studi penyetelan relai diferensial pada transformator pt chevron pacific indonesia

JETri, Volume 6, Nomor 2, Februari 2007, Halaman 41 - 68, ISSN 1412-0372

* Alumni Jurusan Teknik Elektro FTI, Universitas Trisakti

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.


42

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).

Liem Ek Bien & Dita Helna. Studi Penyetelan Relai Diferensial Pada Transformator PT Chevron

43

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 =

SP II (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


44

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


45

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


46

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).

Restraining Coil

Operating

Coil

i1 i2

CT1 CT2

I1 I2

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.

CT1

Restraiting Coil

CT2

I1 I2

i2 i1

Operating

Coil


47

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 (|

1I |) dan belitan 2 (|

2I |) 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


1I |)dan belitan 2 (|

2I |)

Irestrain = Ir

= max |

1I | , |

2I |) (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 = r

d

I

Ix 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)


48

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

100%

2.0

KNEEPOINT Irestraint(xCT)

Idifferential(xCT)

200%

50%

15%

SLOPE 2

100%

SLOPE 1

25%

OPERATE

REGION

RESTRAINT

REGION 1.00

PICKUP 0.30

0.05


49

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

RELE

DIFEREN

SIAL

CT1 CT2T

Ip Is

1500:5200:5

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

Relay

Diferen

sial

200:5 CT1 T 1500:5 CT2


50

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

R

S

T

X

Y

Z

iR-iT’

iS-iR’

iT-iS’

ix-iz’

iy-ix’

iz-iy’

R R

R R

R R

O

O

O

Relai diferensial

(87T)

Primer / 115KV Sekunder /13,8KV

CT2

CT3

CT1 CT4

CT5

CT6

AUX CT

Gambar 8. Skema Diferensial Trafo tenaga Pada Operasi Normal


51

Keterangan:

R : Restraint coil

O : Operation coil

iR,iS,iT : arus yang mengalir di sisi primer

ix,iy,iz : arus yang mengalir di sisi sekunder

R, S, T : line di sisi primer

X, Y, Z : 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


52

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:

TX 15/28 MVA

115/13,8 kV

13,8 kV

29,6 MVA

115 kV

Line 1

Line 2

G

A

B

C

GARDU INDUK

CENTRAL DURI #3


53

Tabel 1. Data Transformator Gardu Induk Central Duri #3

Data Belitan 1

hubungan Δ

Belitan 2

hubungan Y

Diagram phasor daya

Pergeseran fasa 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

Tegangan fasa-netral 66,40 KV 7,97 KV

Reaktansi trafo 8,07% 8,07%

Pentanahan netral trafo 20Ω

Tabel 2. Data impedansi Transformator Gardu Induk Central Duri #3

Kapasitas

MVA

Impedansi (%) pada MVA rating

Rt Xt1 Rto Xto

28 0,00351 0,0807 0,0044 0,102

Keterangan:

Rt = resistansi urutan positif dan negatif


54

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)

Impedansi (%) pada MVA rating

Rd’ Xd’ Rd” Xd” Ro Xo

29,741 0,01917 0,23000 0,01 0,12 0,0025 0,12

Keterangan:

d’ : resistansi transien synchronous

Xd’ : reaktansi transien synchronous

Rd’’ : resistansi subtransien synchronous

Xd’’ : reaktansi subtransien synchronous

Ro : resistansi urutan nol

Xo : reaktansi urutan nol

Tabel 5. di bawah ini adalah hasil perhitungan admitansi jaringan

urutan positif, urutan negatif dan urutan nol menggunakan program

Microsoft Excel.


55

Tab

el 5

. P

enyusu

nan

Adm

itan

si J

arin

gan

Uru

tan P

osi

tif

dan

Neg

atif

Untu

k

Gan

gguan

pad

a G

ardu I

nduk C

entr

al D

uri

#3

jB

(pu

)

-0,6

04

-2,7

37

-6,9

26

-6,9

26

0,0

00

0,0

00

G

(pu

)

1,1

38

4,2

62

0,3

01

0,3

01

0,0

00

0,0

00

Su

du

t Y

(rad

)

-0,4

88

-0,5

71

-1,5

27

-1,5

27

-1,4

71

-1,4

71

Y

(pu

)

