating Arus Sekunder
Umumnya bernilai 1 , 2 atau 5 Amp
Rating Arus Dinamik(Idyn)
Nilai maksimum arus primer yang dapat ditahan oleh trafo arus
tanpa menimbulkan kerusakan listrik atau mekanik pada kondisi
sekunder dihubung singkat.
Nilai Idyn pada IEC 185-1987 umumnya 2.5 kali I thermal
33
Lanjutan 4.1
Kesalahan CT
Kesalahan rasio CT
Kesalahan besaran arus karena perbedaan rasio name plate dengan
rasio sebenarnya dinyatakan dalam % = 100 ( Kn Is - Ip ) / Ip
Kesalahan fasa
Akibat pergeseran fasa antara arus sisi primer dengan arus sisi
sekunder
Komposit Error
εc = 100/ Ip √ 100/T ∫ (K n is – ip)2 dt
is dan ip merupakan nilai arus sesaat sisi sekunder dan sisi primer.
34
Lanjutan 4.1
Klas CT
Menyatakan prosentase kesalahan pengukuran transformator arus pada
ti t d ti k i li it
rating arus atau pada rating akurasi limit
Klas CT Alat Ukur
Klas ± %kesalahan rasio pd % pergeseran fasa dlm menit
beban pada %beban
20 <%In< 100 100 <%In<120 20<%In<100 100<%In<120
0.1 0.2 0.1 8 5
0.2 0.35 0.2 15 10
0.5
05 0.75
0 75 05
0.5 45 30
1 1.5 1 90 60
35
Lanjutan 4.1
Accuracy Limit Factor (ALF)
inti.Perbandingan
Disebut juga faktor kejenuhan inti Perbandingan dari I alir primer : I
rated Nilai dimana akurasi CT masih bisa dicapai.
C h
Contoh :
Transformator arus 200/1 A dengan ALF 5, maka I alir primer batas
akurasi < 5 x 200 A = 1000 A
36
Lanjutan 4.1
Klas CT Proteksi
Klas P
Dinyatakan dalam bentuk seperti contoh berikut :
15VA 10 P 20
dimana :
15 VA = rated beban CT sebesar 15 VA
10 P = klas proteksi , kesalahan 10 % pada rated batas akurasi.
20 y , p g
= accuracy limit faktor, batas akurasi CT sampai dengan 20
kali arus rated
Klas %kesalahan rasio pergeseran fasa komposit
100%In
pd 100% % (menit)
pada%In ( i) error
5P ±1 ± 60 5
10P ±3 10
37
4.2. TRANSFORMATOR TEGANGAN
Transformator Tegangan biasa disebut Potential Transformer ( PT )
Fungsi Transformator Tegangan.
Memperkecil besaran tegangan pada sistem tenaga listrik menjadi
besaran tegangan untuk sistem pengukuran.
Mengisolasi rangkaian sekunder terhadap rangkaian primer.
Memungkinkan standar arus pengenal pada sisi sekunder
38
Lanjutan 4.2
Rangkaian ekivalen PT
Rp Xp np : ns
p Xs Rs
A a
Ip Is
Vp Vs
Ie Im
N n
Im = arus eksitasi/magnetisasi
Ie = arus karena rugi besi
39
Lanjutan 4.2
Prinsip Kerja PT
E1 E2
N1 N2
E1 = N1 = a
E2 N2
a = Perbandingan transformasi
N1 > N2
N1 = Jumlah belitan primer E1 = Tegangan Primer
N2 = Jumlah belitan sekunder E2 = Tegangan sekunder
40
Lanjutan 4.2
Uk
Klas PT Alat Ukur
Klas Kesalahan rasio Kesalahan fasa
akurasi tegangan (menit)
(%)
0.1 ± 0.1 ±5
0.2 ± 0.2 ± 10
05
0.5 05
± 0.5 ± 20
1.0 ± 1.0 ± 40
3.0 ± 3.0 tidak ditentukan
Klas PT Proteksi
Klas Kesalahan rasio Kesalahan fasa
k i
akurasi tegangan (menit)
( i )
(%)
3P ± 3 ± 120
6P ±6 ± 240
41
Lanjutan 4.2
Klasifikasi PT
PT dibedakan menurut kontruksinya yaitu jenis belitan dan jenis kapasitor.
PT Induktif yang terdiri dari belitan Primer dan belitan sekunder, dan
belitan primer akan menginduksikannya ke belitan sekunder melalui
core
PT Capasitif (Capasitor Voltage transformer / CVT ), terdiri dari
k i it
rangkaian capasitor seri d
i dengan b lit
belitan primer. C
i Capasitor b f i
it berfungsi
mengurangi tegangan tinggi ke tegangan menengah yang
dipergunakan untuk menginduksikan tegangan dari belitan primer ke
belitan sekunder.
42
Lanjutan 4.2
j i it
PT jenis capasitor (CVT)
pembagi tegangan berupa capasitor.
tegangan out put dipengaruhi oleh pembebanan pada tap
sekunder. Dapat dikompensasi oleh reaktor L yang dihubung seri
dengan tapping output.
Untuk adjusment rasio maka dipakai transformator.
Untuk tuning dapat dilakukan pengaturan nilai L
C1 C1 C1
L L T
C2 Zb C2 Zb C2 Zb
(a) (b) (c)
43
5.1. RELE ARUS LEBIH (OCR & GFR)
Rele arus lebih merupakan rele Pengaman yang bekerja karena adanya
besaran arus dan terpasang pada Jaringan Tegangan tinggi, Tegangan
tenaga.
menengah juga pada pengaman Transformator tenaga
Rele ini berfungsi untuk mengamankan peralatan listrik akibat adanya
phasa-phasa.
gangguan phasa phasa
Rele hubung tanah merupakan rele Pengaman yang bekerja karena
adanya besaran arus dan terpasang pada jaringan Tegangan
tinggi,Tegangan menengah juga pada pengaman Transformator tenaga.
44
Lanjutan 5.1
Fungsi dan P
F id Penggunaan
Relai arus lebih tak berarah dan Relai Hubung Tanah Tak berarah atau
tanah.
cukup disebut relai arus lebih dan relai hubung tanah Relai ini
berfungsi sebagai pengaman terhadap gangguan arus hubung singkat
fasa-fasa maupun fasa tanah dan dapat digunakan sebagai :
fasa fasa
Pengaman utama penyulang (jaringan tegangan menengah)
trafo, transmisi.
Pengaman cadangan pada trafo generator dan transmisi
Pengaman utama untuk sistem tenaga listrik yang kecil dan radial.
listrik yang k l
Pengaman utama motor l k kecil.
45
Lanjutan 5.1
SINGLE LINE DIAGRAM OCR & GFR
Pengaman arus lebih dengan Pengaman arus lebih dengan
3 OCR 3 OCR + GFR
R S T
R S T
OCR
CT OCR
CT
OCR
CT OCR GFR
CT
OCR
CT OCR
CT
Pengaman arus lebih dengan 2
OCR + GFR
R S T
CT OCR
GFR
CT
OCR
CT
46
Lanjutan 5.1
Karakteristik Relay
Instantaneous time
fi i i
Definite time
Long Time Inverse
Standard Inverse
Very Inverse
Extremely Inverse
47
Lanjutan 5.1
Karakteristik Waktu Kerja OCR/GFR
Relai Arus Lebih Seketika (instantenous)
Bekerja tanpa waktu tunda
Setelan arus sangat besar
Terdapat disisi primer atau sekunder trafo
T
I
I
48
Lanjutan 5.1
Relai Arus Lebih Waktu Tertentu (definite)
Bekerja dengan waktu tunda
j g
Waktu kerja relai tidak dipengaruhi besar arus gangguan
Terdapat disisi primer atau sekunder trafo
T
I T
I
49
Lanjutan 5.1
Relai Arus Lebih Waktu Terbalik (Inverse)
Bekerja dengan waktu tunda
Waktu kerja relai sangat bergantung dengan besar arus gangguan
yang melalui relai
Terdapat disisi primer atau sekunder trafo.
T
I
T
I
50
Lanjutan 5.1
Kurva Karakteristik OCR/GFR
IEC Standard Keterangan :
t= C * tms
(I n – 1) t = waktu kerja relai (s)
C = konstanta
tms = time dial setting
I = operating current (arus gangguan/
arus pick up- If/Is)
n = eksponensial
No. Kurva C n
1. Standart Inverse - SI 0.14 0.02
2. Very Inverse - VI 13.5 1
3. Long Time Inverse - LTI 120 1
4. Extremely Inverse - EI 80 2
51
Lanjutan 5.1
/ (IEC Standart)
Karakteristik OCR/GFR ( )
Waktu (s)
1 .10
3
100
10
Long Time Inverse
Standart Inverse
1
Very Inverse
0.1
10 100 1 .10
3
Ekstremely Inverse
Arus hubung singkat (A)
52
Lanjutan 5.1
Pemasangan OCR 3phasa Pemasangan OCR 2phasa + GFR
Trip O/ O/
O/ O/ O/ C
Trip C
C C C
E/
F
Pemasangan OCR 3phasa + GFR
O/ O/ O/
Trip
C C C
E/
F
53
Lanjutan 5.1
Diagram Pemasangan 2 OCR & GFR
54
Lanjutan 5.1
Diagram Pemasangan 3 OCR & GFR
55
Lanjutan 5.1
CT
OCR
PMT INDIKATOR
t>
CC
Contoh fisik dan skema ( ac dan dc sirkuit )
lebih
rele arus lebih.
56
5.2. RELE DIFERENSIAL
Diagram dan Fisik Rele Diferensial
57
Lanjutan 5.2
g g g
RELE DEFERENSIAL ini berfungsi untuk mengamankan transformator tenaga
terhadap gangguan hubung singkat yang terjadi didalam daerah pengaman
transformator, yang disambung ke instalasi trafo arus ( CT ) dikedua sisi.
I1 I2 I1 I2
1 2 1 2
B B B B
R IR=I1-I2= 0
I I R IR=I1+ I2≠ 0
I
Eksternal Fault Internal Fault
Arus kerja =
[(smallest current in operating coil to cause operation)/(rated current
of the operating coil)x 100 %]
Slope =
p
[(current in operating coil to cause operation)/(current in restraining)
x 100 %]
% slope ={(I1-I2)/[(I1+I2)/2]x100 %}
% i pick up = 10 s.d 30 % x I CT
%min i k d In
58
Lanjutan 5.2
Vektor group trafo tenaga menentukan pergeseran sudut arus primer
terhadap arus sekunder. Vektor group ditentukan berdasarkan bilangan jam
dengan searah putaran jarum jam, contoh:
Jam 1 menyatakan pergeseran sudut 30 derajat
Jam 5 menyatakan pergeseran sudut 150 derajat
Gambar dibawah menunjukkan beberapa contoh vektor group:
59
Lanjutan 5.2
60
Lanjutan 5.2
61
5.3. RELE GANGGUAN TANAH TERBATAS
Single diagram Rele Gangguan Tanah Terbatas
x
87N 87N
62
Lanjutan 5.3
Rele Gangguan Tanah Terbatas ini berfungsi untuk mengamankan
transformator terhadap tanah didalam daerah pengaman transformator
khususnya untuk gangguan didekat titik netral yang tidak dapat dirasakan
oleh RELE differential, yang disambung ke instalasi trafo arus ( CT ) dikedua
sisi.
