PT PLN PERSERO UDIKLAT SEMARANG KOORDINA
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
1.
PENDAHULUAN
Sistem proteksi generator dan nilai settingnya, ditetapkan dengan memperhatikan
batasan kemampuan operasi generator dan trafo serta batasan operasi sistem. Dari
pengalaman
evaluasi
terhadap
koordinasi
sistem
proteksi
pembangkit
baru,
menunjukan bahwa setting yang ditetapkan oleh kontraktor atau konsultan pada saat
awal operasi komersial cenderung lebih memperhatikan keamanan sisi pembangkit dan
kurang
memperhatikan
keperluan
operasi
sistem
secara
keseluruhanya.
Dari
pengalaman tersebut maka perlu disusun suatu pedoman agar diperoleh kesamaan
filosofi dalam menentukan koordinasi sistem proteksi pembangkit dan sistem transmisi
(grid), serta dalam pelaksanaan koordinasi tersebut dapat dilakukan secara konsisten.
Dilihat dari daerah kerja dan kecepatan operasinya , proteksi generator/ trafo dibedakan
dalam dua kelompok , pertama proteksi yang daerah kerjanya terbatas hanya
mencakup peralatan tertentu dan tidak responsif terhadap yang terjadi di luar daerah
kerjanya serta bekerja seketika, proteksi dengan sifat tersebut biasa disebut sebagai
proteksi unit (unit protection). Kelompok kedua adalah proteksi yang mempunyai
daerah kerja lebih luas dan dapat bekerja (responsif) oleh pengaruh kondisi abnormal
yang berasal dari luar generator/ trafo , karena pertimbangan selektifitas , proteksi
kelompok ini berkeja lebih lambat (tidak seketika).
Evaluasi terhadap sistem proteksi pada proteksi generator dan trafo yang responsif
terhadap gangguan atau kondisi abnormal di luar generator, terdiri dari proteksi sebagai
berikut :
Proteksi cadangan terhadap gangguan tanah dan hubung singkat( relai 51G , 51T
dan 51NT).
Proteksi terhadap gangguan eksitasi lebih (relai V/ Hz atau 59/ 81 atau 24).
Proteksi terhadap gangguan yang dapat menyebabkan generator beroperasi asinkron
(relai 78 dan 40 ).
Proteksi cadangan trafo start - up untuk gangguan tanah dan hubung singkat.
2.
TUJUAN
Untuk menilai selektifitas dari koordinasi proteksi generator dengan proteksi yang ada di
sistem Jawa Bali serta menetapkan nilai setting yang disepakati bersama, agar
keamanan peralatan dan keperluan operasi sistem dapat dipenuhi secara optimal .
3.
LI NGKUP EVALUASI
Evalusi terhadap sistem proteksi generator mencakup data dan fungsi sbb :
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
1
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Pola proteksi generator dan trafo serta tripping logic-nya.
Karakteristik dan koordinasi setting relai.
4.
DATA YANG DI PERLUKAN
Data impedansi sistem Jawa-Bali dilihat dari titik sambungan dengan pembangkit.
Diagram kutup tunggal (Single Line Diagram) dari unit pembangkit beserta data
peralatan utama dan peralatan proteksi generator dan trafo ( PT, CT, relai).
Diagram dari tripping logic dari proteksi generator , trafo - generator dan trafo start
up.
Reaktansi sinkron (Xd), transien (Xd’) dan sub-transien (Xd’’) dari generator yang
diamankan.
I mpedansi trafo (Zt).
Batas kemampuan pembebanan generator (load capability curve) dan kemampuan
generator dan trafo terhadap over excitation (V/ Hz).
Daerah kerja under/ minimum excitation limiter dalam diagram R - X atau P – Q.
Buku manual untuk relai proteksi .
PROTEKSI GENERATOR & TRAFO STEP UP
Proteksi Utama
51NT
Differential Relay (87)
87T
G
Voltage Balance Relay (60)
87
UAT
T
Negative Sequence Relay (46)
50/51
UAT
Directional Power Relay (32)
Proteksi Cadangan
51N
81
Kelompok I (21G,51G/51V,
51GT,51NGT,51NT)
Kelompok II (81,24,59/81)
Kelompok III (78,40)
Kelompok IV (51N/ST)
78
87
GT
59/81
60
21
21 Y
G
87G
40
46
32
Back
59GN
50/
51
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
2
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.
BATASAN DALAM MELAKUKAN EVALUASI
Batasan operasi sistem yang
ditetapkan didalam
Jawa-Bali Grid Code dan strategi
operasi sistem Jawa-Bali pada saat kekurangan pembangkitan merupakan batasan
umum yang dipergunakan dalam melakukan evaluasi terhadap koordinasi proteksi,
yang meliputi :
Batas frekuensi dan tegangan operasi.
Basic fault clearing time, back up time dan CBF time.
Selektifitas (selectivity / discrimination) antara proteksi generator dan sistem.
Batasan yang perlu diperhatikan dalam melakukan evaluasi sistem proteksi secara
spesifik diuraikan sesuai dengan pembagian kelompok sistem proteksi sebagai berikut :
5.1
Kelompok 1 (21G, 51G/ 51V , 51GT dan 51NGT )
Proteksi cadangan generator dan trafo generator untuk gangguan hubung singkat dan
gangguan tanah.
a) Relai Jarak (Distance Relay atau 21G)
Relai jarak (distance relay) adalah proteksi cadangan generator dan trafo generator
terhadap gangguan hubung singkat.
Filosofi dan setting relai :
A. Jangkauan (impedansi ) rele 21 G ini adalah sbb :
1) Arah Depan (Forward)
Zf minimum = k * (Xgt)
Zf maksimum = k * (Xgt + I f* ZL)
2) Arah Belakang (Reverse)
Zb
maksimum
= k * (Xg)
dimana :
k
= error yang ditoleransi akibat kesalahan PT, CT & data-data sebesar 15 %
= 0.85.
If
= infeed factor dengan pembangkitan
Xgt
= impedansi generator transformer ( ).
Xg
= impedansi generator ( ).
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
minimum operasi.
Hal
3
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
b) Waktu tunda (delay time ) rele 21 G :
Jika jangkauan impedansi arah depan yang dipilih adalah impedansi maksimum
(Zfmak), maka diperlukaan koordinasi waktu antara impedansi generator (21G) dengan
proteksi busbar, proteksi gagal kerja PMT (circuit breaker failure/ CBF), dan waktu zone2 impedansi saluran (21), sehingga dibutuhkan waktu ditunda sampai 700 millisecond.
Hal tersebut didasarkan pada “Grid Code”, yang menyatakan bahwa :
CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah : 300 msec.
