tugas besar proteksi
DESCRIPTION
Tugas Besar perkuliahahan proteksi dengan pengampu pak factaTRANSCRIPT
TUGAS BESAR
MATAKULIAH SISTEM PROTEKSI DAN RELE
Kelompok 6
Dedy Brian Ericson 21060112130081
Freddy Jhon Foreman 21060112140048
Surya Nur Hidayat 21060112130082
Ivan Darren Alber 21060112140086
Berzelius Octa N. G 21060112140058
Mesrika Purba 21060112120003
Alam Afif Makarim 21060112140078
Abraham Bayu D 21060112130051
Galuh Indra Cahya 21060112140047
Muhammad Hafizh 21060112130055
JURUSAN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS DIPONEGORO
SEMARANG
2015
Soal :
Tugas Besar Secara Berkelompok M.K. Proteksi Sistem Tenaga Listrik
Tentukan Jenis Relay dan Setting Relay dalam Koordinasi Proteksi Sistem sebagaimana
Gambar-1
`
Beban
1
Max 480 Ampere
Min 20 Amp
PF 0.85
Beban
2
Max 480 Amp
Min 20 Amp
PF 0.85
Beban
Factory
Max 12,5 MW
Min 1 MW
P.F. 0.9
Gen-1
??? MW
PF 0.85
Gen-2
??? MW
PF 0.85
Beban
Internal-2
0.5 MVA
Beban
Internal-1
0.5 MVA
Beban
House
Transformer
10/0,4kV
1 MVA
HTA
B
C
D
F
G
H
JE
I
K
L
M
P
Q
ABSW
CB
RS
TRAFO-1
??? MVA
150/20kV
TRAFO-2
??? MVA
150/20kV
Gardu Induk
Trafo-1
10 MVA
20/10.5 kV
Z=7.62%
Trafo-2
10 MVA
20/10.5 kV
Z=7.62%
X
Y
CB
250 M
10 M
5 M
5 M
20 M50 M
100 M
10 M
5 M
XLPEXLPE XLPE
XLPEXLPE
XLPEXLPE
AAAC
AAACAAAC
AAACAAAC
Beban
3
Max 480 Amp
Min 20 Amp
PF 0.8
500 M500 M
300 M 100 M
AAAC20 M
Proteksi:
OCR, GFR,
UVR, OVR,
UFR, OFR
Ke CB-S
Proteksi:
OCR, GFR,
UVR, OVR,
UFR, OFR
CB - R
Proteksi:
OCR, GFR,
UVR, OVR,
UFR, OFR
Ke CB-D
Proteksi:
OCR, GFR,
UVR, OVR,
UFR, OFR
Ke CB-I
Proteksi:
OCR, GFR,
UVR, OVR,
UFR, OFR
Ke CB-A dan B
Proteksi:
OCR, GFR,
UVR, OVR,
UFR, OFR
Ke CB-F dan G
Tiang 12 meter
Tiang 12 meter
Tiang 12 meter
Tiang 12 meter
Tiang 12 meter
Asumsi Penentuan Koordinasi
Setting Proteksi:
> Gangguan di Titik S
> Gangguan di Titik R
> Gangguan di Titik X
> Gangguan di Titik P
> Gangguan di Titik Y
> Gangguan di Titik Q
> Gangguan di Titik E
> Gangguan di Titik J
Proteksi di Titik P
Recloser Gangguan
Fasa dan Gangguan
Tanah
Gambar – 1
Parameter yang belum ditentukan dapat dilakukan asumsi dengan alasan yang tepat dan
pemlihan data dari data base (library) di ETAP
Kelompok Variasi Keterangan
1 Gen-1=Gen-2 = PLTU 6 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 30 MVA
ABSW di X-Y Open
2 Gen-1=Gen-2 = PLTU 6 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 30 MVA
ABSW di X-Y Close
3 Gen-1=Gen-2 = PLTU 6 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 40 MVA
ABSW di X-Y Open
4 Gen-1=Gen-2 = PLTU 6 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 40 MVA
ABSW di X-Y Close
5 Gen-1=Gen-2 = PLTU 7.5 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 30 MVA
ABSW di X-Y Open
6 Gen-1=Gen-2 = PLTU 7.5 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 30 MVA
ABSW di X-Y Close
7 Gen-1=Gen-2 = PLTU 7,5 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 40 MVA
ABSW di X-Y Open
8 Gen-1=Gen-2 = PLTU 7,5 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 40 MVA
ABSW di X-Y Close
9 Gen-1=Gen-2 = PLTU 9 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 30 MVA
ABSW di X-Y Open
10 Gen-1=Gen-2 = PLTU 9 MW
Trafo GI-1 = Trafo GI-2 = 30 MVA
ABSW di X-Y Close
Tiap kelompok berisi minimal 6 (enam) orang dan maksimal 10 (sepuluh) orang.