63
5.4. RELE ARUS LEBIH BERARAH
Definisi :
Directional over current rele atau yang lebih dikenal dengan rele arus
lebih yang mempunyai arah tertentu merupakan rele Pengaman yang
bekerja karena adanya besaran arus dan tegangan yang dapat
membedakan arah arus gangguan.
Rele ini terpasang pada Jaringan Tegangan tinggi, Tegangan
h juga pada pengaman T
menengah j d Transformator t
f dan b f
t tenaga d i
berfungsi
untuk mengamankan peralatan listrik akibat adanya gangguan phasa-
p p
phasa maupun Phasa ketanah.
64
Lanjutan 5.4
Teori d
T i dasar
Rele Ini Mempunyai 2 buah parameter ukur yaitu Tegangan dan Arus
yang masuk ke dalam rele untuk membedakan arah arus ke depan
atau arah arus kebelakang. Pada pentanahan titik netral trafo dengan
menggunakan tahanan, relai ini dipasang pada penyulang 20 KV.
e e ja ya e a be dasa a ada ya su be a us da C ( eo
Bekerjanya relai ini berdasarkan adanya sumber arus dari ZCT (Zero
Current Transformer) dan sumber tegangan dari PT (Potential
Transformers).
Sumber tegangan PT umumnya menggunakan rangkaian Open-Delta,
tetapi tidak menutup kemungkinan ada yang menggunakan koneksi
langsung 3 Phasa.
Untuk membedakan arah tersebut maka salah satu phasa dari arus
harus dibandingkan dengan Tegangan pada phasa yang lain.
65
Lanjutan 5.4
GAMBAR RANGKAIAN OPEN DELTA TRAFO TEGANGAN
VRES = VAG + VBG + VCG = 3Vo
A
B
C
VRES
66
Lanjutan 5.4
Bus 20 KV
Tripping PT
Coil
-
ZCT +
67 G
Gambar diatas menunjukkan rele gangguan tanah berarah ( 67 G ) terdiri dari
2 buah parameter ukur yaitu Tegangan dan Arus yang masuk ke dalam Relai
untuk membedakan arah arus ke depan atau arah arus ke belakang.
67
Lanjutan 5.4
Relay connection :
Adalah sudut perbedaan antara arus dengan tegangan masukan relai
pada power faktor satu
Relay maximum torque angle :
p g g g p y g
Adalah perbedaan sudut antara arus dengan tegangan pada relai yang
menghasilkan torsi maksimum.
Secara umum torsi yang dihasilkan besaran tegangan dan arus dapat
8.2.2
dilihat pada gambar 8 2 2
Tegangan masukan pada relai menimbulkan arus IV yang tertinggal
terhadap tegangan sebesar α akan menghasilkan fluksi (φv).
sedangkan arus masukan pada relai akan menghasilkan fl i φi yang
d k k d l i k h ilk flusi
tertinggal dari tegangan sebesar sudut φ. Kedua fluksi diatas akan
menghasilkan torsi , dan agar torsi maksimum maka φi dan φv harus
b k d 90°
membentuk sudut 90 .
68
Lanjutan 5.4
Relay maximum torque angle :
Max.
Max
Reference
torque line
V
φi
θ φ
I
Zero
torque line
α
OPERATE φv
Iv
RESTRAIN
69
Lanjutan 5.4
Penentuan arah berdasarkan suatu besaran referensi (besaran polarising).
Besaran referensi yang umum diterapkan adalah besaran tegangan.
operate signal
Misal untuk arus fasa R sebagai “operate signal” maka sebagai polarising
signal bisa VA, VB , Vc , VA-B , VB-C atau VC-A .
Jika digunakan tegangan VA sebagai polarising signal seperti pada Gambar
8.2.3. maka torsi maksimum diperoleh saat arus dan tegangan fasa A sefasa.
MTA
φA
VA
IA
OPERATE
IvA φvA
RESTRAIN
70
Lanjutan 5.4
Connections,
90° Relay Connections 45° MTA
Relai Arus Tegangan
IA
A IA VBC
VA
B IB VCA
VBC C IC VAB
VB
VC Max
torque line
OPERATE
VA φIA
45°
45° VBC
RESTRAIN
135°
φBC
Zero
torque line
71
Lanjutan 5.4
Connections,
90° Relay Connections 30° MTA
Relai Arus Tegangan
IA
VA A IA VBC
B IB VCA
VBC
C IC VAB
VB
VC
OPERAT
E
VA Max
RESTRAI
30°
torque
N φIA line
30°
VBC
150°
φBC
Zero
torque
line
72
Lanjutan 5.4
90 Connections, 0°
90° Relay Connections 0 MTA
Relai Arus Tegangan
VAC
IA
A IA VAC
VA
B IB VAB
30°
C IC VCB
Max
torque line
VB
VC
VAC
OPERATE
VA φIA
30°
RESTRAI
N
120°
φAC
Zero
torque line
73
5.5. RELE SUHU
Keterangan :
1. Trafo arus
2. Sensor suhu
3. Heater
4. Thermometer Winding
5. Thermometer oil
74
5.6. RELE BUCHOLZ
75
Lanjutan 5.6
RELE BUCHOLTZ ini berfungsi untuk mendeteksi adanya gas yang ditimbulkan
oleh loncatan ( bunga ) api dan pemanasan setempat dalam minyak
transformator.
Penggunaan rele deteksi gas (Bucholtz) pada Transformator terendam
i k it t k k
minyak yaitu untuk mengamankan t
transformator yang
f t didasarkan pada
did k d
gangguan Transformator seperti : arcing, partial discharge, over heating
ya g u u ya e g as a gas
yang umumnya menghasilkan gas.
76
5.7. RELE JANSEN
77
Lanjutan 5.7
RELE JANSEN ini berfungsi untuk mengamankan pengubah tap (tap
changer) dari transformator.
Tap changer adalah alat yang terpasang pada trafo,berfungsi untuk
mengatur tegangan k l (sekunder) kib beban maupun variasi
keluaran ( k d ) akibat b b i i
tegangan pada sistem masukannya (input).
Tap changer umumnya dipasang pada ruang terpisah dengan ruang untuk
tempat k
t di k dk i k tap changer tid k b
t kumparan,dimaksudkan agar minyak t h tidak bercampur
dengan minyak tangki utama.
Untuk mengamankan ruang diverter switch apabila terjadi gangguan pada
digunakan
sistem tap changer ,digunakan pengaman yang biasa disebut :RELE JANSEN
(bucholznya Tap changer).
Jenis dan tipe rele jansen bermacam-macam bergantung pada merk Trafo:
1000,LF 15,LF 30.
misalnya RS 1000 LF 15 LF 30
Rele jansen dipasang antara tangki tap changer dengan konservator minyak
tap changer.
78
5.8. RELE TEKANAN LEBIH
79
Lanjutan 5.8
RELE TEKANAN LEBIH ini berfungsi mengamankan tekanan lebih pada
transformator, dipasang pada transformator tenaga dan bekerja dengan
menggunakan membrane.Tekanan lebih terjadi karena adanya flash over
atau hubung singkat yang timbul pada belitan transformator tenaga yang
terendam minyak, lalu berakibat decomposisi dan evaporasi minyak, sehingga
menimbulkan tekanan lebih pada tangki transformator.
80
6.1. PRINSIP KERJA
Perintah buka PMT
Transmisi
Relai Proteksi Sinyal kirim Relai Proteksi
Masukan besaran Sinyal terima
arus dan tegangan
Catu Daya
(battere)
Indikasi relai
Data Scada Evaluasi Gangguan
Disturbance Recorder
81
Lanjutan 6.1
Impedansi penghantar berbanding lurus dengan jarak penghantar.
Dasar pengukuran impedansi ialah mengukur besarnya arus dan tegangan
terpasang.
gangguan pada lokasi rele terpasang
A B
f1 f2
Rele A Zf1 Zf2
ZS Z1
Vf2
Vf1 Vf
Gangguan di dalam daerah pengamanan
Gangguan di luar daerah pengamanan
82
Lanjutan 6.1
Zs ZL
Ir
Vs Vr Zbeban ZR = VR / IR
= ZL + Z beban
Zs ZL
Ir
Vs Vr Zbeban ZR = VR / IR
= ZF
Jika setting rele sama dengan ZSet maka rele akan bekerja jika ZF < ZSet
83
6.2. GANGGUAN FASA - FASA
Besaran input yang menjadi masukan rele jarak adalah besaran tegangan
dan arus tiga fasa.
g gg p g y g g g
Pada gangguan fasa ke fasa pengukuran yang diambil adalah tegangan fasa
ke fasa dan arus pada fasa fasa yang terganggu.
Dengan inputan besaran ini maka impedansi yang diukur adalah impedansi
t iti
urutan positip.
IR1 F1
ZS1 ZL1
I1
VR1
I2
N1
IR2 F2
ZS2 ZL2
VR2
N2
84
Lanjutan 6.2
IR1 F1
ZS1 ZL1
I1
VR1
I2
N1
IR2 F2
ZS2 ZL2
VR2
N2
VB - VC = ( a2 - a ) ( 2 I1 Z L1 + I1 ZS1 ) + ( a - a2 ) I1 ZS1
IB - IC = 2 ( a2 - a ) I1
ZRB = ( VB - VC ) / ( IB - IC )
=Z L1 + (ZS1)/2 - (ZS1)/2
= ZL1
85
6.3. GANGGUAN FASA TANAH
Pada gangguan fasa ke tanah harus dimasukan faktor kompensasi urutan
nol.
KN = ( ZLo - ZL1 ) / 3 ZL1
Dengan menambahkan faktor ini pada pengukuran arus, maka impedansi
yang diukur adalah impedansi urutan positip penghantar
( ZL1 ).