Z1f + t(700ms)
Z1b
Z1f
ZL
G
GT
21
Contoh
1. Koordinasi 21G Suralaya Steam Power Plant dan 21 Line
TA
TB
2
x
x
1
TC
x
0
0
2000
4000
6000
4
1 10
8000
x
3
Generator
Unit#1-4
3
3
za = 2.78 10
zab = 5.848 10
zabc = 8.91 10
SRLYA
GNDUL
CIBNG
Catatan : Impedansi (X) /100 (dalam Ohm)
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
4
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
2. 21G Drajat-2 Steam Power Plant dan 21 Line
3.0
TA x
2
TB x
TC x
0
0
0
500
1000
1500
2000
0
2500
3000
3500
4000
x
Gen. Traf.
Unit#1
3
3
Zmax
3
za 2.977 10
zab 3.017 10
zabc 3.662 10
DRAJAT2
DRAJAT1
KAMOJANG
Catatan : Impedansi (X) /100 (dalam Ohm)
c) Relai Arus Lebih Generator (Generator Over Current Relay atau 51G)
Relai arus lebih generator (51 G) berfungsi sebagai proteksi cadangan
generator
terhadap gangguan hubung singkat.
A. Filosofi penyetalan
Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit.
Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai
proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone 2
relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar.
Karakteristik kerja relai diutamakan inverse.
B. Setting
Waktu tunda relai 51G sekitar 700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan
grid code sbb :
CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah 300 msec.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
5
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
1 10
1000
3
I2f150
Waktu (detik)
100
Ifmaks 2ph
10
tO1 i
tO3 i
T13 i
1
50/51 GT Drajat #2
zone-2 distance relay
0.1
0.01 0.01
10
10
1 10
3
100
i
1 10
4
4
d) Relai Arus Lebih Trafo Generator (Generator Transformer Over Current Relay atau
51GT)
Relai arus lebih generator (51 G) berfungsi sebagai proteksi cadangan trafo generator
terhadap gangguan hubung singkat.
A.
Filosofi penyetalan
Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit.
Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai
proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone
2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar.
Karakteristik kerja relai diutamakan inverse
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
6
PT PLN (PERSERO)
No. Dokumen
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
B.
Setting
Waktu tunda relai 51G sekitar 700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan grid
code sbb :
CBF akan bekerja pada : 200 msec tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah 300 msec.
e) Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi Trafo Generator
Transformer Netral Ground Relay atau 51NGT)
(Generator
Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi trafo generator (51 NGT) berfungsi sebagai
proteksi cadangan trafo generator terhadap gangguan tanah. Relai ini dipasang pada
sisi netral tegangan tinggi trafo generator.
A.
Filosofi penyetalan
Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit.
Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai
proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone
2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar.
B.
Karakteristik kerja relai diutamakan inverse.
Setting
Waktu tunda relai 51G sekitar 600-700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan
grid code sbb :
CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah 300 msec.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
7
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Waktu (detik)
3
1 10
1000
I1f150
Ifmaks 1ph-G dari
masing-masing unit
Kurva ketahanan
Trafo thp HS
100
10
Ground Time O/C Drajat #2
tG1 x
Netral Time O/C Drajat #2
tGN1 x
tG3 x
T13 x
1
Zone-2 distance relay
0.1
0.01 0.01
10
10
1 10
100
x
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
3
1 10
4
4
Arus gangguan1(A)
10
Hal
8
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.2
Kelompok 2 ( 81, 24 atau 59/ 81)
a) Relai Frekuensi Kurang (Under Frequence Relay atau 81)
a. 1)
Umum
Setting relai frekuensi kurang (81G) yang ada di pembangkit perlu dikoordinasikan agar
diperoleh kepastian bahwa kerja relai tersebut dapat mendukung strategi operasi
pelepasan beban dan pola operasi pulau yang telah diprogramkan oleh operasi sistem,
disamping tugas utamanya untuk melindungi peralatan pada kondisi frekuensi kurang.
a. 2)
Filosofi Setting
1. Setting harus didasarkan atas kemapuan peralatan pembangkit.
2. Setting harus menjamin suksesnya pola operasi pelepasan beban dan operasi pulau.
a. 3)
1.
Setting
Untuk batas operasi normal (sesuai grid code) 49.5 Hz < f < 50.5 Hz relai 81
tidak boleh pick-up.
2.
Pada 47.5 Hz < f < 49.5 Hz relai 81G harus dipastikan tidak bekerja seketika
(instantenous). Pada range frekuensi tersebut relai boleh trip dengan waktu
tunda. Lamanya waktu tunda sangat tergantung dari kemampuan (capability)
peralatan pembangkit (seperti turbin), namun agar koordinasi dapat berhasil
sukses
maka
diharapkan
setting
waktu
tunda
harus
dapat
mendukung
keberhasilan pola operasi yang disebut dalam butir 4.2.a).2.
3.
Pada frekuensi < 47.5 Hz relai 81G boleh trip seketika ataupun dengan waktu
tunda tergantung jenis dan kapasitas pembangkitnya.
Hz
51,50
50,20
50,00
49,80
49,50
49,30
49,10
Normal Operation 50
+ 0,2 Hz
+ 0,5 Hz, brow n-out
Excursion,
Df/ dt, - 1,2 Hz/ s, Load shedding 4, 6, 7 stage (1950 MW)
Df/ dt, - 0,8 Hz/ s, Load shedding 6, 7 stage ( 1500 MW)
Load shedding scheme A & B, freq 49.50 Hz (250 MW-500 MW)
Df/ dt, - 0,7 Hz/ s, Load shedding 7 stage (850 MW)
49,00
Load shedding 1 – 6 stage, freq 49,00 - 48,50 (2550 MW)
Load shedding 7 (850 MW)
48,40
48,30
I slanding Operation, 48.30 – 48.00 Hz
48,00
Host load of generator
47,50
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
9
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Range frekuensi berdasarkan Standar I EC 34.3.
Waktu yang diijinkan (saat under operasi) pada frekuensi
abnormal :
Frekuensi (Hz)
Waktu Operasi yang diijinkan
Total min per tahun
Setiap saat (sec)
51.0 – 51.5
30
30
50.5 – 51.0
> 180
> 180
48.5 – 50.5
CONTINUOUS
48.0 – 48.5
300
300
47.5 – 48.0
60
60
47.0 – 47.5
10
20
PLN P3B Requirement :
Time delay UFR/ OFR adalah minimum dari setengah time delay setiap
saat
b) Relai Eksitasi Lebih (Over Excitation Relay atau 24 atau 59/ 81)
b. 1)
Umum
Tugas utama relai over eksitasi (24G atau 59/ 81G) pada pembangkit adalah untuk
melindungi peralatan pembangkit dari timbulnya eksitasi lebih, baik pada stator maupun
pada step-up transformer. Eksitasi lebih dapat terjadi pada saat start-up ataupun pada
saat putaran rendah. Over eksitasi memberikan dampak pemanasan yang selanjutnya
dapat mengakibatkan kerusakan isolasi pada belitan stator maupun trafo.
b. 2)
Filosofi Setting
1. Bila jangkauan relai meliputi mesin pembangkit dan trafo step-up, maka setting
relai harus dapat menlindungi peralatan tersebut dari terjadinya over excitation.