Buatlah suatu laporan teknik yang rinci dan mudah dibaca serta dipahami yang berisi
perhitungan dan hasil simulasi yang membuktikan bahwa koordinasi setting proteksi yang
dilakukan adalah benar untuk setiap simulasi dititik – titik gangguan, berdasarkan Standar
IEC 50 Hz.
Jawab :
Beberapa Standart yang digunakan dalam penyettingan jaringan :
1. Setting Over Current Relay
Menurut standart IEC (International Electric Commition) untuk menentukan waktu
kerja relay dapat ditunjukkan pada persamaan- persamaan berikut ini [3], [23].
a) Standart Inverse
b) Very Inverse
c) Extremely Inverse
Standart yang digunakan dalam penyettingan OCR
1. Standart untuk I over current pada rele proteksi berdasarkan standart British BS
142 yaitu pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL.
2. Standart untuk I instantaneous pada rele proteksi berdasarkan standart British BS
142 adalah <0,8xIsc.
3. Standart untuk grading timer pada rele proteksi berdasarkan IEEE Standart 242-
1986, yaitu 0,2 s – 0,4 s.
2. Setting Ground Fault Relay
Pertimbangan pada setting koordinasi rele arus lebih gangguan ke tanah adalah:
Arus urutan nol akan terisolasi pada trafo belitan delta
Arus urutan nol akan mengalir dari sumber gangguan trafo belitan Wye
Sedangkan untuk setting rele gangguan ke tanah adalah :
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G ............ (8)
Dengan Isc L-G merupakan arus hubung singkat satu fasa ke tanah.
3. Setting Overvoltage dan Unvervoltage Relay
Dalam penyettingan Overvoltage Relay dan Undervoltage Relay berdasarkan
standart tegangan yang bisa ditoleransi yaitu ±10% dari tegangan normal.
4. Setting Overfrekuensi dan Underfrekuensi Relay
Sesuai dengan standar IEEE C37.106-1987 [9], besarnya frekuensi yang
diperbolehkan adalah ±1% dari frekuensi referensi, yaitu sebesar 50 Hz untuk di
Indonesia atau menurut SPLN frekuensi yang dipergunakan di Indonesia berkisar
antara 49,5 Hz hingga 50,5 Hz.
Berdasarkan standar ANSI/IEEE C37.106-1987, pelepasan beban tahap pertama
dilakukan UFR (Under Frequency Relay) dengan delay t = 0,1 s.
Tabel dibawah merupakan skema pelepasan beban tiga langkah yang terdapat pada
standar ANSI/IEEE C37.106-1987.
Tabel 1. Skema Pelepasan Beban Tiga Langkah.