Impedansi yang di k rele t
I d i diukur l tanpa f kt k
faktor kompensasi urutan nol
i t l
ZRA = VRA / IRA
= ZL1 { 1 + IRN / IRA ( ZL0 - ZL1 ) / 3 ZL1 }
IRN adalah arus residual dari ketiga fasa
86
Lanjutan 6.3
Lokasi Relai
0
0
1
IRA = 1
IRN = 1
maka ZR = ZL1 { 1 + ( 3 ZL0 - ZL1 ) / 3 ZL1 }
87
Lanjutan 6.3
Lokasi Relai
IRA = 2
IRN = 0
ZR = ZR1
88
Lanjutan 6.3
Untuk mendapatkan hasil pengukuran ZL1 untuk semua kondisi
VRA / IR = ZL1
ZL1 ( IRA + IRN ( ZL0 - ZL1 ) / 3 ZL1 ) = ZL1
IR
maka IR harus sama dengan
IRA + IRN ( ZL0 - ZL1 ) / 3 ZL1
Jadi pada masukan rele harus ditambahkan
IRN ( ZL0 - ZL1 ) / 3 ZL1
89
Lanjutan 6.3
Lokasi Relai
IRA = 1
IRN = 3
maka ZR = ZL0
90
6.4. INFEED
Yang dimaksud dengan infeed adalah pengaruh penambahan atau
pengurangan arus yang melalui titik gangguan terhadap arus yang melalui
relai yang ditinjau.
Secara umum infeed ini disebabkan karena adanya pembangkit antara relai
dengan titik gangguan. Infeed dapat juga disebabkan karena adanya
perubahan konfigurasi saluran dari ganda ke tunggal atau sebaliknya.
Adanya pengaruh infeed ini akan membuat impedansi yang dilihat relai
seolah-olah besar gangguan seolah-olah
seolah olah menjadi lebih besa (letak gangg an seolah olah menjadi lebih
jauh) atau menjadi lebih kecil (letak gangguan seolah-olah menjadi lebih
dekat).
Dengan demikian jangkauan kurang atau jangkauan lebih. Pengaruh infeed
ini harus dipertimbangkan khususnya untuk penyetelan zone-3.
91
Lanjutan 6.4
Pengaruh pembangkit pada rel ujung saluran yang diamankan
A B
I1 I1 + I2
∼ Z1 ZBf f
I2
∼
Relai A mengamankan saluran AB, misalnya terjadi gangguan di titik f diluar
daerah pengaman relai. Pada kondisi normal (tidak ada pembangkitan B),
tegangan yang terukur oleh relai pada saat terjadi gangguan di f adalah :
g g y g p j g gg
VAf = VAB + VBf
VAf = I 1. Z1 + I 1. ZBf
f f
92
Lanjutan 6.4
gg p y g ,
Sehingga impedansi yang terukur oleh relai A, adalah sbb :
VAf I 1. Z1 + I 1. ZBf
ZAf = =
I1 I1
ZAf = Z1 + ZBf
Pada saat terdapatnya pembangkit B, akan terjadi penambahan arus pada
titik gangguan sehingga tegangan yang terukur oleh relai, adalah :
VAf = I1.ZAB + ( I1 + I 2).ZBf
Dan impedansi yang terukur oleh relai adalah :
VAf I 1. ZAB + ( I 1 + I 2). ZBf
VAf = =
I1 I1
( I 1 + I 2). ZBf
VAf = ZAB + = ZAB + K. ZBf
I1
Dari persamaan tersebut dapat dilihat pengukuran impedansi gangguan
pada titi “f” dipengaruhi faktor infeed “K”.
Jadi faktor infeed :
(I1 + I 2)
K=
I1
93
Lanjutan 6.4
Saluran t
S l i i d ke tunggal
transmisi ganda k t l
A B
I
2I
∼ I f
Jika terjadi gangguan di f maka impedansi yang terlihat oleh relai A adalah :
( I . ZAB + 2 IZBf )
ZRA = = ZAB + 2 ZBf
I
Faktor infeed K = 2
94
Lanjutan 6.4
Saluran t
S l i i d ke d
transmisi ganda k ganda
A B C
I I1
∼ xx f
f
l
I I
Jika terjadi gangguan di f maka impedansi yang terlihat oleh relai A adalah :
IZAB + I 1ZBf I1
ZRA = = ZAB + ZBf
I I
(2l − x )
I1 = 2I
2l
(2l − x )
ZRA = ZAB + ZBf
l
95
Lanjutan 6.4
(2l − x)
K=
l
Untuk gangguan f dekat rel B (x ≈ 0) faktor infeed K = 2
Untuk gangguan f dekat rel C (x ≈ 1) faktor infeed K = 1 dan
Untuk gangguan diantar rel B dan rel C nilai infeed berfariasi antara 1 dan 2.
Saluran transmisi dari tunggal ke ganda
A B C
I1
I
∼ xx f
f
l
I
Impedansi saluran yang terlihat oleh relai A jika terjadi gangguan di f adalah :
IZAB + I1ZBf I1
ZRA = = ZAB + ZBf
I I
(2l − x)
I1 = I
2l
(2l − x)
ZRA = ZAB + ZBf
2l
96
Lanjutan 6.4
Faktor infeed
( 2l − x )
K=
2l
Unt k gangg an f dekat rel B ( ≈ 0) fakto infeed K = 1
Untuk gangguan el (x faktor
Untuk gangguan f dekat rel C (x ≈ 1) faktor infeed K = 0.5 dan
Untuk diantar rel B d rel C nilai i f d b f i i antara 0 5 d 1
U k gangguan di l dan l il i infeed berfariasi 0.5 dan 1.
97
6.5. SETTING DISTANCE RELAY
Dapat menentukan arah letak gangguan
Gangguan didepan relai harus bekerja
Gangguan dibelakang relai tidak boleh bekerja
Dapat menentukan letak gangguan
Gangguan di dalam daerahnya relai harus bekerja
Gangguan diluar daerahnya relai tidak boleh bekerja
Beban maksimum tidak boleh masuk jangkauan relai
b d k d d
Dapat membedakan gangguan dan ayunan daya
98
Lanjutan 6.5
A B ZBD D E
ZAB ZDE
∼ ZBC ZCD ∼
C
XtB
XtC
Zone-1
Karena adanya kesalahan pengukuran jarak akibat kesalahan CT, PT dan
l i di i k t lebih kecil dari impedansi penghantar,
relainya sendiri, maka zone 1 di set l bih k il d i i d i h t
misal 80 % impedansi penghantar
Zone-1
Z 1 0.8
= 0 8 x ZAB
99
Lanjutan 6.5
A B ZBD D E
ZAB ZDE
∼ ZBC ZCD ∼
C
XtB
XtC
Zone-2
Zone 2 mengamankan sisa penghantar yang tidak diamankan zone 1dan juga
depan.
sebagai pengaman cadangan jauh GI di depan
Zone 2 di set dengan delay waktu
Zone-2min
Zone 2min = 1.2
1 2 x ZAB
Zone-2mak = 0.8 x (ZAB + 0.8 x ZBC)
Zone-trafo = 0.8 x (ZAB + 0.5 x XtB)
Zone batas
Zone-batas = (0.8
ZAB + (0 8 x ZBC)
100
Lanjutan 6.5
Zone-2min = 1.2 x ZAB
Zone-2mak = 0.8 x (ZAB + 0.8 x ZBC)
Z2max diambil untuk pht terpendek
Z2min Z2max
A
0.4 - 0.5 det 1.2 - 1.5 det
B C
D
101
Lanjutan 6.5
Zone-2min = 1.2 x ZAB
Zone-2mak = 0.8 x (ZAB + 0.8 x ZBC)
Zone 2mak Zone 2min Zone-2mak
Zone-2mak > Zone-2min maka Z2 = Zone 2mak
0.4
0 4 det Z2min Z2max
A B
102
Lanjutan 6.5
Zone-2min = 1 2 x ZAB
Z 2 i 1.2
one-2mak = 0.8 x (ZAB + 0.8 x ZBC)
Zone-2mak < Zone-2min maka Z2 = Zone-2min
Z2min Z2mak
0.8
0 8 det
A
B
103
Lanjutan 6.5
Zone-3
Zone-3min = 1.2 x (ZAB + k x ZBD), k = infeed factor
Zone-3mak = 0.8 x (ZAB + 0.8 x k x (ZBC + 0.8 x ZCD)
Zone-trafo = 0.8 x (ZAB + 0.8 x XtB)
Zone-batas = ZAB + (0.8 x k x (ZBC + 0.8 x ZCD)
Dipilih nilai terbesar antara Z3min dengan Z3mak.
Jika pada gardu induk di depannya terdapat trafo daya, maka
jangkauan zone-3 sebaiknya tidak melebihi impedansi trafo ZTR = 0.8
(ZL1 + k.ZTR), dimana k = bagian trafo yang diproteksi, nilai k
direkomendasikan = 0.8
Jika overlap dengan zone-3 seksi berikutnya, maka waktu zone-3 dapat
dikoordinasikan dengan waktu zone-3 seksi berikutnya.
104
Lanjutan 6.5
Zone 3 Reverse
Jika Zone 3 reverse memberikan sinyal trip
Zr = (1.5 Z2') - ZL1
( )
Jika Zone 3 reverse tidak memberikan sinyal trip
Zr = (2 Z2') - ZL1
Local bus Near end bus Far end bus
Z3R (A) Z3 (A)
ZL
A B Z2
Z2 (B)
105
Lanjutan 6.5
Starting d
S l i lebih
i dengan relai arus l bih
Arus starting di set lebih besar dari beban maksimum dan lebih kecil dari arus
gangguan minimum
Starting dengan relai impedansi
Zsmak 0.4
= 0 4 x [V/(I x√ 3)]
Zsmin = 1.25 x Z3
(j )
Zs = Zsmak (jika Z3mak < Zmin)
Zs = Zmin + [(Zmak - Zmin)/2], (jika Z3mak > Zmin)
106
Lanjutan 6.5
Resistive Reach
Prinsip jangkauan dari resistive reach (Rb) tidak melebihi dari setengah
beban (1/2 ),
b b ( / ZBEBAN)
Untuk penghantar yang radial atau dalam sistem 70 kV dihitung
dengan :
Rb = 15 x (Z1 x Ko x 2)
Dan untuk sistem 150 kV atau 500 kV dihitung dengan :
( )
Rb = 8 x (Z1 x Ko x 2)
107
Lanjutan 6.5
Mutual Coupling
M t lC li
Terjadi pada sirkit paralel terutama untuk mutual zero sekuens.
Dapat menyebabkan over reach dan under reach kerja distance
Mutual Coupling pada Z1
Pengukuran Z1 gangguan 1 fasa ke tanah pada sirkit paralel akan
berbeda pada saat beroperasi 2 sirkit dan saat 1 sirkit ditanahkan.
Normal Z1 setting
ditanahkan Z1 sebenarnya
Relai Zl1,Zl2,Zl0
x Zl1
Ig1,Ig2,Igo Zom
Iho
108
Lanjutan 6.5
Mutual Coupling pada Z2
Pengukuran Z2 gangguan 1 fasa ke tanah pada sirkit paralel akan berbeda
pada saat beroperasi 2 sirkit dan saat 1 sirkit ditanahkan.
mutual Z2
Satu sirkit keluar Z2
Relai Zl1,Zl2,Zl0
x Zl1
Ig1,Ig2,Igo Zom
Relai Zl1,Zl2,Zl0
x Zl1
Ig1,Ig2,Igo Zom
109
6.6. FAULT CLEARING TIME
Kecepatan pemutusan gangguan (fault clearing time) terdiri dari
Kecepatan kerja (operating time) rele,
Kecepatan buka pemutus tenaga (circuit breaker)
Waktu kirim sinyal teleproteksi
52 1
Fault clearing time pengaman utama pada SPLN 52-1 1984
Sistem 150 kV ≤ 120 ms
Sistem 70 kV ≤ 150 ms
Fault clearing time pengaman cadangan 500 ms.