Oleh sebab itu maka setting harus didasarkan atas kemampuan (capability) setiap
peralatan yang diproteksi oleh relai tersebut.
2. Setting harus menjamin suksesnya pengoperasian sistem, pelepasan beban dan
operasi pulau (island operation).
b. 3)
Setting
Setting dinyatakan dalan V/ Hz per unit. Tegangan maksimum pada batas operasi
normal = 1.1 pu, sedangkan frekuensi terendah = 47.5 Hz (atau 47.5/ 50 pu) :
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
10
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
1. Relai diharapkan tidak trip pada nilai V/ Hz < 1.1 pu.
2. Relai dapat trip seketika pada nilai V/ Hz > 1.1 pu.
Koordinasi setting relai diperlukan hanya jika komando trip dari relai tidak dikontrol
oleh posisi PMT.
Contoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon
Generator over exicitation capability
Uf (Us/fs)
t (s)
1.25
5
1.19
7.5
1.15
10
1.12
15
1.1
20
1.09
30
1.08
45
1.07
60
1.05
~
Setting relay 24
Uf (Us/fs)
t (s)
1.15
2
Uf (Us/fs) 1.075
t (s)
50
1.15
5
1.15
7
1.15
10
1.15
17
1.13
20
1.1
30
1.072
60
1.065
80
1.065
90
1.065
100
1.065
200
1.065
600
1.09
40
Contoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon
KURVA KETAHANAN GENERATOR & SETTI NG RELAY 24 G TERHADAP
GANGGUAN OVER EXCI TATI ON TERHADAP WAKTU
59/81 G Charc vs TG Over Exc Limit
1.25
Ratio of term V to freq (pu)
1.2
1.15
1.1
1.05
1
Time (sec)
0.95
2
5
7
10
20
30
40
Setting
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
50
60
70
80 100 200 600
Capability
Hal
11
PT PLN (PERSERO)
No. Dokumen
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.3
Kelompok 3 ( 78 dan 40)
Dilihat dari kondisi sistem eksitasi pada generator serta dampak yang ditimbulkan oleh
kondisi asinkron , kondisi asinkron tersebut dibedakan dalam dua kelampok , pertama
adalah operasi asinkron karena hilangnya arus eksitasi oleh gangguan pada sistem
eksitasi (kondisi Loss Of Field) dan kedua operasi asinkron karena lepas sinkron dimana
pada kondisi ini arus eksitasi masih ada dan sistem eksitasi tidak mengalami gangguan
( kondisi Out Of Step atau Pole Slipping).
a) Relai Lepas - Sinkron (relai Out Of Step atau Pole Slipping atau relai 78)
Pada kondisi lepas sinkron , dimana generator masih tersambung dengan sistem ,
akan menyebabkan timbulnya osilasi torsi mekanis yang dapat merusak unit
pembangkit.
Di titik pasokan listrik yang terletak dekat electrical centre , kondisi
lepas sinkron tersebut dirasakan sebagai fluktuasi tegangan yang dapat mengganggu
peralatan listrik , misalnya motor listrik. Bila electrical centre tersebut berada dekat
unit pembangkit lainnya maka kejadian tersebut akan menimbulkan gangguan baru ,
berupa lepasnya motor-motor listrik di unit pembangkit tersebut.
Timbulnya gangguan lepas sinkron dapat disebabkan oleh faktor sbb :
Arus eksitasi tidak mencukupi untuk suatu kondisi pembebanan tertentu.
Adanya perubahan beban yang besar (misalnya terjadi switsing pada tie line,
biasanya disertai dengan kondisi arus eksitasi kurang).
Gangguan besar yang tidak segera dipisahkan dari sistem.
Tujuan dalam melakukan evaluasi relai 78 :
Memastikan bahwa fungsi proteksi 78 sudah memperhatikan keamanan pembangkit
dan sistem dengan uraian sbb :
Relai 78 akan bekerja memisahkan generator dari sistem bila terjadi gangguan
lepas - sinkron pada generator tersebut .
Relai 78 tidak akan bekerja seketika bila terjadi power swing yang sumber
gangguannya berada diluar unit pembangkit tersebut.
Pada kondisi lepas sinkron dengan slip rendah dan tinggi , relai 78 akan tetap
bekerja baik.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
12
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Memastikan bahwa relai 78 akan memberikan komando trip pada PMT generator
hanya pada saat sudut antara kedua sistem yang asinkron sedang mengecil .
Pertimbangan ini akan semakin penting khususnya bila pengelola generator dan
PMT generator bukan dari satuan yang sama.
Relai 78 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi
normal, setelah terjadi power swing (recoverable power swing).
Karakteristik yang dievaluasi :
Jangkauan relai v/ s lokus impedansi saat terjadi swing ( f (Eg/ Es) ).
Jangkauan relai arah belakang v/ s lokus impedansi saat terjadi swing dengan slip
rendah ( < 1 % ).
Setting waktu yang cukup (dinyatakan dalam Z) agar relai bekerja benar pada
saat terjadi swing dengan slip besar ( 10 - 50 % ).
Sudut tegangan antara dua sistem saat perintah trip diberikan ke PMT generator.
Fluktuasi tegangan pada titik sambungan bersama dengan pembangit terdekat.
Contoh : Koordinasi relai 78G : Paiton 2 x 600 MW
Contoh : Paiton 2 x 610 MW
2.0 2
XL
Locus Impedansi pada
Eg/Es=1,2
k
X
0,k
X
2,k
Jangkauan Outside Forward
78 G
X
3,k
X
4,k
Jangkauan Inside Forward
78 G
X
5,k
X7
1,y
Locus Impedansi pada
Eg/Es=1,0
X7
2,y
0
X7
3,y
X7
4,y
Locus Impedansi pada
Eg/Es=0,8
X7
5,y
X7
6,y
Xup1
Xup2
Xlo1
Xlo2
y
y
y
y
2.0 2
o
2
0
2
2
RL , R
,R
,R
,R
,R
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, Rup1 , Rup2 , Rlo1 , Rlo2
k 0 , k 2 , k 3 , k 4, k 5, k
1, y
2, y
3,y
4,y
5,y
6,y
y
y
y
y
2
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
o
Jangkauan Inside Reverse
78 G
Jangkauan Outside Reverse
78G
Pait on 5&6 + Pait on PLN
MVA Sc = 11.793
Slip = 10
Hal
13
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
b) Relai arus medan hilang (Loss of Field , relai 40)
Secara fungsi, relai 40 bertugas untuk mengamankan generator dari pemanasan lebih
pada rotor generator oleh kondisi asinkron karena arus eksitasi generator tidak cukup
(untuk mempertahan kondisi sinkron). Setting dan kinerja relai 40 dalam mengamankan
generator pada kondisi tersebut sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola
pembangkit. Namun bila dalam melakukuan setting, menyebabkan daerah proteksi relai
40 lebih luas dari sekedar mengamankan generator, maka dapat menimbulkan masalah
operasional
berupa berkurangnya kemampuan generator yang dapat dimanfaatkan
untuk menunjang kebutuhan operasi sistem atau relai 40 akan salah kerja oleh adanya
ayunan daya (power swing).
