STUDI PENYETELAN RELAI DIFERENSIAL PADA (1)
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
STUDI PENYETELAN RELAI DIFERENSIAL PADA
TRANSFORMATOR PT CHEVRON PACIFIC
INDONESIA
Liem Ek Bien & Dita Helna*
Dosen Jurusan Teknik Elektro-FTI, Universitas Trisakti
Abstract
The quality of an electric power system is measured by its continuity of service, good control
and maintenance. The good continuity of service can be obtained if all the components of
power systems can operate well in every situation and condition, either in normal or in
abnormal condition. In abnormal condition, the protection system has an important role in
detecting every disturbance and disconnecting the disturbed parts from the system. The
power transformer is the main component in a substation. The disturbances in the
transformer should be isolated so as not to disturb the system during distribution of the
electric power to other load. The differential relay on the power transformer is a protection
relay to detect internal disturbance. This paper discusses the setting and mismatch error of
differential relay in substation of Central Duri at switchgear #3 at PT Chevron Pacific
Indonesia (PT CPI).
Keywords : short circuit, differential relay, power transformer
1. Pendahuluan
Sistem kelistrikan merupakan elemen penting untuk menunjang
proses produksi pada industri. PT Chevron Pacific Indonesia merupakan
salah satu perusahaan eksplorasi minyak asing di Indonesia dengan wilayah
kerja yang cukup luas. PT Chevron memiliki sistem kelistrikan sendiri
untuk memenuhi kebutuhan listrik yang cukup besar.
Sistem pembangkitan untuk penyediaan tenaga listrik yang terdiri
atas fasilitas-fasilitas pembangkitan, transmisi, dan distribusi diatur agar
sistem tidak hanya beroperasi dengan efisiensi yang setinggi mungkin,
tetapi seluruh peralatannya juga diamankan dan dilindungi terhadap
kerusakan.
Manfaat sistem proteksi dan relai-relai pengaman adalah agar
pemutus-pemutus daya yang tepat dioperasikan supaya hanya bagian yang
terganggu saja yang dipisahkan secepatnya dari sistem, sehingga kerusakan
peralatan listrik yang disebabkan oleh gangguan menjadi sekecil mungkin.
* Alumni Jurusan Teknik Elektro FTI, Universitas Trisakti
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Salah satu komponen yang sangat penting peranannya dalam sistem
tenaga listrik adalah transformator tenaga. Transformator tenaga ini
berfungsi untuk mengubah besaran tegangan.
Dengan menggunakan transformator tenaga, penyaluran energi
dapat luas jangkauannya sehingga penempatan pembangkitan tidak harus
berdekatan dengan beban.
Untuk menjaga transformator tenaga dari gangguan diperlukan
pengaman. Salah satu pengaman transformator tenaga adalah relai
diferensial. Gambar sederhana sebuah sistem tenaga listrik diperlihatkan
pada Gambar 1. berikut:
Gambar 1. Sistem Tenaga Listrik
2. Relai Diferensial
Relai diferensial adalah salah satu relai pengaman utama sistem
tenaga listrik yang bekerja seketika tanpa koordinasi relai disekitarnya
sehingga waktu kerja dapat dibuat secepat mungkin.
Daerah pengamanannya dibatasi oleh pasangan trafo arus dimana
relai diferensial dipasang sehingga relai diferensial tidak dapat dijadikan
sebagai pengaman cadangan untuk daerah berikutnya. Proteksi relai
diferensial bekerja dengan prinsip keseimbangan arus (current balance).
42
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Prinsip ini berdasarkan hukum kirchhoff yaitu membandingkan
jumlah arus masuk ke primer (Ip) sama dengan jumlah arus yang keluar dari
sekunder (IS). (Kadarisman,No Year: 8-20).
Idiferensial = Id = I P I S
(1)
Dimana:
Id = Arus Diferensial (A)
Ip = Arus Sisi Masuk (A)
Is = Arus Sisi Keluar (A)
Gambar 2. menunjukkan relai diferensial dalam keadaan arus
normal, dimana Ip dan Is sama besar dan berlawanan arah.
Gambar 2. Relai Diferensial Saat Arus Normal
43
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Id = Ip + Is = 0 Ampere
Idif = IP + IS = 0 Ampere
Maka tidak ada tegangan yang melintasi coil relay dan tidak ada arus yang
mengalir pada relai tersebut, sehingga relai diferensial tidak bekerja. (J
lewis, Blackburn, 2004: 10).
2.1. Gangguan Diluar Daerah yang Dilindungi
Pada gangguan diluar (eksternal) daerah proteksi relai diferensial
(diluar kedua trafo arus), relai diferensial tidak akan bekerja, karena Ip dan
Is sama besar dan berlawanan arah (Id = Ip + Is = 0 Ampere, Idif = IP + IS = 0
Ampere), seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 3. berikut. (J lewis, 2003:
10).
Gambar 3. Relai Diferensial Saat Gangguan Eksternal
44
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
2.2. Gangguan Didalam Daerah yang Dilindungi
Untuk gangguan didalam (internal) daerah proteksi relai diferensial
(diantara kedua trafo arus), Ip dan Is searah.
Id = Ip + Is > 0 Ampere
Idif = IP + IS > 0 Ampere
Karena arus akan menuju titik gangguan, sehingga relai diferensial akan
bekerja, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.
Gambar 4. Relai Diferensial Saat Gangguan Internal
45
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Pada saat ada arus yang mengalir lewat relai, maka relai akan
mengirim sinyal pada lock out relay. Sinyal ini akan di teruskan ke C/S dan
memerintahkannya untuk lock out sehingga aliran energi listrik terputus,
maka transformator tenaga yang diamankan bebas dari pengaruh gangguan
yang ada.
3. Karakteristik Relai Diferensial
Karakteristik diferensial dibuat sejalan dengan Unbalances current
(Iμ), untuk menghindari terjadinya kesalahan kerja. Kesalahan kerja
disebabkan karena CT ratio mismatch, adanya pergeseran fasa akibat
belitan transformator tenaga terhubung (Y) – (Δ).
II11
CT1 1
CT
CT
CT22
ii11
II2
2
ii22
Restraiting Coil
Restraining
Coil
Operating
Operating
CoilCoil
Gambar 5. Prinsip Pengoperasian Relai Diferensial
Perubahan tap tegangan (perubahan posisi tap changer ) pada
transformator tenaga oleh On Load Tap Changer (OLTC) yang
menyebabkan CT mismatch juga ikut berubah.
Kesalahan akurasi CT, Perbedaan kesalahan CT di daerah jenuh
(Saturasi CT), dan Inrush current pada saat transformator energize
menimbulkan unbalances current (Iμ) yang bersifat transient.
46
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Untuk mengatasi masalah unbalance current (Iμ) pada relai
diferensial caranya dengan menambahkan kumparan yang menahan
bekerjanya relai di daerah Iμ. Kumparan ini di sebut Restraining Coil,
sedangkan kumparan yang mengerjakan relai tersebut di sebut Operating
Coil.
Arus diferensial didapat dari menjumlahkan komponen arus
sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |) dan belitan 2 (| I 2 |) secara vektor
perfasa.
Jika arus berlawanan dalam arti yang satu menuju relai dan yang
yang lainnya meninggalkan relai, maka akan saling mengurangi dan
sebaliknya jika arus searah berarti yang kedua-duanya menuju atau
meninggalkan relai, maka akan saling menjumlahkan.
Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus
sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |)dan belitan 2 (| I 2 |)
Irestrain = Ir
= max | I 1 | , | I 2 |)
(2)
Slope didapat dengan membagi antara komponen arus diferensial
dengan arus penahan. Slope 1 akan menentukan arus diferensial dan arus
penahan pada saat kondisi normal dan memastikan sensitifitas relai pada
saat gangguan internal dengan arus gangguan yang kecil.
Sedangkan Slope 2 berguna supaya relai tidak kerja oleh gangguan
eksternal yang berarus sangat besar sehingga salah satu CT mengalami
saturasi (diset dengan slope lebih dari 50%).
% Slope =
Id
Ir
x 100%
(3)
Pada Gambar 6. halaman berikut merupakan karakteristik relai diferensial.