110
6.7. OPERATING TIME
111
Lanjutan 6.7
Dengan mempertimbangkan waktu kerja pmt dan waktu yang diperlukan
teleproteksi maka operating time relai proteksi utama .
Di sistem 150 kV
• Tipikal ≤ 30 ms
ms,
• Pada SIR 10 dan reach setting 80 % sebesar ≤ 40 ms
Di sistem 70 k
• Tipikal ≤ 35 ms
• Pada SIR 10 dan reach setting 80 % sebesar ≤ 50 ms.
112
6.8. SOURCE to LINE IMPEDANCE RATIO (SIR).
SIR adalah perbandingan impedansi sumber terhadap impedansi penghantar,
sehingga panjang penghantar menjadi salah satu faktor terhadap besaran SIR.
SIR menunjukan kekuatan sistem yang akan diproteksi, makin kecil SIR makin
y g
kuat sumber yang memasok SUTT tersebut.
Dari uraian di atas terlihat bahwa SIR menjadi pertimbangan dalam
t k l t k i khususnya yang ki j
menentukan pola proteksi SUTT kh dipengaruhi oleh
kinerjanya di hi l h
besaran SIR.
113
Lanjutan 6.8
IEEE Std C17.113-1999 tentang Guide for Protective Relay Applications to
Transmission Lines, panjang penghantar dikelompokan menjadi :
Penghantar Pendek dengan SIR > 4
Penghantar Sedang dengan 0.5 < SIR < 4
Penghantar Panjang dengan SIR < 0.5
114
Lanjutan 6.8
Pengelompokan panjang penghantar berdasarkan SIR
Sistem 70 kV
Penghantar pendek p < 3 km
Penghantar sedang 3 km < p < 20 km
Penghantar panjang p > 20 k
P h t j km
Sistem 150 kV
Penghantar pendek p < 6 km
Penghantar sedang 6 km < p < 50 km
Penghantar panjang p > 50 km
115
6.9. PROTEKSI UTAMA DAN CADANGAN
Proteksi Utama Proteksi Cadangan
Distance relay g
Proteksi cadangan lokal
putt OCR & GFR
pott Proteksi cadangan jauh
blocking o e G e ote
Zone 2 GI remote
Differential relay
pilot
current
phase
Directional comparison relay
p
impedance
current
superimposed
116
Lanjutan 6.9
Distance Relay
y p p p y j p g
Distance relay ini pada prinsipnya bekerja berdasarkan pengukuran
impedansi penghantar.
Rele ini mempunyai ketergantungan terhadap besarnya SIR dan
keterbatasan sensitivitas untuk gangguan satu fasa ke tanah.
Rele ini mempunyai beberapa karaktristik seperti mho, quadralateral,
reaktans, dll.
Sebagai unit proteksi relai ini dilengkapi dengan pola teleproteksi
seperti putt, pott dan blocking.
Jika tidak terdapat teleproteksi maka rele ini berupa step distance saja.
117
Lanjutan 6.9
Karacteristic Distance Relay
X X
z3 PSB z3 PSB
z2 z2
z1 z1
R
R
z3
z4
z3 z2
z2 PSB z1
z1
z reverse z4
118
Lanjutan 6.9
Relay.
Directional Comparison Relay
Relai penghantar yang prinsip kerjanya membandingkan arah gangguan,
jika kedua relai pada penghantar merasakan gangguan di depannya
k l k bekerja.
maka relai akan b k
Cara kerjanya ada yang menggunakan directional impedans, directional
p p
current dan superimposed
A B
≥1 DIR DIR ≥1
T T
& R R &
Signalling
channel
Directional comparison relay
119
Lanjutan 6.9
Phase Comparison Relay
Prinsip kerja membandingkan sudut fasa antara arus yang masuk
dengan arus yang keluar daerah pengaman.
A B A B
a. Fasa arus di A
∼
b. Logic fasa arus di A
Fasa arus di B
c. F
d. Logic fasa arus di B
Output comparator di A :
e=b+d
Output discriminator
Stability
setting
Gangguan eksternal Gangguan internal
120
Lanjutan 6.9
Superimposed Directional Relay
Elemen directional menggunakan sinyal superimposed
Superimposed = faulted – unfaulted
Selama gangguan, tegangan dan arus berubah sebesar ∆Vr dan ∆ir,
perubahan ini dikenal sebagai besaran superimposed.
Forward Fault
∆ ir
t=0 ∆ Vr
Zs
121
Lanjutan 6.9
Reverse Fault
∆ ir ZL
∆ Vr
t=0
Zs
+ ∆ Vr + ∆ Vr ∠ -ø LS
∆ ir = ∆ ir =
Zs + ZL |Zs + ZL|
Prinsip pengukuran superimposed tegangan dan arus
Untuk gangguan di depan : ∆ Vr ∠ -ø rep dan ∆ ir mempunyai
polaritas yang berlawanan sedangkan untuk gangguan di belakang : ∆
p y g g g gg g
Vr ∠ -ø rep dan ∆ ir mempunyai polaritas yang sama.
Arah ditentukan dari persamaan :
Dop = | ∆ Vr ∠ -ø rep - ∆ ir | - | ∆ Vr ∠ -ø rep + ∆ ir |
Dop positip untuk gangguan arah depan dan Dop negatip untuk
gangguan arah belakang
122
Lanjutan 6.9
Pilot Differensial Relay
123
Lanjutan 6.9
Line Current Differential Relay
End A End B
IF
IA IB
Relay A Relay B
Prinsip kerja pengaman differensial arus saluran transmisi
arus,
mengadaptasi prinsip kerja diferensial arus yang membedakannya
adalah daerah yang diamankan cukup panjang sehingga diperlukan :
Sarana komunikasi antara ujung-ujung saluran.
j p p j g
Relai sejenis pada setiap ujung saluran.
Karena ujung-ujung saluran transmisi dipisahkan oleh jarak yang jauh
maka masing-masing sisi dihubungkan dengan :
kabel pilot
saluran telekomunikasi : microwave, fiber optic.
124
6.10. PEMILIHAN POLA PROTEKSI SUTT
Penghantar Pendek :
Untuk penghantar pendek pola proteksi SUTT yang direkomendasikan
adalah Current Differential, Phase Comparison, Directional comparison.
Pola ini tidak menyediakan proteksi cadangan jauh untuk GI di
depannya sehingga perlu ditambahkan proteksi cadangan jauh berupa
step distance.
Jika satu dan lain hal tidak dapat dihindarkan pemakaian distance relay
untuk SUTT pendek maka distance relay tersebut dipilih pola POTT atau
Blocking.
125
Lanjutan 6.10
Penghantar Sedang :
Untuk penghantar sedang pola proteksi SUTT yang direkomendasikan
adalah Current Differential, Phase Comparison, Directional comparison,
Distance Relay dengan pola PUTT atau POTT.
Penghantar Panjang :
Untuk penghantar panjang pola proteksi SUTT yang direkomendasikan
adalah Phase Comparison, Directional comparison, Distance Relay
dengan pola PUTT atau POTT .
126
Lanjutan 6.10
Teleproteksi
PABX
TP (DTT + PUTT)
LMU PLC
METERING GI
CLOSE
OPEN
TS
PROTEKSI
TS
CLOSE INTERFACE SCADA
OPEN
METERING GI
127
Lanjutan 6.10
Media Telekomunikasi :
Media PLC dapat digunakan untuk distance relay, relai directional
comparison, dan relai phase comparison.
Media Fibre Optic dapat digunakan untuk distance relay, relai
di ti l i
directional comparison, relai phase comparison, d
l i h i l i t
dan relai current
differential.
relay,
Media Micro Wave dapat digunakan untuk distance relay relai
directional comparison, relai phase comparison, dan relai current
differential.
Kabel Pilot dapat digunakan untuk relai pilot differential.
128
Lanjutan 6.10
Tele proteksi PUTT
Dist
Zone 1
TRANSMIT
RECIEVE
TP
Operate
Dist
Zone 2
129
Lanjutan 6.10
Tele proteksi Direct Transfer Trip
CCP, CBF, Low
CCP CBF L
Presure SF 6
TRANSMIT
RECIEVE
TP
Operate
130
Lanjutan 6.10
Pola Pengaman Pilot (Teleproteksi)
p
Permissive Transfer Trip
Underreach Transfer Trip (PUTT)
Overreach Transfer Trip (POTT)
Blocking
131
Lanjutan 6.10
Basic Scheme
Z 1 instantaneous
Z2, 3, 4 time delay
Switch on to fault
132
Lanjutan 6.10
Step Distance Relay
2.5
2
TA x
1.5
TB x
TC x 1
0.5
0
1 .10 1.2 .10 1.4 .10
4 4 4
0 2000 4000 6000 8000
x
PPARE
PWALI
BKARU
skala = 1 : 100
133
Lanjutan 6.10
134
Lanjutan 6.10
Underreach Transfer Trip Scheme
U d hT f Ti S h
Prinsip Kerja :
y p( )
Sinyal trip (carrier) dikirim oleh Z1
Trip Instantenous jika :
Z1 deteksi atau Z2 deteksi dengan terima carrier
CS A
A B
CS B
CS CS
Z1 Z1
TRIP TRIP
t2 OR OR t2
Z2 Z2
AND AND
CR CR
135
Lanjutan 6.10
Kelebihan :
Unit protection
y g p g p p
Relai yang berpasangan tidak perlu dari satu pabrik.
Kekurangan :
Sinyal palsu menyebabkan Z2 trip seketika
Pada saluran pendek jangkauan resistif terbatas.
Transmisi signal PLC melalui saluran yang terganggu.
Pengaruh infeed yang kecil dapat menyebakan relai tidak trip seketika.
136
Lanjutan 6.10
Pada t terjadi
P d saat t j di gangguan rele l
∼
I≈0 A akan mengirimkan sinyal trip
ke-B, tetapi B tidak melihatnya
g y g
sebagai zone-2 karena arus yang
mengalir melalui rele B sangat
kecil
Ketika CB A sudah terbuka, arus
∼ I mengalir melalui B (sehingga B
zone-2)
melihat zone 2) tetapi rele tidak
akan trip seketika karena rele A
sudah berhenti mengirim sinyal
137
Lanjutan 6.10
Overreach Transfer Trip Scheme
O hT f Ti S h
Prinsip Kerja :
Sinyal trip (carrier) dikirim oleh Z2
Trip Instantenous jika : Z1 deteksi atau Z2 deteksi dengan terima carrier
CS A
A B
CS B
CS CS
Z1 Z1
TRIP TRIP
t2 OR OR t2
Z2 Z2
AND AND
CR CR
138
Lanjutan 6.10
Kelebihan :
Unit protection
Relai yang berpasangan tidak perlu dari satu pabrik.