Step
Frequency
Trip Point
(Hz)
Percent of
Load
Shedding (%)
Fixed Time
Delay
(Cycles) on
Relay
1 59.3 10 6
2 58.9 15 6
3 58.5
As required to
arrest decline
before 58.2 Hz
1. Kondisi awal beban 1,2,3, beban factory Kondisi beban maksimum, didapat kondisi
berikut
Gambar1. Single Line Diagram
Tabel 2. Keterangan Alert pada Setiap Bus
Setelah diatur tapping pada tranformator, didapatkan aliran daya sebagai berikut :
Didapat arus short circuit ketika switch ditutup:
Tabel 3. Arus Short Circuit Ketika Switch Ditutup
No. Bus Gangguan 3
Fasa (KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan
Line to Line
(KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 1 5,542 7,050 4,836 6,977
2. Bus 2 5,567 7,126 4,858 6,993
3. Bus 5 10,515 11,807 9,234 11,292
4. Bus 6 10,515 11,807 9,235 11,292
5. Bus 10 5,651 7,271 4,927 7,206
6. Bus 15 5,639 7,238 4,916 7,172
7. Bus 17 5,305 6,625 4,614 6,351
8. Bus 18 5,235 6,509 4,548 6,267
9. Bus 22 5,509 6,872 4,796 6,800
Didapat arus short circuit ketika switch diopen:
Tabel 4. Arus Short Circuit Ketika Switch Dibuka
No. Bus Gangguan 3
Fasa (KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan
Line to Line
(KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 1 2,096 2,837 1,848 2,767
2. Bus 2 2,096 2,837 1,848 2,767
3. Bus 5 5,608 7,241 4,978 6,913
4. Bus 6 5,608 7,241 4,978 6,913
5. Bus 10 3,586 4,499 3,105 4,440
6. Bus 15 3,585 4,499 3,104 4,438
7. Bus 17 3,547 4,532 3,072 4,414
8. Bus 18 3,609 4,639 3,125 4,525
9. Bus 22 3,600 4,524 3,118 4,469
Di dapat load flow sebagai berikut :
Location:
Engineer: Study Case: LF
12.6.0H Page: 1
SN:
Filename: Tugas Besar Proteksi
Project: ETAP
Contract:
Date: 29-12-2015
Revision: Base
Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT
Bus ID kV
Voltage Ang. % Mag.
Generation MW Mvar
Load MW Mvar
Load Flow MW Mvar Amp ID %PF
XFMR %Tap
Bus1 20.000 -3.9 99.629 Bus2 -2.864 -3.130 122.9 67.5 0 0 0 0 Bus8 12.280 5.940 395.3 90.0 Bus6 -9.416 -2.810 284.7 95.8
Bus2 20.000 -3.9 99.666 Bus1 2.866 3.129 122.9 67.5 0 0 0 0 Bus9 6.589 -0.372 191.2 -99.8 Bus5 -9.456 -2.757 285.3 96.0
Bus5 * 10.500 0.0 100.000 3.539 10.514 Bus7 0.492 0.023 27.1 99.9 0 0 -2.000 Bus11 0.509 0.017 28.0 99.9 -2.500 Bus2 9.513 3.499 557.3 93.9
Bus6 * 10.500 0.0 100.000 3.589 10.474 Bus7 0.492 0.023 27.1 99.9 0 0 -2.000 Bus13 0.509 0.017 28.0 99.9 -2.500 Bus1 9.473 3.549 556.2 93.6
Bus7 10.500 0.0 99.998 Bus5 -0.492 -0.023 27.1 99.9 0 0 0 0 Bus6 -0.492 -0.023 27.1 99.9 Bus12 0.984 0.047 54.2 99.9
Bus8 20.000 -3.9 99.570 Bus1 -12.272 -5.939 395.3 90.0 0 0 0 0 Bus14 12.272 5.939 395.3 90.0
Bus9 20.000 -4.0 99.521 Bus2 -6.580 0.370 191.2 -99.8 0 0 0 0 Bus10 6.580 -0.370 191.2 -99.8
Bus10 20.000 -4.0 99.351 Bus22 -1.706 2.213 81.2 -61.1 0 0 0 0 Bus15 8.274 -2.588 251.9 -95.4 Bus9 -6.568 0.376 191.2 -99.8
Bus11 0.400 -1.9 99.773 0.000 0.498 Bus5 -0.498 0.000 720.0 100.0 0 0 Bus12 0.400 -2.7 98.532 0.000 0.971 Bus7 -0.971 0.000 1422.2 100.0 0 0 Bus13 0.400 -1.9 99.773 0.000 0.498 Bus6 -0.498 0.000 720.0 100.0 0 0 Bus14 20.000 -3.9 98.585 5.884 12.149 Bus8 -12.149 -5.884 395.3 90.0 0 0 Bus15 20.000 -4.0 99.314 8.640 13.941 Bus17 -5.670 -11.230 365.7 45.1 0 0
Bus10 -8.270 2.590 251.9 -95.4 Bus17 20.000 -4.7 100.738 8.889 14.343 Bus15 5.881 11.324 365.7 46.1 0 0
5.000 Bus19 -20.224 -20.213 819.4 70.7 Bus18 20.000 -3.6 99.503 8.673 13.994 Bus22 1.722 -2.206 81.2 -61.5 0 0
Bus20 -15.716 -6.466 493.0 92.5 Bus19 * -5.000 150.000 0.0 100.000 23.913 20.306 Bus17 20.306 23.913 120.8 64.7 0 0 Bus20 * -2.500 150.000 0.0 100.000 7.681 15.743 Bus18 15.743 7.681 67.4 89.9 0 0 Bus22 20.000 -3.9 99.408 Bus18 -1.712 2.210 81.2 -61.2 0 0 0 0
Location:
Engineer: Study Case: LF
12.6.0H Page: 2
SN:
Filename: Tugas Besar Proteksi
Project: ETAP
Contract:
Date: 29-12-2015
Revision: Base
Config.: Normal
Bus ID kV
Voltage Ang. % Mag.