Daerah di atas kurva adalah daerah kerja relai diferensial, sedangkan pada
daerah di bawah kurva, relai tidak akan bekerja. (Anderson Anvenue, 2001:
214-300)
47
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Idifferential(xCT)
200%
OPERATE
REGION
SLOPE 2
100%
100%
1.00
PICKUP 0.30
0.05
SLOPE 1
25%
50%
RESTRAINT
REGION
15%
2.0
KNEEPOINT
Irestraint(xCT)
Gambar 6. Karakteristik Relai Diferensial
3.1. Syarat Pengaman Relai Diferensial
a. Trafo arus yang digunakan oleh relai diferensial ini harus memiliki
rasio perbandingan CT1 dan CT2 sama, contohnya 200:5 dan
1500:5, sehinggga Ip = Is, serta sambungan dan polaritas CT1 dan
CT2 sama. Polaritas trafo arus memperlihatkan arah arus yang
masuk dan keluar dari trafo arus Jika tidak, akan terjadi kesalahan
dalam melihat arus yang masuk dan keluar melalui transformator
tenaga. Hal ini, menyebabkan kesalahan dalam menentukan adanya
gangguan di transformator tenaga.
b. Adanya pergeseran fasa akibat hubungan trafo tenaga yang
terhubung delta (Δ) - (Y) maka untuk mengembalikan sudut phasa
arus yang tergeser tersebut, hubungan trafo arus di buat berbeda dan
sudut pada CT di sisi primer dan CT di sisi sekunder trafo berbeda
1800. Hubungan CT di primer berbeda dengan CT di sekunder yaitu
satu sisi terhubung Y, lainnya Δ. Yang terhubung Δ menghasilkan
48
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
dan adanya arus magnetisasi dari trafo tenaga di sisi primer
menyebabkan pergeseran fasa, Oleh karena itu diperlukan suatu CT
tambahan (auxiliary CT – ACT) yang terhubung Y, karena proteksi
diferensial harus membandingkan arus pada dua sisi tanpa
perbedaan fasa.
c. Karakteristik kejenuhan CT1 dan CT2 harus sama
200:5 CT1
200:5
CT1
T
T
Ip
1500:5 CT2
1500:5
CT2
Is
RELE
Relay
DIFEREN
Diferen
SIAL
sial
Gambar 7. Polaritas Trafo Arus
3.2. Skema Rele Diferensial (87t)
Gambar 8. mengilustrasikan skema pengaman diferensial trafo tiga
fasa yang disederhanakan. Sisi tegangan tinggi 115 kV hubung ∆ RST yang
mendahului sisi tegangan rendah 13.8 kV hubung (Y) XYZ dengan sudut
30°.
Untuk pemasangan relai diferensial perlu diperhatikan arus urutan
nol, agar relai diferensial tidak salah kerja atau beroperasi pada saat
gangguan luar.
Selain itu, Trafo arus pada sisi primer trafo tenaga yang terhubung
dengan belitan Delta dihubungkan Y dan trafo arus pada sisi sekunder trafo
tenaga yang belitannya terhubung Y dihubungkan Δ sehingga
49
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
menghilangkan komponen urutan nol yang ada di sisi sekunder tranformer
dan menyamakan arus yang keluar dari CT sehingga arus yang luar dari CT
tetap sama fasa yakni iR-iT’, iS-iR’ dan iT-iS’.
Dy1 115/13,6 KV 28MVA
S
T
Primer / 115KV
Sekunder /13,8KV
CT4
X
CT2
CT5
Y
CT3
CT6
Z
CT1
R
iR-iT’
R
ix-iz’
R
O
iS-iR’
iy-ix’
R
R
O
iz-iy’
iT-iS’
R
R
O
AUX CT
Relai diferensial
(87T)
Gambar 8. Skema Diferensial Trafo tenaga Pada Operasi Normal
50
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Keterangan:
R
O
iR,iS,iT
ix,iy,iz
R, S, T
X, Y, Z
: Restraint coil
: Operation coil
: arus yang mengalir di sisi primer
: arus yang mengalir di sisi sekunder
: line di sisi primer
: line di sisi sekunder
CT1 = CT2 = CT3 = CT4 = CT5 = CT6
= Current Transformer
4. Data Perhitungan Setelan Relai Differensial
Sistem transmisi yang akan dianalisa gangguan hubung singkatnya
adalah saluran transmisi pada Gardu Induk Central Duri di switchgear #3
Pada gardu ini aliran dayanya berasal dari sumber Generator 29,6
MVA, 13,8 kV dan dihubung ke transformator tenaga berkapasitas 28 MVA
untuk disalurkan ke sistem transmisi 115 kV.
Analisa gangguan hubung singkat pada saluran ini adalah untuk
menghitung setelan relai diferensial dan mengetahui seberapa besar
perkiraan error relai diferensial yang mungkin dapat terjadi.
Bagan gambar jaringan sistem tenaga listrik Gardu Induk central
duri#3, terdapat pada Gambar 9.
4.1 Data Jaringan PT Chevron Pacific Indonesia
Sebelum memulai perhitungan, perlu diketahui terlebih dahulu data
yang diperlukan untuk menghitung penyetelan relai diferensial
transformator, sebagai berikut:
1. Daerah yang akan dianalisa
2. Data impedansi
3. Data / name plate transformator Gardu Induk Central Duri di
switchgear #3
4. Data sumber (GI)
5. Data
51
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
C
Line 2
115 kV
GARDU INDUK
CENTRAL DURI #3
B
Line 1
TX 15/28 MVA
115/13,8 kV
13,8 kV
A
G
29,6 MVA
Gambar 9. Skema Gardu Induk Central Duri #3
Keterangan:
A
: Gardu Induk Central Duri di switchgear #3
B
: Transformator Tenaga
C
: Sistem 115 kV
Berikut data lengkap yang diberikan:
52
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Tabel 1. Data Transformator Gardu Induk Central Duri #3
Data
Belitan 1
hubungan Δ
Belitan 2
hubungan Y
00
300 lag
Rated MVA
28 MVA
28 MVA
Tegangan Nominal fasa-fasa
115 KV
13,8KV
Hubungan CT
WYE
DELTA
CT ratio
200:5
1500:5
66,40 KV
7,97 KV
8,07%
8,07%
Diagram phasor daya
Pergeseran fasa
Tegangan fasa-netral
Reaktansi trafo
20Ω
Pentanahan netral trafo
Tabel 2. Data impedansi Transformator Gardu Induk Central Duri #3
Kapasitas
MVA
28
Impedansi (%) pada MVA rating
Rt
Xt1
Rto
Xto
0,00351
0,0807
0,0044
0,102
Keterangan:
Rt = resistansi urutan positif dan negatif
53
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Xt1 = reaktansi urutan positif dan negatif
Rto = resistansi urutan nol
Xto = reaktansi urutan nol
Tabel 3. Data Daya Hubung Singkat Pada Sumber
Sumber
Daya hubung singkat
(MVA)
Rsumber
(Ω)
Xsumber
(Ω)
Generator 13,8 kV
87,684
0
0,57004
Sistem 115 kV
506,487
0
22,25789
Tabel 4. Data Generator
Kapasitas
(MVA)
29,741
Keterangan:
d’
Xd’
Rd’’
Xd’’
Ro
Xo
Impedansi (%) pada MVA rating
Rd’
Xd’
Rd”
Xd”
Ro
Xo
0,01917
0,23000
0,01
0,12
0,0025
0,12
: resistansi transien synchronous
: reaktansi transien synchronous
: resistansi subtransien synchronous
: reaktansi subtransien synchronous
: resistansi urutan nol
: reaktansi urutan nol
Tabel 5. di bawah ini adalah hasil perhitungan admitansi jaringan
urutan positif, urutan negatif dan urutan nol menggunakan program
Microsoft Excel.