Kekurangan :
Sinyal palsu menyebabkan Z2 trip instantenous
Transmisi signal PLC melalui saluran yang terganggu.
Pengaruh infeed yang kecil dapat menyebakan rele tidak trip seketika.
139
Lanjutan 6.10
Send : Z2
Trip : Z2 + CRx
Open Echo : CB open + CRx
CRx
WI echo : CR
WI trip : UV + CRx
140
Lanjutan 6.10
Blocking Scheme
Prinsip Kerja :
Sinyal block (carrier) dikirim oleh imp. arah belakang
S l bl k ( ) dk l h hb l k
Trip Instantenous jika : Z1 deteksi atau Z2 deteksi dengan
tidak terima carrier
CR CR
• AND TRIP TRIP AND
•
Z2 Z2
t2 t2
ZR CS CS ZR
141
Lanjutan 6.10
Kelebihan :
Jangkauan resistif lebih panjang (dari pola PUTT)
Transmisi signal PLC melalui saluran yang sehat
T i i i l l l i l h t
Kekurangan :
Waktu kerja rele lebih lambat (dari PUTT)
Kegagalan penerimaan sinyal PLC/FO dapat menyebabkan rele bekerja
tidak selektif.
Relai yang berpasangan sebaiknya dari satu pabrik.
142
Lanjutan 6.10
DEF Overreach
Send : DEF-F
Trip : DEF-F + CRx
Open Echo : CB open + CRx
CRx
WI echo : No DEF + CR
143
Lanjutan 6.10
DEF Blocking
Send : DEF-R + not DEF-F
Trip : DEF-F + not CRx
144
Lanjutan 6.10
Current Reversal
Terjadi pada sirkit paralel dengan
salah satu sumber weak infeed
Gangguan dekat B,
D menerima sinyal tetapi tidak Z2
trip.
B trip & A terlambat trip
D merasakan Z2
Hal di atas dapat menyebabkan
sirkit 2 ikut terlepas
145
6.11. AUTO RECLOSE
Persamaan transfer daya antara 2 sistem pembangkit
˜
E1
X
˜
E2
E1 . E2 . sin
P=
δ XT
Dimana :
• E1 dan E2 tegangan masing-masing pembangkit.
• δ = perbedaan sudut fasa antara E1 dengan E2
• XT = reaktansi transfer antara E1 dengan E2
146
Lanjutan 6.11
Impedansi gangguan shunts adalah :
Kombinasi dari rangkaian impedansi urutan negative dan atau
rangkaian impedansi urutan nol yang tersambung ke rangkaian
impedansi urutan positip
Impedansi gangguan shunts untuk beberapa kondisi adalah :
Tanpa gangguan : Zf = ~
Gangguan fasa-tanah : Zf = Z2 + Z0
Gangguan 2 fasa : Zf = Z2
Gangguan 2 fasa-tanah : Zf = (Z2 . Z0) / (Z2 + Z0)
Gangguan 3 fasa : Zf = 0
147
Lanjutan 6.11
Kurva sudut daya untuk berbagai jenis gangguan
Power Tanpa gangguan
2 fasa sehat & 1 fasa trip
1 fasa ke tanah
fasa-fasa-tanah
δ
Tanpa gangguan : Zf = ~
Gangguan fasa-tanah : Zf = Z2 + Z0
Gangguan 2 fasa : Zf = Z2
Gangg an 2 fasa-tanah : Zf = (Z2 . Z0) / (Z2 + Z0)
Gangguan fasa tanah
Gangguan 3 fasa : Zf = 0
148
Lanjutan 6.11
Batas Stabilitas tanpa Auto Reclose
Power
1
F 3
Po A E
D G
2
B C
δ0 δ1 δ2 δ
Kondisi stabilitas sistem masih dicapai
149
Lanjutan 6.11
Batas Kondisi stabilitas sistem
Power
1
F
Po A E G
D
3
2
B C
δ
δ0 δ1 δ2
150
Lanjutan 6.11
Batas Kondisi stabilitas sistem bertambah dengan pengoperasian Auto Reclose.
G
Po’ F H
A E 1
Po D
3
2
B C
δ0 δ1 δ2 δ3
δ
151
Lanjutan 6.11
Manfaat Auto Reclose
Mempertahankan kesinambungan pelayanan energi listrik
Stabilitas sistem terpelihara
Mengurangi dampak gangguan yang bersifat temporer
Meningkatkan kinerja sistem penyaluran
152
Lanjutan 6.11
Faktor - faktor pola Auto Reclose
Batas stabilitas sistem
Karakteristik/ kemampuan pmt
Karakteristik peralatan proteksi
Konfigurasi jaringan
Persyaratan kedua ujung saluran
153
Lanjutan 6.11
Waktu de-ionisasi udara
Tegangan W a k tu D e -
S is t e m io n is i
(kV ) ( d e t ik )
66 0 .1
110 0 .1 5
132 0 .1 7
220 0 .2 8
275 0 .3
400 0 .5
154
Lanjutan 6.11
Pertimbangan konfigurasi jaringan dalam pemilihan pola Auto Reclose.
Jaringan radial sirkit tunggal.
Jaringan radial sirkit ganda.
Jaringan looping sirkit tunggal.
g p g gg
Jaringan looping sirkit ganda
155
Lanjutan 6.11
Persyaratan pada kedua ujung saluran
permanen
kemungkinan reclose pada gangguan permanen.
kemungkinan gagal sinkron pada saat reclose.
salah satu sisi tersambung ke unit pembangkit.
penutupan dua pmt yang tidak serentak
156
Lanjutan 6.11
Pola Auto Reclose yang dapat dipilih :
Single shot
Auto Reclose cepat untuk :
Satu fasa
Tiga fasa
Satu atau tiga fasa
Auto Reclose lambat untuk tiga fasa.
157
Lanjutan 6.11
Kondisi Auto Reclose tidak boleh bekerja apabila :
PMT dibuka secara manual atau beberapa saat setelah ditutup secara
manual
PMT trip oleh CBF atau DTT
trip l h d
PMT t i oleh pengaman cadangan
PMT trip oleh SOTF
p pp
PMT trip oleh out of step protection.
158
Lanjutan 6.11
INSTANT
OF FAULT
Operates Resets
PROTECTION
OPERATING
TIME
Trip coil Contact Arc Contacts Closing circuit Contacts Contacts
energized s extinguish Fully open energized make Fully
separate ed clossed
TRANSIENT
FAULT
CIRCUIT
BREAKER
OPENIN ARCING CLOSSING
G TIME TIME
TIME
OPERATING DEAD TIME
TIME
SYSTEM DISTURBANCE TIME
Operates Resets Reclose Operates Resets
on to fault
PROTECTION
OPERATING
TIME Trip coil Contact Arc Contacts Closing circuit Contact Contacts Contacts Arc Contacts Fully open
PERMANEN energized s extinguish Fully open energized s Fully clossed Separate Extinguish Circuit breaker locks
T separat ed make ed out
FAULT e
CIRCUIT
BREAKER
OPENIN ARCING CLOSSING
G TIME TIME
Trip coil
TIME
OPERATE DEAD TIME energized
TIME Relay ready to respond
Reclose to further fault incidents
initiated (after successful
by protection reclosure)
AUTO-RECLOSE
RELAY
DEAD TIME CLOSING
PULSE TIME
RECLAIM TIME
TIME
159
Lanjutan 6.11
Setting A t R l
S tti Auto Reclose
Dead time SPAR
Lebih kecil dari seting discrepancy dan seting GFR
Lebih besar dari operating time pmt, waktu reset mekanik pmt,
dan waktu pemadaman busur api + waktu deionisasi udara.
Tipikal set 0.5 s/d 1.0 detik.
Reclaim time SPAR:
Memberi kesempatan pmt untuk kesiapan siklus O-C-O
berikutnya.
Tipikal 40 detik.
160
Lanjutan 6.11
Koordinasi S i
K di D dan OCR
i Seting A/R Dengan OLS d
Pada saat gangguan OCR
j p
harus bekerja lebih cepat
t
dari OLS
OLS diseting maksimum 1
detik lebih cepat dari seting
t 2In-OCR OCR pada 2 In.
t ols
OLS Dead time TPAR diseting
OCR
lebih cepat dari OLS (tols)
1.1 In 2 In In
161
Lanjutan 6.11
Dead time untuk TPAR :
g p ( )
Diseting lebih cepat dari OLS (tols)
Lebih besar dari operating time pmt, waktu reset mekanik pmt, dan
waktu pemadaman busur api + waktu deionisasi udara.
Tipikal set 5 s/d 60 detik.
Seting berbeda di kedua sisi.
Reclaim time TPAR :
Memberi kesempatan Pmt untuk kesiapan siklus O-C-O berikutnya.
Tipikal 40 detik
162
Lanjutan 6.11
Seting Dead time TPAR berbeda untuk kedua sisi :
Untuk sumber di kedua sisi maka sisi dengan fault level rendah reclose
terlebih dahulu baru kemudian sisi lawannya.
Untuk sumber di satu sisi (radial double sirkit) bila tidak terdapat S/C
untuk operasi manual yang terpisah dari S/C untuk A/R maka untuk
keperluan manuver operasi, reclose pertama dapat dilakukan dari sisi
sumber.
163
Lanjutan 6.11
SUTT Yang Tersambung ke Pembangkit
A/R untuk SUTT yang kedua sisi tersambung ke Pembangkit maka
pola yang dipilih TPAR (inisiate gangguan satu fasa) dengan seting
dead time lebih lama.
SUTT yang hanya satu sisi tersambung ke pembangkit maka pola
yang dipilih TPAR dengan pola S/C di sisi pembangkit diseting DL/DB
out.
out
164
Lanjutan 6.11
Gardu Induk dengan 1,5 (satu setengah) PMT
Penutupan dua PMT yang tidak serentak.
Disarankan pertama reclose untuk pmt line yang terhubung langsung
ke busbar baru kemudian PMT tengah dimasukan secara manual atau
reclose dengan delay.
165
Lanjutan 6.11
Pengoperasian High Speed A/R (A/R cepat)
A/R cepat untuk 1 fasa, 3 fasa atau 1+3 fasa
Pengoperasian high speed A/R 3 (tiga) fasa :
a. Pertimbangan stabilitas
b. Pertimbangan tegangan lebih transien.
c. Tidak membahayakan turbin/generator
Siklus kerja (duty l ) dari harus sesuai untuk operasi d
Sikl k j (d t cycle) d i PMT h i t k i dengan
A/R cepat.