Pada generator yang lebih kecil dimana pola proteksinya tidak selengkap generator
besar , ada kemungkinan bahwa relai 40 diberi tugas tambahan, bila kondisi tersebut
dijumpai maka perlu dilakukan kajian bersama antara GENCO dengan Unit Jaringan.
Tujuan dalam melakukan evaluasi relai 40 :
Memastikan bahwa setting waktu dan daerah kerja relai dapat memberikan jaminan
keamanan bagi generator pada kondisi asinkron karena arus eksitasi kurang dan
relai tidak akan salah kerja untuk kondisi abnormal diluar generator. Relai harus
tetap bekerja benar pada kondisi arus eksitasi hilang/ kurang yang diikuti dengan
slip rendah (S< 1% ) maupun slip tinggi ( S > 10 % ).
Relai 40 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi normal
setelah terjadi power swing (recoverable power swing).
Karakteristik relai 40 yang dievaluasi :
Jangkauan minimum relai ada sumbu - j (biasa disebut off set).
Jangkauan maksimum relai pada sumbu
Waktu kerja relai (dilakukan evaluasi bila jangkauan kedepan melebihi generator ).
- j ( disebut off set + diameter).
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
14
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Contoh : Koordinasi relai 40G : Suralaya 4 x 400 MW + 3 x 600 MW
2
2
1.5
SVX k
SHX k
1
X 0 k
X 2 k
X 3 k
0.5
X 4 k
X 5 k
XX 4 k
0
Xloss 4 k
XLk
0.5
Xgt k
Xrloss1 y
Xrloss2 y
1
XP 0 x
Xuel0 x
1.5
2
2
2
1.5
2
1
0.5
0
0.5
1
1.5
2
SVR k SHR k R0 k R2 k R3 k R4 k R5 k RR 4 k Rloss 4 k RL k Rgt k Rrloss1 y Rrloss2 y RP 0 x Ruel0 x
2
Contoh Koordinasi Relai antara 78 G dan 4 0 G pole 10 %
2
XL
2
k
X
0,k
X
2,k
Jangkauan Outside Forward
78G
X
5,k
X7
X7
X7
X7
1,y
Jangkauan Inside Forward
78G
2,y
3,y
4,y
Kurva kapabilitas
generator
0
X7
X7
5,y
6,y
X41
XC
Locus Impedansi
Eg/Es=0,8
y
0,x
Xup1
Xup2
Xlo1
Xlo2
Jangkauan Inside Reverse
78G
y
y
y
Jangkauan Outside forward
78G
y
2
2
2
2
0
2
RL , R
,R
,R
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, R41 , RC
, Rup1 , Rup2 , Rlo1 , Rlo2
k 0,k 2,k 5,k
1,y
2,y
3,y
4,y
5,y
6,y
y
0,x
y
y
y
y
2
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Jangkauan 40 G
Hal
15
PT PLN (PERSERO)
No. Dokumen
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.4
Kelompok 4 ( proteksi untuk trafo Start- up)
Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi (Ground Fault Relay 51N/ ST)
Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi (B51N/ ST) adalah relai proteksi cadangan
trafo start-up terhadap gangguan hubung singkat satu phase ke tanah.
Relai ini
dipasang pada sisi netral tegangan tinggi trafo start-up.
a) Trafo Start up dengan belitan delta (YnynOD)
Proteksi cadangan untuk gangguan tanah sisi tegangan tinggi tidak boleh bekerja
lebih cepat dari proteksi gangguan tanah yang ada di SUTT atau SUTET dan sisi
tegangan rendah I BT yang memasok trafo tersebut. Relai ini harus bekerja lebih
lambat dari proteksi cadangan di sisi hilir (SUTT / SUTET atau I BT 500/ 150 kV) jika
terjadi gangguan disisi pemasokknya (SUTT/ SUTET dan sisi 150 kV I BT) dan bekerja
lebih cepat jika gangguan terjadi disisi trafo start up.
Adapun filosofi settingnya adalah :
1. Setting arus merupakan tanggung jawab sepenuhnya pengelola pembangkit.
2. Waktu kerja rele proteksi cadangan I BT 500/ 150 kV adalah 1.5 detik.
3. Untuk gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV,
sedangkan waktu kerja relai B 51 N/ ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay
waktu + 300 msec.
b) Trafo Start up dengan belitan Ynyn
Jika trafo start up (dengan belitan Yy) tersebut terhubung melalui sistem 150 kV
dimana trafo start up tersebut dianggap beban (load) oleh sistem, secara teoritis
relai tidak bekerja jika terjadi gangguan hubung singkat phase ke tanah di sistem
150 kV. Akan tetapi karena beban trafo start up merupakan motor-motor, maka
setting rele proteksi 51 N/ ST harus dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan
gangguan tanah SUTT 150 kV (GFR SUTT 150 kV) pada bus 150 kV tersebut dan
jika bus 150 kV juga terhubung I BT 500/ 150 kV maka perlu juga dikoordinasikan
dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah I BT (GFR sisi 500 dan 150 kV).
Adapun filosofi settingnya adalah :
1. Setting arus merupakan tanggung jawab sepenuhnya pengelola pembangkit.
2. Waktu kerja rele proteksi cadangan I BT 500/ 150 kV adalah 1.5 detik untuk
gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV, sedangkan
waktu kerja relai B 51 N/ ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay waktu + 300
millisecond untuk total beban maksimum motor-motor yang tersambung ke trafo
start-up.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
16
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
1.
PENDAHULUAN
Sistem proteksi generator dan nilai settingnya, ditetapkan dengan memperhatikan
batasan kemampuan operasi generator dan trafo serta batasan operasi sistem. Dari
pengalaman
evaluasi
terhadap
koordinasi
sistem
proteksi
pembangkit
baru,
menunjukan bahwa setting yang ditetapkan oleh kontraktor atau konsultan pada saat
awal operasi komersial cenderung lebih memperhatikan keamanan sisi pembangkit dan
kurang
memperhatikan
keperluan
operasi
sistem
secara
keseluruhanya.