1,2

89

5,0

65

6,9

33

6,9

33

0,0

00

0,0

00

Su

du

t Z

(rad

)

1,4

88

1,5

71

1,5

27

1,5

27

1,4

71

1,4

71

Z

(pu

)

0,7

76

0,1

97

0,1

44

0,1

44

10,0

5

10,0

5

jX

(pu

)

0,7

73

0,1

97

0,1

44

0,1

44

10

16

10

16

R

(pu

)

0,0

64

0,0

00

0,0

06

0,0

06

10

15

10

15

Ke

bu

s

A

C

C

A

A

C

Da

ri b

us

Gen

erat

or

13

,8 k

V

Sis

tem

11

5 k

V

B

B

GE

NO

GE

NO


56

Tab

el 6

. P

enyu

sunan

Ad

mit

ansi

Jar

ingan

Uru

tan N

ol

Untu

k G

angguan

Pad

a G

ardu

Ind

uk

Cen

tral

Du

ri #

3

jB

(pu

)

0,0

00

-4,8

11

0,0

00

-5,3

98

-0,0

00

4

0,0

00

G

(pu

)

0,0

01

1,1

05

0,0

00

0,7

04

0,0

32

0,0

00

Su

du

t Y

(rad

)

0,0

00

-1,3

45

-1,2

79

-1,4

41

-0,0

12

-1,2

79

Y

(pu

)

0,0

01

4,9

36

0,0

00

5,4

44

0,0

32

0,0

00

Su

du

t

Z

(rad

)

0,0

00

1,3

45

1,2

79

1,4

41

0,0

12

1,2

79

Z

(pu

)

1255,1

35

0,2

03

10,4

x10

15

0,1

84

31,5

08

10,4

x10

15

jX

(pu

)

0,4

03

0,1

97

10x10

15

0,1

82

0,3

64

10

16

R

(pu

)

12

55

,134

0,0

45

3x

10

15

0,0

24

31

,506

3x

10

15

Ke

bu

s

A

C

C

A

A

C

Da

ri b

us

Gen

erat

or

13

,8 k

V

Sis

tem

11

5 k

V

B

B

GE

NO

GE

NO


57

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 = 3xkV

S (4)

Dimana:

nI : arus nominal (A)

S : Daya yang tersalur (MVA)

Dari persamaan 4, arus nominal dikedua sisi transformator adalah sebagai

berikut ;

In sisi 115 kV = 3115

28

xkV

MVA=140,572 A

In sisi 13,8 kV = 38,13

28

xkV

MVA=1171,435 A

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


58

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) = kV

kV

8,13

155 200 A

= 1666,67 A


59

Arus yang mengalir di sisi sekunder CT2 adalah:

I(CT2 ) = A

A

1500

5 x 1666,67 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.


60

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


1I |) dan belitan 2 (|

2I |) pada persamaan 2:

Irestrain = Ir

= max (|

1I | , |

2I |)

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

Fasa Ir (A)

R 41,242

S 41,242

T 41,242


61

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


62

Untuk menghitung arus dalam pu:

Ipu = dasar

ada

I

I

Id = 5

677,55 = 11,135 pu

Ir = 5

242,41 = 8,248 pu

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


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

0 2 4 6 8 10

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Id

Ir

tidak TRIP

TRIP

b

a

gangguan

gangguan DIF


63

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 (K-

K-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-K-

K) Di bus A di Saluran Gardu Induk Central Duri #3

Fasa Ir (A)

R 28,958

S 28,958

T 28,958


64

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 = dasar

ada

I

I


65

Id = 5

990,14 = 2,998 pu

Ir = 5

958,28 = 5,792 pu

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.

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

0 2 4 6 8 10

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Id

Ir tidak TRIP

TRIP

a

b gangguan

gangguan

DIF


66

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):

1

2

CT

CT =

2

1

V

V (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 2

1

V

V (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) = 5

200 x

kV

kV

8,13

115

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:

2CT

CTideal % = 1500

67,1666

= 1,111%


67

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


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


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.


68

6. Instructions “ Transformer Differential Relays With Percentagee And

Harmonic Restraint Types STD15C And STD16C“. GE Meter and

control. 1995

studi penyetelan relai diferensial pada transformator pt chevron pacific indonesia

Documents