Sistem proteksi di kedua ujung saluran bekerja pada basic time/
instantenous.
166
Lanjutan 6.11
Pengoperasian A/R lambat 3 fasa
Hanya untuk tiga fasa
Pengoperasian A/R cepat tiga fasa menghadapi kendala seperti yang
diuraikan sebelumnya
Harus
H dil k i
dilengkapi dengan
d relai
l i h
synchro h k
check t
atau
relai lain (rele daya) yang dapat berfungsi untuk
memastikan bahwa kondisi sinkron pada PMT yang akan reclose masih
dipenuhi
di hi
167
Lanjutan 6.11
Penerapan A/R cepat 1 fasa.
Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut :
SUTET jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.
j g gg g
SUTET jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.
SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.
ganda
SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda.
168
Lanjutan 6.11
Penerapan A/R cepat 3 fasa
Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut :
SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.
SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda.
Catatan :
Harus dilengkapi dengan relai synchro check atau relai lain (rele daya)
yang dapat berfungsi untuk memastikan bahwa kondisi sinkron pada PMT
yang akan reclose masih dipenuhi
169
Lanjutan 6.11
Penerapan A/R lambat 3 (tiga) fasa
Dapat diterapkan pada konfigurasi atau sistem berikut :
SUTT jaringan radial sirkit tunggal atau ganda.
SUTT jaringan looping sirkit tunggal atau ganda.
Prioritas Pengoperasian A/R
SUTT yang tidak memenuhi kriteria keandalan N-1, SUTT yang
k kawasan i d t i yang memerlukan k
memasok k industri d l tinggi d
l k keandalan ti i dan
SUTT dengan frekuensi gangguan temporer yang tinggi
gg p g
SUTT sirkit tunggal radial atau looping
SUTT sirkit ganda radial atau looping.
170
6.12 SYNCHROCHEK
Sumber di kedua sisi :
Di sisi dengan fault level rendah S / C diset dengan DL / LB IN dan
LL/DB ININ.
Di sisi dengan fault level tinggi S/C diset dengan DL/LB OUT dan LL/DB
IN.
Sistem radial double sirkit
Bila tidak terdapat S/C untuk operasi manual yang terpisah dari S/C untuk
A/R maka untuk keperluan manuver operasi, seting S/C dapat dilakukan sbb :
Di sisi sumber S/C diset dengan DL/LB IN dan LL/DB IN
i i lainnya S/C di t d
Di sisi l i dan
diset dengan DL/LB IN d LL/DB IN
171
6.13. POLA SISTEM PROTEKSI SUTET
172
Lanjutan 6.13
Pola LPa LPb
Main Backup Main Backup
ola
P standar F+
Z+ DE TP Z F+
Z+ DE TP Z
Contoh :
pir ua
Ham disem SUTET
ola
P non standar I DC Z F+
Z+ DE TP Z
Contoh :
Saguling-Cirata 1
ola
P non standar II PC Z Z + TP Z
Contoh :
g g
Saguling-Cirata 2
Z : Distance Relay ; DEF : Directional Earth fault ; TP : Teleproteksi
(PLC & FO)
DC : Directional Comparison ; PC : Phase Comparison
173
Lanjutan 6.13
Tiga macam pola sistem proteksi yang dikembangkan
Pola I : teleproteksi dengan rele jarak, terdiri dari :
l k
Main Protection : Teleproteksi Z + DEF
Media Komunikasi : PLC/Fibre Optic
Back Up Protection :Z
Pola II : teleproteksi dengan rele current differential,
terdiri dari :
Main Protection : Teleproteksi Current Differential
Media Komunikasi
M di K ik i Fibre Optic/Microwave
: Fib O ti /Mi
Back Up Protection : Z + DEF
p g p ,
Pola III teleproteksi dengan rele directional comparison,
terdiri dari :
Main Protection :Teleproteksi Directional Comparison
Media Komunikasi : PLC/Fibre Optic
Back Up Protection : Z + DEF
174
Lanjutan 6.13
Aspek aspek
Aspek-aspek yang dipertimbangkan :
Karakteristik Relai
a. SIR (System Impedance rasio)
b. Kecepatan pemutusan Gangguan
c. Keberhasilan SPAR
Keandalan
a. Hardware dan software individu
b. Keandalan media telekomunikasi
Maintainability
Gardu induk sisipan dimasa yang akan datang
Telekomunikasi
Feature minimum
a. Block for relay failure
b. Fail save
c. Self monitoring
d Power swing block
d.
e. Switch on to fault
f. VT MCB fail
175
Lanjutan 6.13
LP (b)
LP (b)
DEF(B) DEF(B)
Z(B) Z(B)
PLC/FO/µW
DC( DC(M
M) )
PT PT
CB SUTET CB
C C
T T
CD( CD(M
M) )
FO/µW
Z(B) Z(B)
DEF( DEF(
B) B)
( )
LP (a)
LP (a)
176
Lanjutan 6.13
LP (b) LP (b)
DEF(B DEF(B
) )
Z(B) Z(B)
FO/µW
CD(M CD(M)
)
CB PT PT CB
SUTET
C C
T T
Z(M) Z(M)
DEF DEF
PLC/FO
Z(B) Z(B)
LP (a) LP (a)
177
Lanjutan 6.13
LP (b) LP (b)
DEF( DEF(
B)
B)
Z(B) Z(B)
PLC/FO
DC(M) DC(M
)
CB PT PT CB
SUTET
C C
T T
Z(M) Z(M)
DEF DEF
PLC/FO
Z(B) Z(B)
LP (a) LP (a)
178
Lanjutan 6.13
LP (b) LP (b)
Z(B Z(B
) )
DEF(M)
PLC / FO DEF(M)
Z(M) Z(M)
PT PT
CB SUTET CB
CT
CT
Z(M) Z(M)
DEF(M) DEF(M)
PLC / FO
Z(B) Z(B)
LP (a) LP (a)
179
Lanjutan 6.13
TELEPROTEKSI PLC + FO
DTT (b) sirkit 1 LFTP CPL Link 715 CPL PLC
CCP, CBF, SZP 194-202 194-201
DTT (a) sirkit 1
Link 717 HFTP
CCP, CBF, SZP
TA-304
LP +DEF (b)
sirkit 1
NOKIA
LP +DEF (a)
( ) TPS 64
sirkit 1
NOKIA NOKIA OPGW
DIU 2 Mbs
G703 MUX
LP +DEF (a)
sirkit 2 NOKIA
BBP TPS 64
LP +DEF (b)
sirkit 2
DTT (a) sirkit 2 Link 717 HFTP
CCP, CBF, SZP TA-304
DTT (b) sirkit 2 LFTP CPL Link 715 CPL
CCP, CBF, SZP 194-202 194-201
180
Lanjutan 6.13
TELEPROTEKSI PLC + PLC
DTT (b) sirkit 1 LFTP CPL Link 715 CPL PLC
CCP, CBF, SZP 194-202 194-201
DTT (a) sirkit 1
Link 717 HFTP
CCP, CBF, SZP
, ,
TA-304
TA 304
LP +DEF (b) LFTP CPL
sirkit 1 Link 715 CPL
194-202
194-201
LP +DEF (a) Link
Li k 717 HFTP
sirkit 1 TA-304
LP +DEF (a) Link 717 HFTP
BBP TA-304
sirkit 2
PLC
LFTP CPL Link 715 CPL
LP +DEF (b)
194-202 194-201
sirkit 2
Link 717 HFTP
sirkit 2
DTT (a) sirkit 2
CCP, CBF, SZP TA-304
DTT (b) sirkit 2 LFTP CPL Link 715 CPL
CCP, CBF, SZP 194-202 194-201
181
Lanjutan 6.13
DIAGRAM TELEPROTEKSI SISTEM 500kV
CIBINONG ARAH SAGULING
Lp 1(a) 1
PUTT
DEF 1(a) TP FO
2
NSD 70D FOX-U
Lp 1(b)
PUTT
DEF 1(b)
SAGULING LINE 1
DTT CCP 1(a)
1 PLC 506
CBF 1(a) TP AFT PLC
DTT
SZP 1(a) LFTP 202 204
CPL
2 205
DTT CCP 1(b)
Lp 2(a)
L 2( )
PUTT 1 PLC 665
DEF 2(a) TP PLC
NSD 50
ETL
2
Lp 2(b) 41
PUTT
DEF 2(b)
SAGULING LINE 2
CCP 2(a)
DTT CBZ 2(a)
SZP 2(a) 1
TP FO
2
NSD 70D FOX-U
CCP 2(b)
DTT CBZ 2(b)
SZP 2(b)
182
Lanjutan 6.13
OPERASIONAL TELEPROTEKSI LINK PLC 506
CIBINONG ARAH SAGULING
DISTANT RELAY
GITET
PUTT 1 PLC 506
TP TX AFT LE
LFTP 202 204 CPL TO SAGULING 1
DTT 2
205
000 COUNTER SEND PUTT
000 COUNTER SEND DTT GITET CIBINONG
TP
PUTT LFTP 202
1 PLC 506
RX AFT LR
COMMAND
RECEIVE 204 CPL FROM CIIBINONG 1
2
205
DTT
000 COUNTER RECEIVE PUTT
000 COUNTER RECEIVE DTT GITET SAGULING
183
Lanjutan 6.13
KONFIGURASI EXISTING
PEDAN PAITON
R LINE 2 R
WT WT
S S
T T
CVT CVT
LMU MEDIA PLC LMU
PLC SAINCO PLC SAINCO
TO TP SAINCO TP SAINCO TO
DIST. RELAY DIST. RELAY
LINE 2 LINE 2
PEDAN UNGARAN KRIAN GRATI PAITON
NOKIA FOX-U FOX-U NOKIA NOKIA NOKIA NOKIA
NOKIA
SIEMENS SIEMENS
TP DIP 5000
TP DIP 5000
TO TO
DIST. RELAY DIST. RELAY
LINE 2 MEDIA FO LINE 2
184
Lanjutan 6.13
PERUBAHAN KONFIGURASI JARINGAN KOMUNIKASI
DENGAN MASUKNYA KEDIRI 500KV
PEDAN 500KV KEDIRI 500KV PAITON 500KV
WT WT NEW NEW
LINE 1 LINE 1
S S S
CC CC NEW NEW
LMU LMU NEW NEW
PLC PLC SAINCO PLC SAINCO PLC NEW NEW
2 (ex Pedan) (ex Paiton) 2 PLC ALSPA PLC ALSPA
TP SAINCO TP SAINCO NEW TP NEW TP
TO TO
DIST. RELAY DIST. RELAY
LINE 1 LINE 1 TO TO
DIST. RELAY LINE 1 DIST. RELAY LINE 1
PEDAN 500 kV BANARAN 150kV KEDIRI 500kV
UX
UX
MU
MU
ECI ECI ECI
TP DIGITAL TP DIGITAL
TO 2MB 2MB TO
DIST. RELAY DIST. RELAY
LINE 1 MEDIA FO LINE 1
185
6.14. DISTURBANCE FAULT RECORDER (DFR)
Peran Disturbance Fault Recorder
Peranan DFR dalam mengevaluasi gangguan
File rekaman gangguan yang berupa COMTRADE (Common Format for
Data Exchange).