Dari
pengalaman tersebut maka perlu disusun suatu pedoman agar diperoleh kesamaan
filosofi dalam menentukan koordinasi sistem proteksi pembangkit dan sistem transmisi
(grid), serta dalam pelaksanaan koordinasi tersebut dapat dilakukan secara konsisten.
Dilihat dari daerah kerja dan kecepatan operasinya , proteksi generator/ trafo dibedakan
dalam dua kelompok , pertama proteksi yang daerah kerjanya terbatas hanya
mencakup peralatan tertentu dan tidak responsif terhadap yang terjadi di luar daerah
kerjanya serta bekerja seketika, proteksi dengan sifat tersebut biasa disebut sebagai
proteksi unit (unit protection). Kelompok kedua adalah proteksi yang mempunyai
daerah kerja lebih luas dan dapat bekerja (responsif) oleh pengaruh kondisi abnormal
yang berasal dari luar generator/ trafo , karena pertimbangan selektifitas , proteksi
kelompok ini berkeja lebih lambat (tidak seketika).
Evaluasi terhadap sistem proteksi pada proteksi generator dan trafo yang responsif
terhadap gangguan atau kondisi abnormal di luar generator, terdiri dari proteksi sebagai
berikut :
Proteksi cadangan terhadap gangguan tanah dan hubung singkat( relai 51G , 51T
dan 51NT).
Proteksi terhadap gangguan eksitasi lebih (relai V/ Hz atau 59/ 81 atau 24).
Proteksi terhadap gangguan yang dapat menyebabkan generator beroperasi asinkron
(relai 78 dan 40 ).
Proteksi cadangan trafo start - up untuk gangguan tanah dan hubung singkat.
2.
TUJUAN
Untuk menilai selektifitas dari koordinasi proteksi generator dengan proteksi yang ada di
sistem Jawa Bali serta menetapkan nilai setting yang disepakati bersama, agar
keamanan peralatan dan keperluan operasi sistem dapat dipenuhi secara optimal .
3.
LI NGKUP EVALUASI
Evalusi terhadap sistem proteksi generator mencakup data dan fungsi sbb :
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
1
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Pola proteksi generator dan trafo serta tripping logic-nya.
Karakteristik dan koordinasi setting relai.
4.
DATA YANG DI PERLUKAN
Data impedansi sistem Jawa-Bali dilihat dari titik sambungan dengan pembangkit.
Diagram kutup tunggal (Single Line Diagram) dari unit pembangkit beserta data
peralatan utama dan peralatan proteksi generator dan trafo ( PT, CT, relai).
Diagram dari tripping logic dari proteksi generator , trafo - generator dan trafo start
up.
Reaktansi sinkron (Xd), transien (Xd’) dan sub-transien (Xd’’) dari generator yang
diamankan.
I mpedansi trafo (Zt).
Batas kemampuan pembebanan generator (load capability curve) dan kemampuan
generator dan trafo terhadap over excitation (V/ Hz).
Daerah kerja under/ minimum excitation limiter dalam diagram R - X atau P – Q.
Buku manual untuk relai proteksi .
PROTEKSI GENERATOR & TRAFO STEP UP
Proteksi Utama
51NT
Differential Relay (87)
87T
G
Voltage Balance Relay (60)
87
UAT
T
Negative Sequence Relay (46)
50/51
UAT
Directional Power Relay (32)
Proteksi Cadangan
51N
81
Kelompok I (21G,51G/51V,
51GT,51NGT,51NT)
Kelompok II (81,24,59/81)
Kelompok III (78,40)
Kelompok IV (51N/ST)
78
87
GT
59/81
60
21
21 Y
G
87G
40
46
32
Back
59GN
50/
51
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
2
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.
BATASAN DALAM MELAKUKAN EVALUASI
Batasan operasi sistem yang
ditetapkan didalam
Jawa-Bali Grid Code dan strategi
operasi sistem Jawa-Bali pada saat kekurangan pembangkitan merupakan batasan
umum yang dipergunakan dalam melakukan evaluasi terhadap koordinasi proteksi,
yang meliputi :
Batas frekuensi dan tegangan operasi.
Basic fault clearing time, back up time dan CBF time.
Selektifitas (selectivity / discrimination) antara proteksi generator dan sistem.
Batasan yang perlu diperhatikan dalam melakukan evaluasi sistem proteksi secara
spesifik diuraikan sesuai dengan pembagian kelompok sistem proteksi sebagai berikut :
5.1
Kelompok 1 (21G, 51G/ 51V , 51GT dan 51NGT )
Proteksi cadangan generator dan trafo generator untuk gangguan hubung singkat dan
gangguan tanah.
a) Relai Jarak (Distance Relay atau 21G)
Relai jarak (distance relay) adalah proteksi cadangan generator dan trafo generator
terhadap gangguan hubung singkat.
Filosofi dan setting relai :
A. Jangkauan (impedansi ) rele 21 G ini adalah sbb :
1) Arah Depan (Forward)
Zf minimum = k * (Xgt)
Zf maksimum = k * (Xgt + I f* ZL)
2) Arah Belakang (Reverse)
Zb
maksimum
= k * (Xg)
dimana :
k
= error yang ditoleransi akibat kesalahan PT, CT & data-data sebesar 15 %
= 0.85.
If
= infeed factor dengan pembangkitan
Xgt
= impedansi generator transformer ( ).
Xg
= impedansi generator ( ).
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
minimum operasi.
Hal
3
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
b) Waktu tunda (delay time ) rele 21 G :
Jika jangkauan impedansi arah depan yang dipilih adalah impedansi maksimum
(Zfmak), maka diperlukaan koordinasi waktu antara impedansi generator (21G) dengan
proteksi busbar, proteksi gagal kerja PMT (circuit breaker failure/ CBF), dan waktu zone2 impedansi saluran (21), sehingga dibutuhkan waktu ditunda sampai 700 millisecond.
Hal tersebut didasarkan pada “Grid Code”, yang menyatakan bahwa :
CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah : 300 msec.
Z1f + t(700ms)
Z1b
Z1f
ZL
G
GT
21
Contoh
1. Koordinasi 21G Suralaya Steam Power Plant dan 21 Line
TA
TB
2
x
x
1
TC
x
0
0
2000
4000
6000
4
1 10
8000
x
3
Generator
Unit#1-4
3
3
za = 2.78 10
zab = 5.848 10
zabc = 8.91 10
SRLYA
GNDUL
CIBNG
Catatan : Impedansi (X) /100 (dalam Ohm)
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
4
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
2. 21G Drajat-2 Steam Power Plant dan 21 Line
3.0
TA x
2
TB x
TC x
0
0
0
500
1000
1500
2000
0
2500
3000
3500
4000
x
Gen. Traf.