54
Ke
bus
R
jX
Z
Sudut Z
Y
Sudut Y
G
jB
(pu)
(pu)
(pu)
(rad)
(pu)
(rad)
(pu)
(pu)
A
0,064
0,773
0,776
1,488
1,289
-0,488
1,138
-0,604
Sistem 115 kV
C
0,000
0,197
0,197
1,571
5,065
-0,571
4,262
-2,737
B
C
0,006
0,144
0,144
1,527
6,933
-1,527
0,301
-6,926
B
A
0,006
0,144
0,144
1,527
6,933
-1,527
0,301
-6,926
GENO
A
1015
1016
10,05
1,471
0,000
-1,471
0,000
0,000
GENO
C
1015
1016
10,05
1,471
0,000
-1,471
0,000
0,000
Dari bus
Generator
13,8 kV
55
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Tabel 5. Penyusunan Admitansi Jaringan Urutan Positif dan Negatif Untuk
Gangguan pada Gardu Induk Central Duri #3
Dari bus
Ke
bus
R
(pu)
jX
(pu)
Z
(pu)
Sudut
Z
(rad)
Y
(pu)
Sudut Y
(rad)
G
(pu)
jB
(pu)
Generator
13,8 kV
A
1255,134
0,403
1255,135
0,000
0,001
0,000
0,001
0,000
Sistem 115 kV
C
0,045
0,197
0,203
1,345
4,936
-1,345
1,105
-4,811
B
C
3x1015
10x1015
10,4x1015
1,279
0,000
-1,279
0,000
0,000
B
A
0,024
0,182
0,184
1,441
5,444
-1,441
0,704
-5,398
GENO
A
31,506
0,364
31,508
0,012
0,032
-0,012
0,032
-0,0004
GENO
C
3x1015
1016
10,4x1015
1,279
0,000
-1,279
0,000
0,000
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
56
Tabel 6. Penyusunan Admitansi Jaringan Urutan Nol Untuk Gangguan Pada Gardu Induk Central Duri #3
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
4.2. Pemilihan CT Ratio
Pemilihan CT disesuaikan dengan alat ukur dan proteksi. Pemilihan
CT dengan kualitas baik akan memberikan perlindungan sistem yang baik
pula. Relai diferensial sangat tergantung terhadap karakteristik CT.
Jika karakteristik CT bekerja dengan baik, maka sistem akan
terlindungi oleh relai diferensial ini secara optimal. CT ditempatkan
dikedua sisi peralatan yang akan diamankan (transformator tenaga), seperti
yang terlihat pada Gambar 8.
CT ratio untuk relai diferensial yang dipilih sebaiknya memiliki
nilai yang mendekati nilai Irating . (Sukmawidjaja, 1995: 3-115)
In =
S
kV x
(4)
3
Dimana:
In
S
: arus nominal (A)
: Daya yang tersalur (MVA)
Dari persamaan 4, arus nominal dikedua sisi transformator adalah sebagai
berikut ;
In sisi 115 kV =
28 MVA
=140,572 A
115 kV x 3
In sisi 13,8 kV =
28 MVA
=1171,435 A
13,8kV x 3
Transformator dapat menarik beban lebih hingga 110% dari
kapasitasnya, selama temperatur belitan dibawah temperatur maksimumnya.
Irating = 110% x In
(5)
Irating primer CT sisi 115 kV = 1,10 x 140,572
= 154,629 A
57
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Irating primer CT sisi 13,8 kV = 1,10 x 1171,432
= 1288,579 A
Maka perbandingan ratio trafo arus (CT ratio) dapat dihitung dari
nilai arus rating dikedua sisi tegangan transformator tenaga tersebut dan
disesuaikan dengan spesifikasi CT ratio yang ada dipasaran sedangkan nilai
sekunder CT (5A atau 1A) disesuikan dengan peralatan proteksinya.
Untuk CT ratio sisi 115 kV (CT1) = 200 : 5
= 40
Dan
Untuk CT ratio sisi 13,8 kV (CT2) = 1500 : 5
= 300
4.3. Tap Auxillary
Auxillary CT adalah CT bantu yang berguna untuk menyesuaikan
besar arus yang masuk ke relai diferensial akibat proses pergeseran fasa
oleh transformator tenaga dan beda tegangan primer dan sekunder
transformator tenaga.
Untuk pemilihan tap auxillary CT sama dengan CT dan
penempatan CT auxillary diletakkan pada sisi 13,8 kV yang CT dihubung
delta untuk menghilangkan arus urutan nol dan menyamakan fasa ( lihat
pada Gambar 8 ).
Untuk menghitung nilai tap ratio dari Auxillary CT di mulai dari
arus nominal sekunder CT yang tidak dihubungkan Δ, yang untuk
transformator ini ada di sisi 115 kV. Pada sisi tegangan 115 kV ini
menggunakan ratio CT = 200:5 sehingga:
I(13,8 kV) =
155 kV
200 A
13,8 kV
= 1666,67 A
58
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Arus yang mengalir di sisi sekunder CT2 adalah:
I(CT2 ) =
5 A
x 1666,67 A
1500 A
= 5,56 A
Karena Sekunder CT2 di hubung Δ , maka arusnya menjadi:
I∆ = I x
= 5,56 A x
= 9,62 A
Maka tap auxillary yang dipilih adalah 9,62 : 5
4.4. Setelan Relai Diferensial
Diatas telah dihitung nilai CT ratio pada kedua sisi transformator
tenaga, maka sekarang dapat dihitung di hitung nilai arus diferensial (Id)
dan arus restraint (Ir ) kemudian didapat nilai Setting Arus(Iset).
Relai diferensial hanya akan beroperasi saat ada gangguan didalam
transformator dan tidak beroperasi saat keadaan gangguan diluar dan
keadaan normal.
4.4.1. Perhitungan setelan Relai Diferensial Pada Gangguan Dalam
Untuk gangguan didalam transformator tenaga, relai diferensial
beroperasi Jika:
iset < ioper = relai diferensial beroperasi
Arus diferensial (Id) merupakan arus operasi (Ioper) pada relai
diferensial. Dari hasil perhitungan arus gangguan fasa R, S dan T yang
mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa didalam
transformator dengan menggunakan program Microsoft Excel didapat arus
diferensial diperlihatkan pada tabel berikut.
59
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Tabel. 7. Arus diferensial Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa
(K-K-K) Pada gangguan di tranformator di saluran
Gardu Induk Central Duri #3
fasa
I riel
I imaj
I (A)
sudut
R
-55,653
-1,642
55,677
-178,310
S
26,404
49,018
55,677
61,690
T
29,249
-47,375
55,677
-58,310
Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus
sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |) dan belitan 2 (| I 2 |) pada persamaan 2:
Irestrain = Ir
= max (| I 1 | , | I 2 |)
Dari hasil perhitungan dengan menggunakan program Microsoft Excel
didapat:
I1 = 41,242 A
I2 = 14,626 A
Ir = max (41,242;14,626)
= 41,242 A
Tabel. 8. Arus Restrain Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa
(K-K-K) Pada gangguan di tranformator di saluran
Gardu Induk Central Duri #3
60
Fasa
Ir (A)
R
41,242
S
41,242
T
41,242
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Slope pada Karakteristik relai difererensial pada gambar ada dua,
yaitu slope 1 untuk gangguan didalam transformator 25% dan slope 2 untuk
gangguan diluar transformator 100%.
Untuk gangguan didalam transformator tenaga , setelan relai
diferensial sebesar 25% dan untuk gangguan diluar transformator tenaga
setelan relai diferensial sebesar 100%. Setelan persenan ini telah ditentukan
dari karakteristik kerja relai diferensial.
Pada gangguan didalam transformator tenaga slope 1 di set 25%,
dan relai diferensial bekerja jika iset < ioper maka Iset untuk gangguan tiga
fasa ini pada fasa R adalah:
Iset = slope 1 x Ir
(6)
= 25% x 41,242
= 10,310 A
Arus operasi sama dengan arus diferensial (Ioper = Id ) , pada Tabel 7. Id =
55,677 A
Ioper = 55,677 A
trip
Iset = 10,310
Gambar 10. Perbandingan nilai Ioper dan Iset saat gangguan didalam
transformator
Karena iset < ioper maka relai diferensial trip.
Untuk letak titik gangguan di gambar karakteristik relai diferensial
arus diferensial dan arus restraint diubah dalam satuan pu.