Play back rekaman gangguan dari alat uji ke relay
Umumnya memiliki kemampuan merekam gangguan dan file rekaman
d l file
dalam f l COMTRADE.
File gangguan tersebut dapat diambil secara remote dari tempat lain
lain.
sehingga memudahkan dalam menganalisa gangguan dari tempat lain
186
Lanjutan 6.14
Fungsi Disturbance Fault Recorder
Suatu alat yang dapat mengukur dan merekam besaran listrik seperti
arus ( I ), tegangan (V) dan frekuensi (F) pada saat sebelum, selama
dan setelah gangguan.
Disturbance Recorder yang saat ini sudah merupakan suatu kebutuhan,
dapat membantu perekaman data dari Sistem Tenaga Listrik termasuk
Sistem Proteksi serta peralatan terkait lainnya yang pada akhirnya
membantu dalam analisa dan memastikan bahwa sistem telah bekerja
dengan baik.
187
Lanjutan 6.14
Prinsip Kerja DFR :
DFR akan bekerja secara real time untuk memonitor kondisi listrik dan
peralatan terkait lainnya, karena menggunakan sistem digital maka
semua data dikonversikan ke bentuk digital dan disimpan di memori.
Pada j di hasil i b k i
P d saat terjadi gangguan, h il monitor tersebut akan tersimpan
secara permanen dalam bentuk hasil cetakan di kertas dan data
memori.
188
Lanjutan 6.14
Manfaat DFR :
Mendeteksi penyebab gangguan
Mengetahui lamanya gangguan (fault clearing time)
Mengetahui besaran listrik seperti Arus (I), Tegangan (V) dan
Frekuensi (F)
Mengetahui unjuk kerja sistem proteksi terpasang
Melihat harmonik dari sistem tenaga Listrik
Melihat apakah CT normal / tidak ( jenuh)
Memastikan bahwa PMT bekerja dengan baik
Dokumentasi
189
Lanjutan 6.14
Pengembangan DFR :
Time Synchronizing (GPS)
Master St ti
M t Station
Monitoring Frekuensi
g
DC Monitoring
Bagian dari DFR (Disturbance Fault Recorder) :
DAU (Data Acquisition Unit)
AC/DC Power Supply
Communication Channel
Sistem Alarm
190
Lanjutan 6.14
INPUT OUTPUT
ANALOG
16 Channel
PRINTER
DAU
EVENT
32 Channel COMM
CO KE
Data MASTER DFR
Acquisition
Unit ALARM
SYNCHR RELAY
DC POWER
AC POWER
KEY
EXTERNAL BOARD
&
SCREEN
191
Lanjutan 6.14
Rekaman DFR
192
Lanjutan 6.14
Menganalisa rekaman DFR :
Pada kondisi normal, arus dan tegangan akan menggambarkan
sinusoidal (50HZ) yang sempurna.
Besaran arus dan tegangan tersebut dapat diukur dengan
memperhatikan skala rekaman, serta ratio CT & PT.
Setiap t i
S ti trigger k
karena b
besaran analog yang dil
l diluar normal, DFR akan
l k
menggambarkan pada bagian sensor digital, serta bentuk sinusoidal
arus/tegangan akan berubah menjadi lebih besar atau Lebih kecil.
Apabila perubahan besaran analog ini diikuti dengan bekerjanya
proteksi maka diikuti dengan perubahan status input digital.
bekerja,
Bila PMT juga bekerja maka dapat dilihat status PMT sebagai input
digital yang berubah.
Setiap trigger karena perubahan status input digital, DFR akan
menggambarkannya pada bagian digital, dimana garisnya akan
berubah menjadi terputus
193
6.15. TRAVELLING WAVE SYSTEM (TWS)
Prinsip Kerja TWS
Untuk mengukur jarak SUTT saat ini dapat menggunakan methode
fault recorder atau numerical
impedansi dengan bantuan disturbance f
relay.
Methode h il k j di k k t bil t d t
M th d hasilnya akan menjadi kurang akurat apabila terdapat
kondisi-kondisi sebagai berikut :
es sta s gangguan dan a to eed
Resistansi ga ggua da faktor infeed
Arcing fault yang membentuk gelombang non-sinusoidal
Source impedance ratio (SIR) yang tinggi
Line constanta jaringan berbeda-beda
Capasitansi jaringan (jaringan > 100 km)
Error CT dan CVT
194
Lanjutan 6.15
Agar akurasi pengukuran jarak SUTT lebih akurat digunakan methode
traveling waves (TWS). Selain untuk mengukur jarak SUTT, TWS dapat pula
digunakan sebagai fault locator, dengan akurasi hingga 100-200 m.
Prinsip kerja dari TWS adalah gelombang berjalan terbentuk apabila
terdapat switcing di SUTT yang disebabkan oleh buka / tutup PMT atau
arcing saat gangguan. Pulsa ini berjalan sepanjang seksi SUTT yang
mempunyai impedansi karakteristik yang sama, sampai ke titik bus akan
menemui impedansi karakteristik yang berbeda dan menyebabkan pulsa
mengalami pemantulan.
195
Lanjutan 6.15
t1 t2 t3
L
Proses gelombang berjalan pada penghantar
Waktu tempuh gelombang ini terekam oleh TWS adalah t2-t1, maka jarak
yang diukur adalah :
L = (t2-t1) . V/2
dimana V adalah kecepatan gelombang berjalan dalam hal ini sama
dengan kecepatan cahaya atau gelombang elektromagnetik (300.000
km/dt).
196
Lanjutan 6.15
Ada beberapa cara untuk mengukur jarak SUTT atau menentukan lokasi
gangguan dengan menggunakan methode gelombang berjalan ini.
Pada saat terjadi gangguan penghantar, maka pada titik gangguan akan
dibangkitkan gelombang berjalan menuju ke dua ujung penghantar.
t1a t2a
La
Lb
Proses gelombang berjalan pada penghantar
197
Lanjutan 6.15
Pada kondisi ini maka jarak ke titik gangguan :
( ) /
La = (t1a – t2a) x V/2
Jika waktu gangguan singkat sekali atau resistansi gangguan tinggi, maka
k l l b
waktu pantulan gelombang yang k d
kedua b k
bukan d
dipantulkan oleh titik
lk l h k
gangguan, sehingga waktu yang tercatat bukan waktu tempuh dua kali jarak
gangguan.
gangguan
198
Lanjutan 6.15
t1a t a
t2a
La
Lb
t1b
Proses gelombang berjalan pada penghantar
199
Lanjutan 6.15
Hal b diatas d
H l tersebut di dapat di
diatasi d
i dengan menggunakan d
k buah
dua b h TWS
masing-masing pada kedua ujung penghantar. Pada kondisi ini maka jarak
ke titik gangguan :
La = L/2 + (t1a - t1b) x V/2
( )
Lb = L/2 + (t1b - t1a) x V/2
Ada beberapa cara untuk memanfaatkan TWS untuk mengukur jarak
penghantar atau jarak ke lokasi gangguan dengan menggunakan gelombang
berjalan yaitu :
200
Lanjutan 6.15
Cara mengukur jarak SUTT (type E single ended mode).
C k j k (t i l d d d )
1 buah TWS dipasang membelakangi sumber ( penghantar
).
radial )
Posisi kedua PMT dalam keadaan terbuka.
dilokasi dimasukkan (
PMT dil k i TWS di i )
kk (re-energize).
Pulsa dibentuk dari PMT masuk, dan terekam (t1a) oleh TWS
melalui CT, dan berjalan sepanjang seksi penghantar sampai
diujung depan PMT yang masih posisi terbuka (impedansi
tinggi), maka pulsa yang dipantulkan dalam posisi terbalik
(t2a).
terekam oleh TWS (t2a)
Jarak seksi penghantar adalah :
La = (t2a - t1a) x V/2
201
Lanjutan 6.15
sumber.
1 buah TWS dipasang membelakangi sumber
Posisi kedua PMT dalam keadaan masuk (operasi normal).
Pada saat terjadi gangguan pulsa dibentuk dari switcing dari dititik
gangguan bergerak menuju TWS terekam (t1a) dan dipantulkan
berjalan k titik gangguan sampai dititik gangguan di
b j l ke i t lk
dipantulkan
kembali menuju TWS dan terekam lagi (t2a).
Jarak seksi saluran adalah :
La = (t2a - t1a) x V/2
202
Lanjutan 6.15
Cara mengukur jarak SUTT(type D double ended).
p g g p
2 buah TWS dipasang saling berhadapan
Posisi kedua PMT dalam keadaan masuk (operasi normal).
Pada saat terjadi gangguan pulsa dibentuk dari switcing dititik
gangguan bergerak menuju TWS A terekam (t1a).
Pada saat itu pula pulsa dibentuk dari switcing dititik gangguan
(t1b).
bergerak menuju TWS B terekam (t1b)
Jarak seksi saluran adalah :
La = (L/2) + (t1a - t1b) x V/2
Lb = (L/2) + (t1b - t1a) x V/2
203
7.1. PERENCANAAN
Perencanaan memerlukan koordinasi antara kebutuhan akan pemeliharaan
dan kondisi sistem.
Hasil dari perencanaan ini adalah jadwal dan jenis pekerjaan yang akan
dilaksanakan untuk setiap peralatan.
Pedoman dasar untuk melakukan pemeliharaan peralatan instalasi listrik
adalah SE Direksi No.032/PST/1984 tanggal 23 Mei 1984 tentang Himpunan
Buku Petunjuk Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga
Listrik dimana yang menjadi dasar utama untuk melakukan pemeliharaan
masing-masing
adalah rekomendasi pabrik serta instruction manual dari masing masing
peralatan instalasi listrik.
204
7.2. PELAKSANAAN
Pelaksanaan pemeliharaan sebagai hasil perencanaan di atas merupakan
dasar dalam pengaturan SDM, alat, tugas, tanggung-jawab dan wewenang
p j p
untuk melaksanakan pekerjaan pemeliharaan.
Dalam mengalokasikan sumber daya atas pekerjaan-pekerjaan yang
dibebankankan, agar dapat dimanfaatkan seefisien dan seefektif mungkin.
Sumber daya manusia merupakan salah satu penentu bagi keberhasilan
pencapaian sasaran sehingga diperlukan suatu sifat kepemimpinan, motivasi
baik.
dan komunikasi yang baik
Dalam rangka pelaksanaan pemeliharaan mulai dari persiapan sampai akhir
pekerjaan, diperlukan proses mempengaruhi dan mengarahkan orang
menuju ke pencapaian tujuan yaitu terlaksananya pekerjaan pemeliharaan
dengan baik.