Unit#1
3
3
Zmax
3
za 2.977 10
zab 3.017 10
zabc 3.662 10
DRAJAT2
DRAJAT1
KAMOJANG
Catatan : Impedansi (X) /100 (dalam Ohm)
c) Relai Arus Lebih Generator (Generator Over Current Relay atau 51G)
Relai arus lebih generator (51 G) berfungsi sebagai proteksi cadangan
generator
terhadap gangguan hubung singkat.
A. Filosofi penyetalan
Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit.
Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai
proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone 2
relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar.
Karakteristik kerja relai diutamakan inverse.
B. Setting
Waktu tunda relai 51G sekitar 700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan
grid code sbb :
CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah 300 msec.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
5
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
1 10
1000
3
I2f150
Waktu (detik)
100
Ifmaks 2ph
10
tO1 i
tO3 i
T13 i
1
50/51 GT Drajat #2
zone-2 distance relay
0.1
0.01 0.01
10
10
1 10
3
100
i
1 10
4
4
d) Relai Arus Lebih Trafo Generator (Generator Transformer Over Current Relay atau
51GT)
Relai arus lebih generator (51 G) berfungsi sebagai proteksi cadangan trafo generator
terhadap gangguan hubung singkat.
A.
Filosofi penyetalan
Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit.
Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai
proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone
2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar.
Karakteristik kerja relai diutamakan inverse
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
6
PT PLN (PERSERO)
No. Dokumen
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
B.
Setting
Waktu tunda relai 51G sekitar 700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan grid
code sbb :
CBF akan bekerja pada : 200 msec tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah 300 msec.
e) Relai Gangguan Tanah sisi Netral Tegangan Tinggi Trafo Generator
Transformer Netral Ground Relay atau 51NGT)
(Generator
Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi trafo generator (51 NGT) berfungsi sebagai
proteksi cadangan trafo generator terhadap gangguan tanah. Relai ini dipasang pada
sisi netral tegangan tinggi trafo generator.
A.
Filosofi penyetalan
Setting arus sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola pembangkit.
Setting waktu kerjanya yang perlu dan harus dikoordinasikan dengan relai
proteksi sistem seperti waktu tunda proteksi cadangan penghantar yaitu zone
2 relai jarak penghantar (21), waktu kerja CBF dan proteksi busbar.
B.
Karakteristik kerja relai diutamakan inverse.
Setting
Waktu tunda relai 51G sekitar 600-700 msec dengan pembagian waktu sesuai dengan
grid code sbb :
CBF akan bekerja pada : 200 msec. tCBF < 250 msec.
Waktu tunda distance relay zone-2 adalah : 400 msec.
Beda waktu tunda ( t) adalah 300 msec.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
7
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Waktu (detik)
3
1 10
1000
I1f150
Ifmaks 1ph-G dari
masing-masing unit
Kurva ketahanan
Trafo thp HS
100
10
Ground Time O/C Drajat #2
tG1 x
Netral Time O/C Drajat #2
tGN1 x
tG3 x
T13 x
1
Zone-2 distance relay
0.1
0.01 0.01
10
10
1 10
100
x
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
3
1 10
4
4
Arus gangguan1(A)
10
Hal
8
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.2
Kelompok 2 ( 81, 24 atau 59/ 81)
a) Relai Frekuensi Kurang (Under Frequence Relay atau 81)
a. 1)
Umum
Setting relai frekuensi kurang (81G) yang ada di pembangkit perlu dikoordinasikan agar
diperoleh kepastian bahwa kerja relai tersebut dapat mendukung strategi operasi
pelepasan beban dan pola operasi pulau yang telah diprogramkan oleh operasi sistem,
disamping tugas utamanya untuk melindungi peralatan pada kondisi frekuensi kurang.
a. 2)
Filosofi Setting
1. Setting harus didasarkan atas kemapuan peralatan pembangkit.
2. Setting harus menjamin suksesnya pola operasi pelepasan beban dan operasi pulau.
a. 3)
1.
Setting
Untuk batas operasi normal (sesuai grid code) 49.5 Hz < f < 50.5 Hz relai 81
tidak boleh pick-up.
2.
Pada 47.5 Hz < f < 49.5 Hz relai 81G harus dipastikan tidak bekerja seketika
(instantenous). Pada range frekuensi tersebut relai boleh trip dengan waktu
tunda. Lamanya waktu tunda sangat tergantung dari kemampuan (capability)
peralatan pembangkit (seperti turbin), namun agar koordinasi dapat berhasil
sukses
maka
diharapkan
setting
waktu
tunda
harus
dapat
mendukung
keberhasilan pola operasi yang disebut dalam butir 4.2.a).2.
3.
Pada frekuensi < 47.5 Hz relai 81G boleh trip seketika ataupun dengan waktu
tunda tergantung jenis dan kapasitas pembangkitnya.
Hz
51,50
50,20
50,00
49,80
49,50
49,30
49,10
Normal Operation 50
+ 0,2 Hz
+ 0,5 Hz, brow n-out
Excursion,
Df/ dt, - 1,2 Hz/ s, Load shedding 4, 6, 7 stage (1950 MW)
Df/ dt, - 0,8 Hz/ s, Load shedding 6, 7 stage ( 1500 MW)
Load shedding scheme A & B, freq 49.50 Hz (250 MW-500 MW)
Df/ dt, - 0,7 Hz/ s, Load shedding 7 stage (850 MW)
49,00
Load shedding 1 – 6 stage, freq 49,00 - 48,50 (2550 MW)
Load shedding 7 (850 MW)
48,40
48,30
I slanding Operation, 48.30 – 48.00 Hz
48,00
Host load of generator
47,50
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
9
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Range frekuensi berdasarkan Standar I EC 34.3.
Waktu yang diijinkan (saat under operasi) pada frekuensi
abnormal :
Frekuensi (Hz)
Waktu Operasi yang diijinkan
Total min per tahun
Setiap saat (sec)
51.0 – 51.5
30
30
50.5 – 51.0
> 180
> 180
48.5 – 50.5
CONTINUOUS
48.0 – 48.5
300
300
47.5 – 48.0
60
60
47.0 – 47.5
10
20
PLN P3B Requirement :
Time delay UFR/ OFR adalah minimum dari setengah time delay setiap
saat
b) Relai Eksitasi Lebih (Over Excitation Relay atau 24 atau 59/ 81)
b. 1)
Umum
Tugas utama relai over eksitasi (24G atau 59/ 81G) pada pembangkit adalah untuk
melindungi peralatan pembangkit dari timbulnya eksitasi lebih, baik pada stator maupun
pada step-up transformer. Eksitasi lebih dapat terjadi pada saat start-up ataupun pada
saat putaran rendah. Over eksitasi memberikan dampak pemanasan yang selanjutnya
dapat mengakibatkan kerusakan isolasi pada belitan stator maupun trafo.
b. 2)
Filosofi Setting
1. Bila jangkauan relai meliputi mesin pembangkit dan trafo step-up, maka setting
relai harus dapat menlindungi peralatan tersebut dari terjadinya over excitation.