Id = 55,677 A
Ir = 41,242 A
Idasar sec CT = 5 A
61
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Untuk menghitung arus dalam pu:
Ipu =
I ada
I dasar
Id =
55,677
= 11,135 pu
5
Ir =
41,242
= 8,248 pu
5
Dibawah ini adalah gambar karakteristik relai diferensial yang
memperlihatkan letak titik nilai gangguan, untuk gangguan fasa R, S dan T
yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa didalam
transformator tenaga.
Id
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
gangguan
b
a
DIF
gangguan
TRIP
tidak TRIP
Ir
0
2
4
6
8
10
Gambar 11. Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan Dalam
Transformator Untuk gangguan Tiga Fasa
Keterangan:
a : Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan Dalam
Transformator Untuk gangguan Tiga Fasa.
b : gangguan didalam jangkauan relai diferensial
62
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
4.4.2. Perhitungan Setelan Relai Diferensial Pada Gangguan Luar
Untuk kerja relai diferensial agar tidak salah kerja saat operasi
normal dan gangguan luar maka setelan relai diferensial adalah:
iset > ioper
maka relai diferensial tidak beroperasi.
Dari hasil perhitungan saat ada gangguan fasa R-S-T di bus A di
saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 dengan menggunakan
program Microsoft Excel didapat arus diferensial diperlihatkan pada tabel
berikut adalah sama perhitungannya dengan Tabel 9.
Tabel. 9. Arus diferensial Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (KK-K) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3
fasa
I riel
I imaj
I (A)
sudut
R
-5,288
-14,026
14,990
-110,655
S
-9,503
11,592
14,990
129,345
T
14,791
2,434
14,990
9,345
Hasil perhitungan Arus restraint saat ada gangguan tiga fasa R-S-T
di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 dengan
menggunakan program Microsoft Excel diperlihatkan pada tabel berikut
adalah sama perhitungannya dengan Tabel 10.
Tabel. 10. Arus Restrain Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (K-KK) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3
Fasa
Ir (A)
R
28,958
S
28,958
T
28,958
63
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Setelah hasil perhitungan Arus restraint untuk gangguan tiga fasa
R-S-T di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 kemudian
dihitung setelan rele diferensial. Pada gangguan diluar transformator slope 2
di set 100%, dan relai diferensial tidak bekerja jika iset > ioper maka Iset untuk
gangguan ini pada fasa R adalah:
Iset = slope 2 x Ir
(7)
= 100% x 28,958 A
= 28,958 A
Arus operasi sama dengan arus diferensial (Ioper = Id ) , pada Tabel 9. Id =
14,990 A
Ioper = 14,990 A
tidak trip
Iset = 28,958 A
Gambar 12. Perbandingan nilai Ioper dan Iset saat gangguan diluar
transformator
Karena iset > ioper maka relai diferensial tidak trip.
Untuk melihat letak titik gangguan di gambar karakteristik relai
diferensial arus diferensial dan arus restraint diubah dalam satuan pu.
Id = 14,990 A
Ir = 28,958 A
Idasar sec CT = 5 A
Untuk menghitung arus dalam pu:
Ipu =
64
I ada
I dasar
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Id =
14,990
= 2,998 pu
5
Ir =
28,958
= 5,792 pu
5
Dibawah ini adalah gambar karakteristik relai diferensial yang
memperlihatkan letak titik nilai gangguan, untuk gangguan fasa R, S dan T
yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa di bus A.
Id
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
a
DIF
gangguan
TRIP
gangguan
b
tidak TRIP
0
2
4
Ir
6
8
10
Gambar 13. Karakteristik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan di bus A
Untuk gangguan Tiga Fasa
Keterangan:
a : Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan diluar
transformator Untuk gangguan Tiga Fasa
b : gangguan diluar jangkauan relai diferensial
4.5. Error Mismatch
Meskipun dari perhitungan telah di dapat ratio CT Pada halaman 10
yaitu pada sisi 115 kV (CT1) = 200 : 5, dan pada sisi 13,8 kV (CT2) = 1500 :
5. Nilai CT ratio yang dipilih ini adalah sesuai dengan CT yang ada
dipasaran. Karena adanya perbedaan ini maka akan terjadi kesalahan dalam
65
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
membaca perbedaan arus dan tegangan di sisi primer dan sekunder
transformator tenaga serta pergeseran fasa di trafo arus. kesalahan ini
disebut mismatch error. (Anderson Anvenue, 2001: 214-300).
Pada relai diferensial untuk melihat mismatch error didapat dari
perbandingan CT dengan tegangan pada persamaan (8):
CT2
V
= 1
CT1
V2
(8)
Untuk menghitung error mismatch sebelumnya terlebih dahulu
menghitung nilai CT yang ideal di salah satu sisi transformator tenaga,
misal untuk sisi 13,8 kV (CT2) dengan persamaan (9):
CT2(ideal) = CT1 x
V1
V2
(9)
Dimana:
CT1 : current transformer pada sisi primer
CT2 : current transformer pada sisi sekunder
V1 : tegangan di sisi primer (KV)
V1 : tegangan di sisi sekunder (KV)
CT2(ideal) =
200
x
5
115 kV
13,8 kV
Maka ratio CT2 di sisi 13,8 kV saat maxsimum load adalah = 1666,667 : 5
Ratio CT yang digunakan di sisi 13,8 kV adalah 1500 : 5,
sedangkan idealnya CT untuk sisi 13,8 kV adalah 1666,667 : 5 .Maka, error
mismatch didapat dari perbandingan antara CT ideal dengan CT yang ada
dipasaran. Error mismatch untuk relai diferensial adalah:
1666,67
CTideal
% =
CT2
1500
= 1,111%
66
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Kesalahan relai diferensial dalam mengamankan transformator dari
gangguan adalah sebesar 1,111 % .Untuk memperbaiki error mismatch pada
relai diferensial ini dapat dilakukan dengan menaikkan atau menurunkan
tap pada CT.
Error mismatch diharapkan nilainya sekecil mungkin agar proteksi
relai diferensial bekerja secara optimal dalam mengamankan transformator
tenaga. Dengan syarat kesensitifan relai diferensial dalam pengoperasian
Mismatch error tidak boleh lebih dari 5%. Syarat ini ditentukan untuk
proteksi agar optimal menjaga sistem tenaga listrik dari gangguan.
5. Kesimpulan
1. Relai diferensial transformator adalah relai utama yang bekerja
mengamankan transformator tenaga dari gangguan didalam
transformator tenaga dan tidak bekerja saat terjadi gangguan di luar
transformator tenaga.
2. Pada karakteristik relai diferensial, setelan rele diferensial untuk
gangguan didalam transformator tenaga sebesar 25% lebih kecil
dibandingkan untuk gangguan di luar transformator sebesar yang 100%
dan untuk nilai pick up di ambil dari ratio error CT.
3. Error mismatch adalah kesalahan dalam membaca perbedaan arus dan
tegangan di sisi primer dan sekunder transformator tenaga serta
pergeseran fasa di trafo arus. Nilai Error mismatch harus lebih kecil dari
5 % agar proteksi relai diferensial lebih optimal dalam mengamankan
transformator tenaga.
Daftar Pustaka
1. Anderson Anvenue, Markham, Ontario “Transformer Management
Relay Instruction Manual” GE Power Management. Canada . 2001.
2. Anderson Anvenue, Markham, Ontario “ T60 Transformer Management
Relay UR Series Instruction Manual” GE Power Management. Canada .
2003.
3. J lewis, Blackburn “ Protective Relaying Principles And
Applications”second edition. 2004
4. Kadarisman, Pribadi,“ Diktat Kuliah Sistem Proteksi “.
5. Sukmawidjaja, Maula. 1995. Edisi ke-2. “Teori Soal Dan Penyelesaian
Analisa Sistem Tenaga Listrik II ”. Jakarta: Jurusan Teknik Elektro,
Universitas Trisakti.