205
7.3. PENGENDALIAN
Dalam mencapai tujuan sesuai dengan yang direncanakan, diperlukan
pengendalian, sehingga penyimpangan yang terjadi dapat dideteksi sedini
mungkin dan dapat dilakukan tindakan koreksi.
Untuk dapat melaksanakan pengendalian di l k
U t k d t l k k d li d li
diperlukan sasaran pengendalian,
indikator - indikator dan standar yang jelas.
206
7.4. PENGERTIAN DAN TUJUAN
Pemeliharaan peralatan listrik tegangan tinggi adalah serangkaian tindakan
atau proses kegiatan untuk mempertahankan kondisi dan meyakinkan
bahwa peralatan d
b h l t t berfungsi sebagaimana mestinya sehingga d
dapat b f i b i ti hi t
dapat
dicegah terjadinya gangguan yang menyebabkan kerusakan.
Tujuan pemeliharaan sistem proteksi penyaluran adalah untuk menjamin
kontinuitas penyaluran tenaga listrik dan menjamin keandalan, antara lain :
Untuk meningkatkan reliability, availability dan effiency.
Untuk memperpanjang umur peralatan.
Mengurangi resiko terjadinya kegagalan atau kerusakan peralatan.
Meningkatkan Safety peralatan.
Mengurangi lama waktu padam akibat sering gangguan
207
7.5. FAKTOR YANG DOMINAN
Faktor yang paling dominan dalam pemeliharaan peralatan proteksi adalah
memperoleh keyakinan bahwa peralatan proteksi tersebut dapat bekerja
fungsinya.
sesuai fungsinya
Dalam pemeliharaan peralatan proteksi, kita membedakan antara
pemeriksaan / monitoring (melihat, mencatat, meraba serta mendengar)
dalam keadaan operasi dan memelihara (kalibrasi / pengujian, koreksi /
resetting serta memperbaiki / membersihkan ) dalam keadaan padam.
Pemeriksaan atau monitoring dapat dilaksanakan oleh operator atau petugas
patroli setiap hari dengan sistem check list atau catatan saja. Sedangkan
pemeliharaan harus dilaksanakan oleh regu pemeliharaan.
208
7.6. JENIS – JENIS PEMELIHARAAN SISTEM PROTEKSI
PREVENTIVE MAINTENANCE
Adalah kegiatan pemeliharaan yang dilaksanakan untuk mencegah
terjadinya kerusakan peralatan secara tiba tiba
tiba-tiba dan untuk
mempertahankan unjuk kerja peralatan yang optimum sesuai umur
teknisnya.
Kegiatan ini dilaksanakan secara berkala dengan berpedoman kepada
: Instruction Manual dari pabrik, standar-standar yang ada ( IEC, dll )
dan pengalaman operasi di lapangan.
Pemeliharaan ini disebut juga dengan pemeliharaan berdasarkan
waktu ( Time Base Maintenance / TBM ).
209
Lanjutan 7.6
PREDICTIVE MAINTENANCE
Adalah pemeliharaan yang dilakukan dengan cara memprediksi
kondisi suatu peralatan listrik, apakah dan kapan kemungkinannya
peralatan listrik tersebut menuju kegagalan.
Dengan memprediksi kondisi tersebut dapat diketahui gejala
kerusakan secara dini.
ke sakan seca a dini
Cara yang biasa dipakai adalah memonitor kondisi secara terus
g p , p p
menerus dengan periode tertentu, baik pada saat peralatan
beroperasi atau tidak beroperasi.
Untuk ini diperlukan peralatan dan personil khusus untuk analisa,
apakah hasil monitoring terdapat kecenderungan semakin memburuk
kondisinya. Pemeliharaan ini disebut juga pemeliharaan berdasarkan
g
kondisi dari hasil monitoring
(Condition Base Maintenance / CBM )
210
Lanjutan 7.6
CORECTIVE MAINTENANCE
adalah pemeliharaan yang dilakukan secara terencana ketika peralatan
listrik mengalami kelainan atau unjuk kerja rendah pada saat
menjalankan fungsinya dengan tujuan untuk mengembalikan pada
kondisi semula disertai perbaikan dan penyempurnaan instalasi
Pemeliharaan ini disebut juga Curative Maintenance, yang bisa berupa
j g ,y g p
Trouble Shooting atau penggantian part/bagian yang rusak atau
kurang berfungsi dengan baik, yang dilaksanakan dengan terencana.
211
Lanjutan 7.6
BREAKDOWN MAINTENANCE
Adalah pemeliharaan yang dilakukan setelah terjadi kerusakan
mendadak yang waktunya tidak tertentu dan sifatnya darurat.
Pemeliharaan ini juga bisa berupa Trouble Shooting atau penggantian
part/bagian/peralatan yang rusak atau kurang berfungsi dengan baik,
yang dilaksanakan dengan tidak terencana dan secepat cepatnya.
212
Lanjutan 7.6
213
7.7. TROUBLE SHOOTING BAY TRAFO 150 / 20 KV
NO ALARM PENYEBAB LOKASI TINDAKAN
1 150 KV CB TRIP RANGKAIAN TRIP.1 PANEL RELE, INVESTIGASI DAN
CIRCUIT FAULTY TERPUTUS, ATAU : KONTROL, KBL MEMPERBAIKI/MENYA
RANGKAIAN TRIP.2 ONTROL, MK & MBUNG KEMBALI
RANGKAIAN YANG
TERPUTUS CB PUTUS
2 MAIN PROTECTION DIFFERENTIAL PANEL RELE, INVESTIGASI DAN
OPERATED RELE / SUHU / KONTROL KBL
KONTROL, MEMPERBAIKI
BUCHOLZ / KONTROL , KEMBALI RANGKAIAN
JANSEN TRANSFORMAT / KOMPONEN /
OR, MK & CT PERALATAN YANG
/ TEKANAN LEBIH RUSAK
/ REF 150 KV
/ REF20KV
3 BACK UP PANEL RELE, INVESTIGASI DAN
PROTECTION OCR / GFR / SBEF KONTROL,
KONTROL KBL MEMPERBAIKI
KONTROL ,MK & KEMBALI RANGKAIAN
OPERATED CT / KOMPONEN /
PERALATAN YANG
RUSAK
214
Lanjutan 7.7
NO ALARM PENYEBAB LOKASI TINDAKAN
4 TEKANAN LEBIH / TERJADI PERCIKAN TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
SUDDEN PREASSURE BUNGA API DI DLM MEMPERBAIKI /
TRIP TRANSFORMATOR MENGGANTI WINDING /
MINYAK
5 WINDING TEMPERATUR TEMPERATUR TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
ALARM WINDING TINGGI MENURUNKAN BEBAN /
1’ST STAGE MEMPERBAIKI SISTEM
PENDINGIN &
AKIBAT BEBAN MENGOPERASIKAN
LEBIH/PENDINGIN KEMBALI SISTEM
TIDAK BEROPERASI PENDINGIN
6 WINDING TEMPERATUR TEMPERATUR TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
TRIP WINDING TINGGI MENURUNKAN BEBAN /
2’ND STAGE MEMPERBAIKI SISTEM
PENDINGIN &
AKIBAT BEBAN MENGOPERASIKAN
LEBIH/PENDINGIN KEMBALI SISTEM
TIDAK BEROPERASI PENDINGIN
215
Lanjutan 7.7
NO ALARM PENYEBAB LOKASI TINDAKAN
7 OIL TEMPERATUR TEMPERATUR TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
ALARM OIL TINGGI 1’ST MEMPERBAIKI /
STAGE AKIBAT MENGGANTI WINDING /
MINYAK
BEBAN LEBIH
/ PENDINGIN
TIDAK BEROPERASI
8 OIL TEMPERATUR TRIP TEMPERATUR TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
OIL TINGGI 2’ND MENURUNKAN BEBAN /
STAGE AKIBAT MEMPERBAIKI SISTEM
PENDINGIN &
BEBAN LEBIH MENGOPERASIKAN
/ PENDINGIN KEMBALI SISTEM
TIDAK BEROPERASI PENDINGIN
9 OLTC BUCHOLZ / Terdapat gas pada OLTC INVESTIGASI DAN
JANSEN TRIP OLTC AKIBAT TRANSFORMATOR PEMERIKSAAN /
KONTAK – KONTAK PENGUKURAN KONTAK –
KONTAK OLTC
OLTC TIDAK
SEMPURNA
216
Lanjutan 7.7
NO ALARM PENYEBAB LOKASI TINDAKAN
10 BUCHOLZ ALARM TERDAPAT GAS TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
PADA 1’ST STAGE MEMPERBAIKI /
AKIBAT PERCIKAN MENGGANTI WINDING /
MINYAK
BUNGA API DALAM
TANGKI UTAMA
TRANSFORMATOR
11 BUCHOLZ TRIP TERDAPAT GAS TRANSFORMATOR INVESTIGASI DAN
PADA 2’ND STAGE MEMPERBAIKI /
AKIBAT PERCIKAN MENGGANTI WINDING /
MINYAK
BUNGA API DALAM
TANGKI UTAMA
TRANSFORMATOR
12 DC POWER FAILURE MCB DC POWER TRIP PANEL DC / PANEL MEMASUKKAN KEMBALI
KONTROL MCB / INVESTIGASI
RANGKAIAN SISTEM DC
TERKAIT
217
7.8. TROUBLE SHOOTING BAY SUTT 150 KV
NO ALARM PENYEBAB LOKASI TINDAKAN
1 150 KV CB TRIP CIRCUIT RANGKAIAN TRIP.1 PANEL RELE, INVESTIGASI DAN
FAULTY TERPUTUS, ATAU : KONTROL, KBL MEMPERBAIKI/MENYAMB
TRIP 2
RANGKAIAN TRIP.2 ONTROL MK & CB
ONTROL, UNG KEMBALI
RANGKAIAN YANG PUTUS
TERPUTUS
2 MAIN PROTECTION DISTANCE RELE PANEL RELE, INVESTIGASI DAN
OPERATED BEKERJA KARENA KONTROL,
KONTROL KBL MEMPERBAIKI KEMBALI
GANGGUAN SUTT / KONTROL , PT, MK RANGKAIAN / KOMPONEN
& CT / SUTT / PERALATAN YANG
RANGKAIAN RUSAK TERMASUK DI
SISTEM PROTEKSI SUTT
3 BACK UP PROTECTION OCR/GFR BEKERJA SUTT INVESTIGASI
OPERATED KARENA PEMBEBANAN / DI SUTT,
GANGGUAN/BEBAN LALU PENGATURAN
BEBAN / MEMPERBAIKI
LEBIH SUTT PERALATAN YANG RUSAK
DI SUTT
218