Oleh sebab itu maka setting harus didasarkan atas kemampuan (capability) setiap
peralatan yang diproteksi oleh relai tersebut.
2. Setting harus menjamin suksesnya pengoperasian sistem, pelepasan beban dan
operasi pulau (island operation).
b. 3)
Setting
Setting dinyatakan dalan V/ Hz per unit. Tegangan maksimum pada batas operasi
normal = 1.1 pu, sedangkan frekuensi terendah = 47.5 Hz (atau 47.5/ 50 pu) :
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
10
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
1. Relai diharapkan tidak trip pada nilai V/ Hz < 1.1 pu.
2. Relai dapat trip seketika pada nilai V/ Hz > 1.1 pu.
Koordinasi setting relai diperlukan hanya jika komando trip dari relai tidak dikontrol
oleh posisi PMT.
Contoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon
Generator over exicitation capability
Uf (Us/fs)
t (s)
1.25
5
1.19
7.5
1.15
10
1.12
15
1.1
20
1.09
30
1.08
45
1.07
60
1.05
~
Setting relay 24
Uf (Us/fs)
t (s)
1.15
2
Uf (Us/fs) 1.075
t (s)
50
1.15
5
1.15
7
1.15
10
1.15
17
1.13
20
1.1
30
1.072
60
1.065
80
1.065
90
1.065
100
1.065
200
1.065
600
1.09
40
Contoh Setting relay 24 pada PLTGU Cilegon
KURVA KETAHANAN GENERATOR & SETTI NG RELAY 24 G TERHADAP
GANGGUAN OVER EXCI TATI ON TERHADAP WAKTU
59/81 G Charc vs TG Over Exc Limit
1.25
Ratio of term V to freq (pu)
1.2
1.15
1.1
1.05
1
Time (sec)
0.95
2
5
7
10
20
30
40
Setting
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
50
60
70
80 100 200 600
Capability
Hal
11
PT PLN (PERSERO)
No. Dokumen
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.3
Kelompok 3 ( 78 dan 40)
Dilihat dari kondisi sistem eksitasi pada generator serta dampak yang ditimbulkan oleh
kondisi asinkron , kondisi asinkron tersebut dibedakan dalam dua kelampok , pertama
adalah operasi asinkron karena hilangnya arus eksitasi oleh gangguan pada sistem
eksitasi (kondisi Loss Of Field) dan kedua operasi asinkron karena lepas sinkron dimana
pada kondisi ini arus eksitasi masih ada dan sistem eksitasi tidak mengalami gangguan
( kondisi Out Of Step atau Pole Slipping).
a) Relai Lepas - Sinkron (relai Out Of Step atau Pole Slipping atau relai 78)
Pada kondisi lepas sinkron , dimana generator masih tersambung dengan sistem ,
akan menyebabkan timbulnya osilasi torsi mekanis yang dapat merusak unit
pembangkit.
Di titik pasokan listrik yang terletak dekat electrical centre , kondisi
lepas sinkron tersebut dirasakan sebagai fluktuasi tegangan yang dapat mengganggu
peralatan listrik , misalnya motor listrik. Bila electrical centre tersebut berada dekat
unit pembangkit lainnya maka kejadian tersebut akan menimbulkan gangguan baru ,
berupa lepasnya motor-motor listrik di unit pembangkit tersebut.
Timbulnya gangguan lepas sinkron dapat disebabkan oleh faktor sbb :
Arus eksitasi tidak mencukupi untuk suatu kondisi pembebanan tertentu.
Adanya perubahan beban yang besar (misalnya terjadi switsing pada tie line,
biasanya disertai dengan kondisi arus eksitasi kurang).
Gangguan besar yang tidak segera dipisahkan dari sistem.
Tujuan dalam melakukan evaluasi relai 78 :
Memastikan bahwa fungsi proteksi 78 sudah memperhatikan keamanan pembangkit
dan sistem dengan uraian sbb :
Relai 78 akan bekerja memisahkan generator dari sistem bila terjadi gangguan
lepas - sinkron pada generator tersebut .
Relai 78 tidak akan bekerja seketika bila terjadi power swing yang sumber
gangguannya berada diluar unit pembangkit tersebut.
Pada kondisi lepas sinkron dengan slip rendah dan tinggi , relai 78 akan tetap
bekerja baik.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
12
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Memastikan bahwa relai 78 akan memberikan komando trip pada PMT generator
hanya pada saat sudut antara kedua sistem yang asinkron sedang mengecil .
Pertimbangan ini akan semakin penting khususnya bila pengelola generator dan
PMT generator bukan dari satuan yang sama.
Relai 78 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi
normal, setelah terjadi power swing (recoverable power swing).
Karakteristik yang dievaluasi :
Jangkauan relai v/ s lokus impedansi saat terjadi swing ( f (Eg/ Es) ).
Jangkauan relai arah belakang v/ s lokus impedansi saat terjadi swing dengan slip
rendah ( < 1 % ).
Setting waktu yang cukup (dinyatakan dalam Z) agar relai bekerja benar pada
saat terjadi swing dengan slip besar ( 10 - 50 % ).
Sudut tegangan antara dua sistem saat perintah trip diberikan ke PMT generator.
Fluktuasi tegangan pada titik sambungan bersama dengan pembangit terdekat.
Contoh : Koordinasi relai 78G : Paiton 2 x 600 MW
Contoh : Paiton 2 x 610 MW
2.0 2
XL
Locus Impedansi pada
Eg/Es=1,2
k
X
0,k
X
2,k
Jangkauan Outside Forward
78 G
X
3,k
X
4,k
Jangkauan Inside Forward
78 G
X
5,k
X7
1,y
Locus Impedansi pada
Eg/Es=1,0
X7
2,y
0
X7
3,y
X7
4,y
Locus Impedansi pada
Eg/Es=0,8
X7
5,y
X7
6,y
Xup1
Xup2
Xlo1
Xlo2
y
y
y
y
2.0 2
o
2
0
2
2
RL , R
,R
,R
,R
,R
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, Rup1 , Rup2 , Rlo1 , Rlo2
k 0 , k 2 , k 3 , k 4, k 5, k
1, y
2, y
3,y
4,y
5,y
6,y
y
y
y
y
2
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
o
Jangkauan Inside Reverse
78 G
Jangkauan Outside Reverse
78G
Pait on 5&6 + Pait on PLN
MVA Sc = 11.793
Slip = 10
Hal
13
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
b) Relai arus medan hilang (Loss of Field , relai 40)
Secara fungsi, relai 40 bertugas untuk mengamankan generator dari pemanasan lebih
pada rotor generator oleh kondisi asinkron karena arus eksitasi generator tidak cukup
(untuk mempertahan kondisi sinkron). Setting dan kinerja relai 40 dalam mengamankan
generator pada kondisi tersebut sepenuhnya menjadi tanggung jawab pengelola
pembangkit. Namun bila dalam melakukuan setting, menyebabkan daerah proteksi relai
40 lebih luas dari sekedar mengamankan generator, maka dapat menimbulkan masalah
operasional
berupa berkurangnya kemampuan generator yang dapat dimanfaatkan
untuk menunjang kebutuhan operasi sistem atau relai 40 akan salah kerja oleh adanya
ayunan daya (power swing).