Generation MW Mvar
Load MW Mvar
Load Flow MW Mvar Amp ID %PF
XFMR %Tap
Bus10 1.712 -2.210 81.2 -61.2 * # Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA
Indicates a voltage regulated bus (voltage controlled or swing type machine connected to it)
Dari data diatas maka dilakukan penyettingan :
1. OCR dan GFR
a. CB D
Didapat IFL :
Tabel 5. I Full Load Setting RelayD
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS2 BUS9 122,9
2. BUS2 BUS1 191,2
Didapat ISC :
Tabel 6. I Short Circuit Setting RelayD
No. Bus
Gangguan
3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan
Line to Line
(KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 2 (DS
open)
2,096 2,837 1,848 2,767
2. Bus 2 (DS
close)
5,567 7,126 4,858 6,993
RelayD
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 1848 A
FLA : 314,1 A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 1848 A
Iset ≤ 1478,4 A
Dipilih IHighset sebesar 1400 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,7
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *314,1 A<Iset<1,3*314,1 A
329,805 A<Iset< 408,33 A
Dipilih Ilowset sebesar 400 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,2
TMS =
=
= 0,0222008083
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,022 , jadi Toperasinya :
t=0,099 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 2837 A (Fasa ke Tanah)
FLA : 314,1 A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 2837 A ≤ Iset ≤ 50% x 2837 A
141,85≤ Iset ≤1418,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 314,1 A
Iset<125,64 A
Dipilih Ilowset sebesar 120 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,06
TMS =
=
= 0,04664572144
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,046 , jadi Toperasinya :
t=0,098 sekon
b. CB I
Didapat IFL :
Tabel 7. I Full Load Setting RelayI
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS1 BUS2 122,9
2. BUS1 BUS8 395,3
Didapat ISC :
Tabel 8. I Short Circuit Setting RelayI
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 1
(DS
open)
2,096 2,837 1,848 2,767
2. Bus 1
(DS
close)
5,542 7,050 4,836 6,977
RelayI
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 1848A
FLA : 518,2 A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 1848 A
Iset ≤ 1478,4 A
Dipilih IHighset sebesar 1400 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,7
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *518,2 A<Iset<1,3*518,2 A
544,11 A<Iset< 673,66 A
Dipilih Ilowset sebesar 600 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,3
TMS =
=
= 0,016253
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,025 , jadi Toperasinya :
t=0,153822 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 2837 A (Fasa ke Tanah)
FLA : 518,2 A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 2837 A ≤ Iset ≤ 50% x 2837 A
141,85≤ Iset ≤1418,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 518,2 A
Iset<207,28 A
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,1
TMS =
=
= 0,038911
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,038 , jadi Toperasinya :
t =0,09765 sekon
c. CB B
Didapat IFL :
Tabel 9. I Full Load Setting RelayB
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS5 BUS2 557,3
Didapat ISC :
Tabel 10. I Short Circuit Setting RelayB
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 5
(DS
open)
5,608 7,241 4,978 6,913
2. Bus 5
(DS
close)
10,515 11,807 9,234 11,292
RelayB
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4978 A
FLA : 557,3 A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik + Grading Time = 0,1 + 0,3 = 0,4
standart grading time menurut IEEE Standart 242-1986 yaitu 0,2 s – 0,4 s
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 4978A
Iset ≤ 3982,4 A
Dipilih IHighset sebesar 3500 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 1,75
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *557,3 A<Iset<1,3*557,3 A
585,165A<Iset< 724,49A
Dipilih Ilowset sebesar 600 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,3
TMS =
=
= 0,123501
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,12 , jadi Toperasinya :
t=0,388662 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 7241A (Fasa ke Tanah)
FLA : 557,3 A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik + 0,3 detik = 0,4 detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 7241A ≤ Iset ≤ 50% x 7241 A
362,05≤ Iset ≤3620,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5 A
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 557,3 A
Iset<222,92 A
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,1
TMS =
=
= 0,212638