67
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
6. Instructions “ Transformer Differential Relays With Percentagee And
Harmonic Restraint Types STD15C And STD16C “. GE Meter and
control. 1995
68
STUDI PENYETELAN RELAI DIFERENSIAL PADA
TRANSFORMATOR PT CHEVRON PACIFIC
INDONESIA
Liem Ek Bien & Dita Helna*
Dosen Jurusan Teknik Elektro-FTI, Universitas Trisakti
Abstract
The quality of an electric power system is measured by its continuity of service, good control
and maintenance. The good continuity of service can be obtained if all the components of
power systems can operate well in every situation and condition, either in normal or in
abnormal condition. In abnormal condition, the protection system has an important role in
detecting every disturbance and disconnecting the disturbed parts from the system. The
power transformer is the main component in a substation. The disturbances in the
transformer should be isolated so as not to disturb the system during distribution of the
electric power to other load. The differential relay on the power transformer is a protection
relay to detect internal disturbance. This paper discusses the setting and mismatch error of
differential relay in substation of Central Duri at switchgear #3 at PT Chevron Pacific
Indonesia (PT CPI).
Keywords : short circuit, differential relay, power transformer
1. Pendahuluan
Sistem kelistrikan merupakan elemen penting untuk menunjang
proses produksi pada industri. PT Chevron Pacific Indonesia merupakan
salah satu perusahaan eksplorasi minyak asing di Indonesia dengan wilayah
kerja yang cukup luas. PT Chevron memiliki sistem kelistrikan sendiri
untuk memenuhi kebutuhan listrik yang cukup besar.
Sistem pembangkitan untuk penyediaan tenaga listrik yang terdiri
atas fasilitas-fasilitas pembangkitan, transmisi, dan distribusi diatur agar
sistem tidak hanya beroperasi dengan efisiensi yang setinggi mungkin,
tetapi seluruh peralatannya juga diamankan dan dilindungi terhadap
kerusakan.
Manfaat sistem proteksi dan relai-relai pengaman adalah agar
pemutus-pemutus daya yang tepat dioperasikan supaya hanya bagian yang
terganggu saja yang dipisahkan secepatnya dari sistem, sehingga kerusakan
peralatan listrik yang disebabkan oleh gangguan menjadi sekecil mungkin.
* Alumni Jurusan Teknik Elektro FTI, Universitas Trisakti
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Salah satu komponen yang sangat penting peranannya dalam sistem
tenaga listrik adalah transformator tenaga. Transformator tenaga ini
berfungsi untuk mengubah besaran tegangan.
Dengan menggunakan transformator tenaga, penyaluran energi
dapat luas jangkauannya sehingga penempatan pembangkitan tidak harus
berdekatan dengan beban.
Untuk menjaga transformator tenaga dari gangguan diperlukan
pengaman. Salah satu pengaman transformator tenaga adalah relai
diferensial. Gambar sederhana sebuah sistem tenaga listrik diperlihatkan
pada Gambar 1. berikut:
Gambar 1. Sistem Tenaga Listrik
2. Relai Diferensial
Relai diferensial adalah salah satu relai pengaman utama sistem
tenaga listrik yang bekerja seketika tanpa koordinasi relai disekitarnya
sehingga waktu kerja dapat dibuat secepat mungkin.
Daerah pengamanannya dibatasi oleh pasangan trafo arus dimana
relai diferensial dipasang sehingga relai diferensial tidak dapat dijadikan
sebagai pengaman cadangan untuk daerah berikutnya. Proteksi relai
diferensial bekerja dengan prinsip keseimbangan arus (current balance).
42
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Prinsip ini berdasarkan hukum kirchhoff yaitu membandingkan
jumlah arus masuk ke primer (Ip) sama dengan jumlah arus yang keluar dari
sekunder (IS). (Kadarisman,No Year: 8-20).
Idiferensial = Id = I P I S
(1)
Dimana:
Id = Arus Diferensial (A)
Ip = Arus Sisi Masuk (A)
Is = Arus Sisi Keluar (A)
Gambar 2. menunjukkan relai diferensial dalam keadaan arus
normal, dimana Ip dan Is sama besar dan berlawanan arah.
Gambar 2. Relai Diferensial Saat Arus Normal
43
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Id = Ip + Is = 0 Ampere
Idif = IP + IS = 0 Ampere
Maka tidak ada tegangan yang melintasi coil relay dan tidak ada arus yang
mengalir pada relai tersebut, sehingga relai diferensial tidak bekerja. (J
lewis, Blackburn, 2004: 10).
2.1. Gangguan Diluar Daerah yang Dilindungi
Pada gangguan diluar (eksternal) daerah proteksi relai diferensial
(diluar kedua trafo arus), relai diferensial tidak akan bekerja, karena Ip dan
Is sama besar dan berlawanan arah (Id = Ip + Is = 0 Ampere, Idif = IP + IS = 0
Ampere), seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 3. berikut. (J lewis, 2003:
10).
Gambar 3. Relai Diferensial Saat Gangguan Eksternal
44
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
2.2. Gangguan Didalam Daerah yang Dilindungi
Untuk gangguan didalam (internal) daerah proteksi relai diferensial
(diantara kedua trafo arus), Ip dan Is searah.
Id = Ip + Is > 0 Ampere
Idif = IP + IS > 0 Ampere
Karena arus akan menuju titik gangguan, sehingga relai diferensial akan
bekerja, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.
Gambar 4. Relai Diferensial Saat Gangguan Internal
45
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Pada saat ada arus yang mengalir lewat relai, maka relai akan
mengirim sinyal pada lock out relay. Sinyal ini akan di teruskan ke C/S dan
memerintahkannya untuk lock out sehingga aliran energi listrik terputus,
maka transformator tenaga yang diamankan bebas dari pengaruh gangguan
yang ada.
3. Karakteristik Relai Diferensial
Karakteristik diferensial dibuat sejalan dengan Unbalances current
(Iμ), untuk menghindari terjadinya kesalahan kerja. Kesalahan kerja
disebabkan karena CT ratio mismatch, adanya pergeseran fasa akibat
belitan transformator tenaga terhubung (Y) – (Δ).
II11
CT1 1
CT
CT
CT22
ii11
II2
2
ii22
Restraiting Coil
Restraining
Coil
Operating
Operating
CoilCoil
Gambar 5. Prinsip Pengoperasian Relai Diferensial
Perubahan tap tegangan (perubahan posisi tap changer ) pada
transformator tenaga oleh On Load Tap Changer (OLTC) yang
menyebabkan CT mismatch juga ikut berubah.
Kesalahan akurasi CT, Perbedaan kesalahan CT di daerah jenuh
(Saturasi CT), dan Inrush current pada saat transformator energize
menimbulkan unbalances current (Iμ) yang bersifat transient.
46
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Untuk mengatasi masalah unbalance current (Iμ) pada relai
diferensial caranya dengan menambahkan kumparan yang menahan
bekerjanya relai di daerah Iμ. Kumparan ini di sebut Restraining Coil,
sedangkan kumparan yang mengerjakan relai tersebut di sebut Operating
Coil.
Arus diferensial didapat dari menjumlahkan komponen arus
sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |) dan belitan 2 (| I 2 |) secara vektor
perfasa.
Jika arus berlawanan dalam arti yang satu menuju relai dan yang
yang lainnya meninggalkan relai, maka akan saling mengurangi dan
sebaliknya jika arus searah berarti yang kedua-duanya menuju atau
meninggalkan relai, maka akan saling menjumlahkan.
Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus
sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |)dan belitan 2 (| I 2 |)
Irestrain = Ir
= max | I 1 | , | I 2 |)
(2)
Slope didapat dengan membagi antara komponen arus diferensial
dengan arus penahan. Slope 1 akan menentukan arus diferensial dan arus
penahan pada saat kondisi normal dan memastikan sensitifitas relai pada
saat gangguan internal dengan arus gangguan yang kecil.
Sedangkan Slope 2 berguna supaya relai tidak kerja oleh gangguan
eksternal yang berarus sangat besar sehingga salah satu CT mengalami
saturasi (diset dengan slope lebih dari 50%).
% Slope =
Id
Ir
x 100%
(3)
Pada Gambar 6. halaman berikut merupakan karakteristik relai diferensial.