Pada generator yang lebih kecil dimana pola proteksinya tidak selengkap generator
besar , ada kemungkinan bahwa relai 40 diberi tugas tambahan, bila kondisi tersebut
dijumpai maka perlu dilakukan kajian bersama antara GENCO dengan Unit Jaringan.
Tujuan dalam melakukan evaluasi relai 40 :
Memastikan bahwa setting waktu dan daerah kerja relai dapat memberikan jaminan
keamanan bagi generator pada kondisi asinkron karena arus eksitasi kurang dan
relai tidak akan salah kerja untuk kondisi abnormal diluar generator. Relai harus
tetap bekerja benar pada kondisi arus eksitasi hilang/ kurang yang diikuti dengan
slip rendah (S< 1% ) maupun slip tinggi ( S > 10 % ).
Relai 40 harus tetap stabil (tidak bekerja) bila mesin kembali pada kondisi normal
setelah terjadi power swing (recoverable power swing).
Karakteristik relai 40 yang dievaluasi :
Jangkauan minimum relai ada sumbu - j (biasa disebut off set).
Jangkauan maksimum relai pada sumbu
Waktu kerja relai (dilakukan evaluasi bila jangkauan kedepan melebihi generator ).
- j ( disebut off set + diameter).
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
14
No. Dokumen
PT PLN (PERSERO)
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
Contoh : Koordinasi relai 40G : Suralaya 4 x 400 MW + 3 x 600 MW
2
2
1.5
SVX k
SHX k
1
X 0 k
X 2 k
X 3 k
0.5
X 4 k
X 5 k
XX 4 k
0
Xloss 4 k
XLk
0.5
Xgt k
Xrloss1 y
Xrloss2 y
1
XP 0 x
Xuel0 x
1.5
2
2
2
1.5
2
1
0.5
0
0.5
1
1.5
2
SVR k SHR k R0 k R2 k R3 k R4 k R5 k RR 4 k Rloss 4 k RL k Rgt k Rrloss1 y Rrloss2 y RP 0 x Ruel0 x
2
Contoh Koordinasi Relai antara 78 G dan 4 0 G pole 10 %
2
XL
2
k
X
0,k
X
2,k
Jangkauan Outside Forward
78G
X
5,k
X7
X7
X7
X7
1,y
Jangkauan Inside Forward
78G
2,y
3,y
4,y
Kurva kapabilitas
generator
0
X7
X7
5,y
6,y
X41
XC
Locus Impedansi
Eg/Es=0,8
y
0,x
Xup1
Xup2
Xlo1
Xlo2
Jangkauan Inside Reverse
78G
y
y
y
Jangkauan Outside forward
78G
y
2
2
2
2
0
2
RL , R
,R
,R
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, R7
, R41 , RC
, Rup1 , Rup2 , Rlo1 , Rlo2
k 0,k 2,k 5,k
1,y
2,y
3,y
4,y
5,y
6,y
y
0,x
y
y
y
y
2
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Jangkauan 40 G
Hal
15
PT PLN (PERSERO)
No. Dokumen
UDIKLAT SEMARANG
Berlaku Efektif
April 2007
K OORDI N ASI PROT EK SI PEM BAN GK I T DEN GAN GRID
5.4
Kelompok 4 ( proteksi untuk trafo Start- up)
Relai Gangguan Tanah sisi Tegangan Tinggi (Ground Fault Relay 51N/ ST)
Relai gangguan tanah sisi tegangan tinggi (B51N/ ST) adalah relai proteksi cadangan
trafo start-up terhadap gangguan hubung singkat satu phase ke tanah.
Relai ini
dipasang pada sisi netral tegangan tinggi trafo start-up.
a) Trafo Start up dengan belitan delta (YnynOD)
Proteksi cadangan untuk gangguan tanah sisi tegangan tinggi tidak boleh bekerja
lebih cepat dari proteksi gangguan tanah yang ada di SUTT atau SUTET dan sisi
tegangan rendah I BT yang memasok trafo tersebut. Relai ini harus bekerja lebih
lambat dari proteksi cadangan di sisi hilir (SUTT / SUTET atau I BT 500/ 150 kV) jika
terjadi gangguan disisi pemasokknya (SUTT/ SUTET dan sisi 150 kV I BT) dan bekerja
lebih cepat jika gangguan terjadi disisi trafo start up.
Adapun filosofi settingnya adalah :
1. Setting arus merupakan tanggung jawab sepenuhnya pengelola pembangkit.
2. Waktu kerja rele proteksi cadangan I BT 500/ 150 kV adalah 1.5 detik.
3. Untuk gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV,
sedangkan waktu kerja relai B 51 N/ ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay
waktu + 300 msec.
b) Trafo Start up dengan belitan Ynyn
Jika trafo start up (dengan belitan Yy) tersebut terhubung melalui sistem 150 kV
dimana trafo start up tersebut dianggap beban (load) oleh sistem, secara teoritis
relai tidak bekerja jika terjadi gangguan hubung singkat phase ke tanah di sistem
150 kV. Akan tetapi karena beban trafo start up merupakan motor-motor, maka
setting rele proteksi 51 N/ ST harus dikoordinasikan dengan relai proteksi cadangan
gangguan tanah SUTT 150 kV (GFR SUTT 150 kV) pada bus 150 kV tersebut dan
jika bus 150 kV juga terhubung I BT 500/ 150 kV maka perlu juga dikoordinasikan
dengan relai proteksi cadangan gangguan tanah I BT (GFR sisi 500 dan 150 kV).
Adapun filosofi settingnya adalah :
1. Setting arus merupakan tanggung jawab sepenuhnya pengelola pembangkit.
2. Waktu kerja rele proteksi cadangan I BT 500/ 150 kV adalah 1.5 detik untuk
gangguan di bus 150 kV dan 1 detik untuk SUTT 150 kV di bus 150 kV, sedangkan
waktu kerja relai B 51 N/ ST minimum lebih dari 1 detik dengan delay waktu + 300
millisecond untuk total beban maksimum motor-motor yang tersambung ke trafo
start-up.
Koordinasi Proteksi Pembangkit dengan Grid
Edisi 01
Revisi 00
Hal
16