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,20 , jadi Toperasinya :
t=0,376227 sekon
d. CB G
Didapat IFL :
Tabel 11. I Full Load Setting RelayG
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS6 BUS1 556,2
Didapat ISC :
Tabel 12. I Short Circuit Setting RelayG
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 6
(DS
open)
5,608 7,241 4,978 6,913
2. Bus 6
(DS
close)
10,515 11,807 9,235 11,292
RelayG
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4978A
FLA : 556,2A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik + Grading Time = 0,1 + 0,3 = 0,4
standart grading time menurut IEEE Standart 242-1986 yaitu 0,2 s – 0,4 s
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 4978A
Iset ≤ 3982,4 A
Dipilih IHighset sebesar 3500 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 1,75
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *556,2A<Iset<1,3*556,2A
584,01A<Iset< 723,06A
Dipilih Ilowset sebesar 600 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,3
TMS =
=
= 0,123501
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,12 , jadi Toperasinya :
t=0,388662 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 6913A (Fasa ke Tanah)
FLA : 556,2A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik + 0,3 detik = 0,4 detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 6913A ≤ Iset ≤ 50% x 6913 A
345,65≤ Iset ≤3456,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 556,2A
Iset<222,48A
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,1
TMS =
=
= 0,209793
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,20 , jadi Toperasinya :
t=0,381328 sekon
e. CB A
Didapat IFL :
Tabel 13. I Full Load Setting RelayA
NO BUS
FLA (A) From To
1. GEN1 BUS5 610
Didapat ISC :
Tabel 14. I Short Circuit Setting RelayA
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 5
(DS
open)
5,608 7,241 4,978 6,913
2. Bus 5
(DS
close)
10,515 11,807 9,235 11,292
RelayA
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4978A
FLA : 610A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,4detik + Grading Time = 0,4 + 0,3 = 0,7
standart grading time menurut IEEE Standart 242-1986 yaitu 0,2 s – 0,4 s
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 4978A
Iset ≤ 3982,4 A
Dipilih IHighset sebesar 3500 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 1,75
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *610A<Iset<1,3*610A
640,5A<Iset< 793A
Dipilih Ilowset sebesar 700 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,35
TMS =
=
= 0,200
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,20 , jadi Toperasinya :
t=0,6997 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 6913A
FLA : 610A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,4detik + 0,3 detik = 0,7 detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 6913A ≤ Iset ≤ 50% x 6913 A
345,65≤ Iset ≤3456,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 610A
Iset<244A
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,1
TMS =
=
= 0,367138
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,36 , jadi Toperasinya :
t=0,6863 sekon
f. CB F
Didapat IFL :
Tabel 15. I Full Load Setting RelayF
NO BUS
FLA (A) From To
1. GEN1 BUS6 608,8
Didapat ISC :
Tabel 16. I Short Circuit Setting RelayF
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus 6
(DS
open)
5,608 7,241 4,978 6,913
2. Bus 6
(DS
close)
10,515 11,807 9,235 11,292
RelayF
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4978A
FLA : 608,8A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,4detik + Grading Time = 0,4 + 0,3 = 0,7
standart grading time menurut IEEE Standart 242-1986 yaitu 0,2 s – 0,4 s
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 4978A
Iset ≤ 3982,4 A
Dipilih IHighset sebesar 3500 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 1,75
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *608,8A<Iset<1,3*608,8A
639,24A<Iset< 791,44A
Dipilih Ilowset sebesar 700 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,35
TMS =
=
= 0,200
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,20 , jadi Toperasinya :
t=0,6997 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 6913A
FLA : 608,8A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,4detik + 0,3 detik = 0,7 detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 6913A ≤ Iset ≤ 50% x 6913 A
345,65≤ Iset ≤3456,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 608,8A
Iset<243,52A
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,1
TMS =
=
= 0,367138
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,36 , jadi Toperasinya :
t=0,6863 sekon