Daerah di atas kurva adalah daerah kerja relai diferensial, sedangkan pada
daerah di bawah kurva, relai tidak akan bekerja. (Anderson Anvenue, 2001:
214-300)
47
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Idifferential(xCT)
200%
OPERATE
REGION
SLOPE 2
100%
100%
1.00
PICKUP 0.30
0.05
SLOPE 1
25%
50%
RESTRAINT
REGION
15%
2.0
KNEEPOINT
Irestraint(xCT)
Gambar 6. Karakteristik Relai Diferensial
3.1. Syarat Pengaman Relai Diferensial
a. Trafo arus yang digunakan oleh relai diferensial ini harus memiliki
rasio perbandingan CT1 dan CT2 sama, contohnya 200:5 dan
1500:5, sehinggga Ip = Is, serta sambungan dan polaritas CT1 dan
CT2 sama. Polaritas trafo arus memperlihatkan arah arus yang
masuk dan keluar dari trafo arus Jika tidak, akan terjadi kesalahan
dalam melihat arus yang masuk dan keluar melalui transformator
tenaga. Hal ini, menyebabkan kesalahan dalam menentukan adanya
gangguan di transformator tenaga.
b. Adanya pergeseran fasa akibat hubungan trafo tenaga yang
terhubung delta (Δ) - (Y) maka untuk mengembalikan sudut phasa
arus yang tergeser tersebut, hubungan trafo arus di buat berbeda dan
sudut pada CT di sisi primer dan CT di sisi sekunder trafo berbeda
1800. Hubungan CT di primer berbeda dengan CT di sekunder yaitu
satu sisi terhubung Y, lainnya Δ. Yang terhubung Δ menghasilkan
48
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
dan adanya arus magnetisasi dari trafo tenaga di sisi primer
menyebabkan pergeseran fasa, Oleh karena itu diperlukan suatu CT
tambahan (auxiliary CT – ACT) yang terhubung Y, karena proteksi
diferensial harus membandingkan arus pada dua sisi tanpa
perbedaan fasa.
c. Karakteristik kejenuhan CT1 dan CT2 harus sama
200:5 CT1
200:5
CT1
T
T
Ip
1500:5 CT2
1500:5
CT2
Is
RELE
Relay
DIFEREN
Diferen
SIAL
sial
Gambar 7. Polaritas Trafo Arus
3.2. Skema Rele Diferensial (87t)
Gambar 8. mengilustrasikan skema pengaman diferensial trafo tiga
fasa yang disederhanakan. Sisi tegangan tinggi 115 kV hubung ∆ RST yang
mendahului sisi tegangan rendah 13.8 kV hubung (Y) XYZ dengan sudut
30°.
Untuk pemasangan relai diferensial perlu diperhatikan arus urutan
nol, agar relai diferensial tidak salah kerja atau beroperasi pada saat
gangguan luar.
Selain itu, Trafo arus pada sisi primer trafo tenaga yang terhubung
dengan belitan Delta dihubungkan Y dan trafo arus pada sisi sekunder trafo
tenaga yang belitannya terhubung Y dihubungkan Δ sehingga
49
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
menghilangkan komponen urutan nol yang ada di sisi sekunder tranformer
dan menyamakan arus yang keluar dari CT sehingga arus yang luar dari CT
tetap sama fasa yakni iR-iT’, iS-iR’ dan iT-iS’.
Dy1 115/13,6 KV 28MVA
S
T
Primer / 115KV
Sekunder /13,8KV
CT4
X
CT2
CT5
Y
CT3
CT6
Z
CT1
R
iR-iT’
R
ix-iz’
R
O
iS-iR’
iy-ix’
R
R
O
iz-iy’
iT-iS’
R
R
O
AUX CT
Relai diferensial
(87T)
Gambar 8. Skema Diferensial Trafo tenaga Pada Operasi Normal
50
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Keterangan:
R
O
iR,iS,iT
ix,iy,iz
R, S, T
X, Y, Z
: Restraint coil
: Operation coil
: arus yang mengalir di sisi primer
: arus yang mengalir di sisi sekunder
: line di sisi primer
: line di sisi sekunder
CT1 = CT2 = CT3 = CT4 = CT5 = CT6
= Current Transformer
4. Data Perhitungan Setelan Relai Differensial
Sistem transmisi yang akan dianalisa gangguan hubung singkatnya
adalah saluran transmisi pada Gardu Induk Central Duri di switchgear #3
Pada gardu ini aliran dayanya berasal dari sumber Generator 29,6
MVA, 13,8 kV dan dihubung ke transformator tenaga berkapasitas 28 MVA
untuk disalurkan ke sistem transmisi 115 kV.
Analisa gangguan hubung singkat pada saluran ini adalah untuk
menghitung setelan relai diferensial dan mengetahui seberapa besar
perkiraan error relai diferensial yang mungkin dapat terjadi.
Bagan gambar jaringan sistem tenaga listrik Gardu Induk central
duri#3, terdapat pada Gambar 9.
4.1 Data Jaringan PT Chevron Pacific Indonesia
Sebelum memulai perhitungan, perlu diketahui terlebih dahulu data
yang diperlukan untuk menghitung penyetelan relai diferensial
transformator, sebagai berikut:
1. Daerah yang akan dianalisa
2. Data impedansi
3. Data / name plate transformator Gardu Induk Central Duri di
switchgear #3
4. Data sumber (GI)
5. Data
51
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
C
Line 2
115 kV
GARDU INDUK
CENTRAL DURI #3
B
Line 1
TX 15/28 MVA
115/13,8 kV
13,8 kV
A
G
29,6 MVA
Gambar 9. Skema Gardu Induk Central Duri #3
Keterangan:
A
: Gardu Induk Central Duri di switchgear #3
B
: Transformator Tenaga
C
: Sistem 115 kV
Berikut data lengkap yang diberikan:
52
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Tabel 1. Data Transformator Gardu Induk Central Duri #3
Data
Belitan 1
hubungan Δ
Belitan 2
hubungan Y
00
300 lag
Rated MVA
28 MVA
28 MVA
Tegangan Nominal fasa-fasa
115 KV
13,8KV
Hubungan CT
WYE
DELTA
CT ratio
200:5
1500:5
66,40 KV
7,97 KV
8,07%
8,07%
Diagram phasor daya
Pergeseran fasa
Tegangan fasa-netral
Reaktansi trafo
20Ω
Pentanahan netral trafo
Tabel 2. Data impedansi Transformator Gardu Induk Central Duri #3
Kapasitas
MVA
28
Impedansi (%) pada MVA rating
Rt
Xt1
Rto
Xto
0,00351
0,0807
0,0044
0,102
Keterangan:
Rt = resistansi urutan positif dan negatif
53
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Xt1 = reaktansi urutan positif dan negatif
Rto = resistansi urutan nol
Xto = reaktansi urutan nol
Tabel 3. Data Daya Hubung Singkat Pada Sumber
Sumber
Daya hubung singkat
(MVA)
Rsumber
(Ω)
Xsumber
(Ω)
Generator 13,8 kV
87,684
0
0,57004
Sistem 115 kV
506,487
0
22,25789
Tabel 4. Data Generator
Kapasitas
(MVA)
29,741
Keterangan:
d’
Xd’
Rd’’
Xd’’
Ro
Xo
Impedansi (%) pada MVA rating
Rd’
Xd’
Rd”
Xd”
Ro
Xo
0,01917
0,23000
0,01
0,12
0,0025
0,12
: resistansi transien synchronous
: reaktansi transien synchronous
: resistansi subtransien synchronous
: reaktansi subtransien synchronous
: resistansi urutan nol
: reaktansi urutan nol
Tabel 5. di bawah ini adalah hasil perhitungan admitansi jaringan
urutan positif, urutan negatif dan urutan nol menggunakan program
Microsoft Excel.
54
Ke
bus
R
jX
Z
Sudut Z
Y
Sudut Y
G
jB
(pu)
(pu)
(pu)
(rad)
(pu)
(rad)
(pu)
(pu)
A
0,064
0,773
0,776
1,488
1,289
-0,488
1,138
-0,604
Sistem 115 kV
C
0,000
0,197
0,197
1,571
5,065
-0,571
4,262
-2,737
B
C
0,006
0,144
0,144
1,527
6,933
-1,527
0,301
-6,926
B
A
0,006
0,144
0,144
1,527
6,933
-1,527
0,301
-6,926
GENO
A
1015
1016
10,05
1,471
0,000
-1,471
0,000
0,000
GENO
C
1015
1016
10,05
1,471
0,000
-1,471
0,000
0,000
Dari bus
Generator
13,8 kV
55
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Tabel 5. Penyusunan Admitansi Jaringan Urutan Positif dan Negatif Untuk
Gangguan pada Gardu Induk Central Duri #3
Dari bus
Ke
bus
R
(pu)
jX
(pu)
Z
(pu)
Sudut
Z
(rad)
Y
(pu)
Sudut Y
(rad)
G
(pu)
jB
(pu)
Generator
13,8 kV
A
1255,134
0,403
1255,135
0,000
0,001
0,000
0,001
0,000
Sistem 115 kV
C
0,045
0,197
0,203
1,345
4,936
-1,345
1,105
-4,811
B
C
3x1015
10x1015
10,4x1015
1,279
0,000
-1,279
0,000
0,000
B
A
0,024
0,182
0,184
1,441
5,444
-1,441
0,704
-5,398
GENO
A
31,506
0,364
31,508
0,012
0,032
-0,012
0,032
-0,0004
GENO
C
3x1015
1016
10,4x1015
1,279
0,000
-1,279
0,000
0,000
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
56
Tabel 6. Penyusunan Admitansi Jaringan Urutan Nol Untuk Gangguan Pada Gardu Induk Central Duri #3
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
4.2. Pemilihan CT Ratio
Pemilihan CT disesuaikan dengan alat ukur dan proteksi. Pemilihan
CT dengan kualitas baik akan memberikan perlindungan sistem yang baik
pula. Relai diferensial sangat tergantung terhadap karakteristik CT.
Jika karakteristik CT bekerja dengan baik, maka sistem akan
terlindungi oleh relai diferensial ini secara optimal. CT ditempatkan
dikedua sisi peralatan yang akan diamankan (transformator tenaga), seperti
yang terlihat pada Gambar 8.
CT ratio untuk relai diferensial yang dipilih sebaiknya memiliki
nilai yang mendekati nilai Irating . (Sukmawidjaja, 1995: 3-115)
In =
S
kV x
(4)
3
Dimana:
In
S
: arus nominal (A)
: Daya yang tersalur (MVA)
Dari persamaan 4, arus nominal dikedua sisi transformator adalah sebagai
berikut ;
In sisi 115 kV =
28 MVA
=140,572 A
115 kV x 3
In sisi 13,8 kV =
28 MVA
=1171,435 A
13,8kV x 3
Transformator dapat menarik beban lebih hingga 110% dari
kapasitasnya, selama temperatur belitan dibawah temperatur maksimumnya.
Irating = 110% x In
(5)
Irating primer CT sisi 115 kV = 1,10 x 140,572
= 154,629 A
57
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Irating primer CT sisi 13,8 kV = 1,10 x 1171,432
= 1288,579 A
Maka perbandingan ratio trafo arus (CT ratio) dapat dihitung dari
nilai arus rating dikedua sisi tegangan transformator tenaga tersebut dan
disesuaikan dengan spesifikasi CT ratio yang ada dipasaran sedangkan nilai
sekunder CT (5A atau 1A) disesuikan dengan peralatan proteksinya.
Untuk CT ratio sisi 115 kV (CT1) = 200 : 5
= 40
Dan
Untuk CT ratio sisi 13,8 kV (CT2) = 1500 : 5
= 300
4.3. Tap Auxillary
Auxillary CT adalah CT bantu yang berguna untuk menyesuaikan
besar arus yang masuk ke relai diferensial akibat proses pergeseran fasa
oleh transformator tenaga dan beda tegangan primer dan sekunder
transformator tenaga.
Untuk pemilihan tap auxillary CT sama dengan CT dan
penempatan CT auxillary diletakkan pada sisi 13,8 kV yang CT dihubung
delta untuk menghilangkan arus urutan nol dan menyamakan fasa ( lihat
pada Gambar 8 ).
Untuk menghitung nilai tap ratio dari Auxillary CT di mulai dari
arus nominal sekunder CT yang tidak dihubungkan Δ, yang untuk
transformator ini ada di sisi 115 kV. Pada sisi tegangan 115 kV ini
menggunakan ratio CT = 200:5 sehingga:
I(13,8 kV) =
155 kV
200 A
13,8 kV
= 1666,67 A
58
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Arus yang mengalir di sisi sekunder CT2 adalah:
I(CT2 ) =
5 A
x 1666,67 A
1500 A
= 5,56 A
Karena Sekunder CT2 di hubung Δ , maka arusnya menjadi:
I∆ = I x
= 5,56 A x
= 9,62 A
Maka tap auxillary yang dipilih adalah 9,62 : 5
4.4. Setelan Relai Diferensial
Diatas telah dihitung nilai CT ratio pada kedua sisi transformator
tenaga, maka sekarang dapat dihitung di hitung nilai arus diferensial (Id)
dan arus restraint (Ir ) kemudian didapat nilai Setting Arus(Iset).
Relai diferensial hanya akan beroperasi saat ada gangguan didalam
transformator dan tidak beroperasi saat keadaan gangguan diluar dan
keadaan normal.
4.4.1. Perhitungan setelan Relai Diferensial Pada Gangguan Dalam
Untuk gangguan didalam transformator tenaga, relai diferensial
beroperasi Jika:
iset < ioper = relai diferensial beroperasi
Arus diferensial (Id) merupakan arus operasi (Ioper) pada relai
diferensial. Dari hasil perhitungan arus gangguan fasa R, S dan T yang
mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa didalam
transformator dengan menggunakan program Microsoft Excel didapat arus
diferensial diperlihatkan pada tabel berikut.
59
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Tabel. 7. Arus diferensial Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa
(K-K-K) Pada gangguan di tranformator di saluran
Gardu Induk Central Duri #3
fasa
I riel
I imaj
I (A)
sudut
R
-55,653
-1,642
55,677
-178,310
S
26,404
49,018
55,677
61,690
T
29,249
-47,375
55,677
-58,310
Arus penahan (restrain) didapat dari arus maksimal komponen arus
sekunder perfasa di belitan 1 (| I 1 |) dan belitan 2 (| I 2 |) pada persamaan 2:
Irestrain = Ir
= max (| I 1 | , | I 2 |)
Dari hasil perhitungan dengan menggunakan program Microsoft Excel
didapat:
I1 = 41,242 A
I2 = 14,626 A
Ir = max (41,242;14,626)
= 41,242 A
Tabel. 8. Arus Restrain Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa
(K-K-K) Pada gangguan di tranformator di saluran
Gardu Induk Central Duri #3
60
Fasa
Ir (A)
R
41,242
S
41,242
T
41,242
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Slope pada Karakteristik relai difererensial pada gambar ada dua,
yaitu slope 1 untuk gangguan didalam transformator 25% dan slope 2 untuk
gangguan diluar transformator 100%.
Untuk gangguan didalam transformator tenaga , setelan relai
diferensial sebesar 25% dan untuk gangguan diluar transformator tenaga
setelan relai diferensial sebesar 100%. Setelan persenan ini telah ditentukan
dari karakteristik kerja relai diferensial.
Pada gangguan didalam transformator tenaga slope 1 di set 25%,
dan relai diferensial bekerja jika iset < ioper maka Iset untuk gangguan tiga
fasa ini pada fasa R adalah:
Iset = slope 1 x Ir
(6)
= 25% x 41,242
= 10,310 A
Arus operasi sama dengan arus diferensial (Ioper = Id ) , pada Tabel 7. Id =
55,677 A
Ioper = 55,677 A
trip
Iset = 10,310
Gambar 10. Perbandingan nilai Ioper dan Iset saat gangguan didalam
transformator
Karena iset < ioper maka relai diferensial trip.
Untuk letak titik gangguan di gambar karakteristik relai diferensial
arus diferensial dan arus restraint diubah dalam satuan pu.
Id = 55,677 A
Ir = 41,242 A
Idasar sec CT = 5 A
61
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Untuk menghitung arus dalam pu:
Ipu =
I ada
I dasar
Id =
55,677
= 11,135 pu
5
Ir =
41,242
= 8,248 pu
5
Dibawah ini adalah gambar karakteristik relai diferensial yang
memperlihatkan letak titik nilai gangguan, untuk gangguan fasa R, S dan T
yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa didalam
transformator tenaga.
Id
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
gangguan
b
a
DIF
gangguan
TRIP
tidak TRIP
Ir
0
2
4
6
8
10
Gambar 11. Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan Dalam
Transformator Untuk gangguan Tiga Fasa
Keterangan:
a : Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan Dalam
Transformator Untuk gangguan Tiga Fasa.
b : gangguan didalam jangkauan relai diferensial
62
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
4.4.2. Perhitungan Setelan Relai Diferensial Pada Gangguan Luar
Untuk kerja relai diferensial agar tidak salah kerja saat operasi
normal dan gangguan luar maka setelan relai diferensial adalah:
iset > ioper
maka relai diferensial tidak beroperasi.
Dari hasil perhitungan saat ada gangguan fasa R-S-T di bus A di
saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 dengan menggunakan
program Microsoft Excel didapat arus diferensial diperlihatkan pada tabel
berikut adalah sama perhitungannya dengan Tabel 9.
Tabel. 9. Arus diferensial Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (KK-K) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3
fasa
I riel
I imaj
I (A)
sudut
R
-5,288
-14,026
14,990
-110,655
S
-9,503
11,592
14,990
129,345
T
14,791
2,434
14,990
9,345
Hasil perhitungan Arus restraint saat ada gangguan tiga fasa R-S-T
di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 dengan
menggunakan program Microsoft Excel diperlihatkan pada tabel berikut
adalah sama perhitungannya dengan Tabel 10.
Tabel. 10. Arus Restrain Untuk Gangguan Hubung Singkat Tiga Fasa (K-KK) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3
Fasa
Ir (A)
R
28,958
S
28,958
T
28,958
63
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
Setelah hasil perhitungan Arus restraint untuk gangguan tiga fasa
R-S-T di bus A di saluran transmisi Gardu Induk Central Duri #3 kemudian
dihitung setelan rele diferensial. Pada gangguan diluar transformator slope 2
di set 100%, dan relai diferensial tidak bekerja jika iset > ioper maka Iset untuk
gangguan ini pada fasa R adalah:
Iset = slope 2 x Ir
(7)
= 100% x 28,958 A
= 28,958 A
Arus operasi sama dengan arus diferensial (Ioper = Id ) , pada Tabel 9. Id =
14,990 A
Ioper = 14,990 A
tidak trip
Iset = 28,958 A
Gambar 12. Perbandingan nilai Ioper dan Iset saat gangguan diluar
transformator
Karena iset > ioper maka relai diferensial tidak trip.
Untuk melihat letak titik gangguan di gambar karakteristik relai
diferensial arus diferensial dan arus restraint diubah dalam satuan pu.
Id = 14,990 A
Ir = 28,958 A
Idasar sec CT = 5 A
Untuk menghitung arus dalam pu:
Ipu =
64
I ada
I dasar
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Id =
14,990
= 2,998 pu
5
Ir =
28,958
= 5,792 pu
5
Dibawah ini adalah gambar karakteristik relai diferensial yang
memperlihatkan letak titik nilai gangguan, untuk gangguan fasa R, S dan T
yang mengalir pada saat gangguan hubung singkat tiga fasa di bus A.
Id
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
a
DIF
gangguan
TRIP
gangguan
b
tidak TRIP
0
2
4
Ir
6
8
10
Gambar 13. Karakteristik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan di bus A
Untuk gangguan Tiga Fasa
Keterangan:
a : Karakteristrik Relai Diferensial T60 Dititik Gangguan diluar
transformator Untuk gangguan Tiga Fasa
b : gangguan diluar jangkauan relai diferensial
4.5. Error Mismatch
Meskipun dari perhitungan telah di dapat ratio CT Pada halaman 10
yaitu pada sisi 115 kV (CT1) = 200 : 5, dan pada sisi 13,8 kV (CT2) = 1500 :
5. Nilai CT ratio yang dipilih ini adalah sesuai dengan CT yang ada
dipasaran. Karena adanya perbedaan ini maka akan terjadi kesalahan dalam
65
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
membaca perbedaan arus dan tegangan di sisi primer dan sekunder
transformator tenaga serta pergeseran fasa di trafo arus. kesalahan ini
disebut mismatch error. (Anderson Anvenue, 2001: 214-300).
Pada relai diferensial untuk melihat mismatch error didapat dari
perbandingan CT dengan tegangan pada persamaan (8):
CT2
V
= 1
CT1
V2
(8)
Untuk menghitung error mismatch sebelumnya terlebih dahulu
menghitung nilai CT yang ideal di salah satu sisi transformator tenaga,
misal untuk sisi 13,8 kV (CT2) dengan persamaan (9):
CT2(ideal) = CT1 x
V1
V2
(9)
Dimana:
CT1 : current transformer pada sisi primer
CT2 : current transformer pada sisi sekunder
V1 : tegangan di sisi primer (KV)
V1 : tegangan di sisi sekunder (KV)
CT2(ideal) =
200
x
5
115 kV
13,8 kV
Maka ratio CT2 di sisi 13,8 kV saat maxsimum load adalah = 1666,667 : 5
Ratio CT yang digunakan di sisi 13,8 kV adalah 1500 : 5,
sedangkan idealnya CT untuk sisi 13,8 kV adalah 1666,667 : 5 .Maka, error
mismatch didapat dari perbandingan antara CT ideal dengan CT yang ada
dipasaran. Error mismatch untuk relai diferensial adalah:
1666,67
CTideal
% =
CT2
1500
= 1,111%
66
Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron
Kesalahan relai diferensial dalam mengamankan transformator dari
gangguan adalah sebesar 1,111 % .Untuk memperbaiki error mismatch pada
relai diferensial ini dapat dilakukan dengan menaikkan atau menurunkan
tap pada CT.
Error mismatch diharapkan nilainya sekecil mungkin agar proteksi
relai diferensial bekerja secara optimal dalam mengamankan transformator
tenaga. Dengan syarat kesensitifan relai diferensial dalam pengoperasian
Mismatch error tidak boleh lebih dari 5%. Syarat ini ditentukan untuk
proteksi agar optimal menjaga sistem tenaga listrik dari gangguan.
5. Kesimpulan
1. Relai diferensial transformator adalah relai utama yang bekerja
mengamankan transformator tenaga dari gangguan didalam
transformator tenaga dan tidak bekerja saat terjadi gangguan di luar
transformator tenaga.
2. Pada karakteristik relai diferensial, setelan rele diferensial untuk
gangguan didalam transformator tenaga sebesar 25% lebih kecil
dibandingkan untuk gangguan di luar transformator sebesar yang 100%
dan untuk nilai pick up di ambil dari ratio error CT.
3. Error mismatch adalah kesalahan dalam membaca perbedaan arus dan
tegangan di sisi primer dan sekunder transformator tenaga serta
pergeseran fasa di trafo arus. Nilai Error mismatch harus lebih kecil dari
5 % agar proteksi relai diferensial lebih optimal dalam mengamankan
transformator tenaga.
Daftar Pustaka
1. Anderson Anvenue, Markham, Ontario “Transformer Management
Relay Instruction Manual” GE Power Management. Canada . 2001.
2. Anderson Anvenue, Markham, Ontario “ T60 Transformer Management
Relay UR Series Instruction Manual” GE Power Management. Canada .
2003.
3. J lewis, Blackburn “ Protective Relaying Principles And
Applications”second edition. 2004
4. Kadarisman, Pribadi,“ Diktat Kuliah Sistem Proteksi “.
5. Sukmawidjaja, Maula. 1995. Edisi ke-2. “Teori Soal Dan Penyelesaian
Analisa Sistem Tenaga Listrik II ”. Jakarta: Jurusan Teknik Elektro,
Universitas Trisakti.
67
JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372
6. Instructions “ Transformer Differential Relays With Percentagee And
Harmonic Restraint Types STD15C And STD16C “. GE Meter and
control. 1995
68