Setting Jaringan Gardu Induk :
a. CB S
Didapat IFL :
Tabel 17. I Full Load Setting RelayS
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS18 BUS22 157,6
Didapat ISC :
Tabel 18. I Short Circuit Setting RelayS
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus
18(DS
open)
3,609 4,639 3,125 4,525
2. Bus 18
(DS
close)
5,235 6,509 4,548 6,267
RelayS
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 3125A
FLA : 157,6A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1 S
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 3125A
Iset ≤ 2500A
Dipilih IHighset sebesar 2000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 1
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *157,6A<Iset<1,3*157,6A
165,48A<Iset< 204,88
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,1
TMS =
=
= 0,040369
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,28 , jadi Toperasinya :
t=0,099086 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4525A
FLA : 157,6A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1 detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 4525A ≤ Iset ≤ 50% x 4525 A
226,25≤ Iset ≤2262,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 157,6A
Iset<63,04A
Dipilih Ilowset sebesar 50 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,025
TMS =
=
= 0,067351
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,06 , jadi Toperasinya :
t=0,089086 sekon
b. CB R
Didapat IFL :
Tabel 19. I Full Load Setting RelayR
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS17 BUS15 418,6
Didapat ISC :
Tabel 20. I Short Circuit Setting RelayR
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan
Line to Line
to Ground
(KA)
1. Bus
17(DS
open)
3,547 4,532 3,072 4,414
2. Bus 17
(DS
5,305 6,625 4,614 6,351
close)
RelayR
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 3072A
FLA : 418,6A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1detik
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 3072A
Iset ≤ 2457,6A
Dipilih IHighset sebesar 2000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 1
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *418,6A<Iset<1,3*418,6A
439,53A<Iset< 544,18
Dipilih Ilowset sebesar 450 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,225
TMS =
=
= 0,027974
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,027 , jadi Toperasinya :
t=0,096517 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4414A
FLA : 418,6A
CT ratio : 2000/5 A
t operating : 0,1 detik
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 4414A ≤ Iset ≤ 50% x 4414 A
220,7≤ Iset ≤2207
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Pick up =
=
= 0,5
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 418,6A
Iset<167,44A
Dipilih Ilowset sebesar 150 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
Pick up =
=
= 0,075
TMS =
=
= 0,049984
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,04 , jadi Toperasinya :
t=0,080025 sekon
c. Recloser
Didapat IFL :
Tabel 21. I Full Load Setting Recloser
NO BUS
FLA (A) From To
1. BUS18 BUS22 157,6
Didapat ISC :
Tabel 22. I Short Circuit Setting Recloser
No. Bus
Ganggua
n 3 Fasa
(KA)
Gangguan
Line to
Ground
(KA)
Gangguan Line
to Line (KA)
Gangguan Line
to Line to
Ground (KA)
1. Bus 22(DS
open)
3,600 4,524 3,118 4,469
2. Bus 22 (DS
close)
5,509 6,872 4,796 6,800
Recloser
OCR
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 3118A
FLA : 157,6A
standart grading time menurut IEEE Standart 242-1986 yaitu 0,2 s – 0,4 s
Syarat setting 1,05*FLA ≤ Iset≤ 0,8*Isc Min
Arus setting Instantaneous (High)
Standart untuk Ihighset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142
adalah <0,8xIsc
Iset ≤ 0,8*Isc Min
Iset ≤ 0,8* 3118A
Iset ≤ 2494,4A
Dipilih IHighset sebesar 2000 A, maka nilai pick upnya = 2000/200= 10xTOC
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk Ilowset pada rele proteksi berdasarkan standart British BS 142 yaitu
pada 1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 IFL<Iset<1,3IFL
1,05 *157,6A<Iset<1,3*157,6A
165,48A<Iset< 204,88
Dipilih Ilowset sebesar 200 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
TMS =
=
= 0,161341
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,16 , jadi Toperasinya :
t=0,396675 sekon
GFR
5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
Dipilih kurva : Standard Inverse dan Instantaneous
Isc Min : 4469A
FLA : 157,6A
Arus setting Instantaneous (High)
Syarat setting 5-10% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x Isc L-G ≤ Iset ≤ 50% x Isc L-G
5% x 4469A ≤ Iset ≤ 50% x 4469 A
223,45≤ Iset ≤2234,5
Dipilih IHighset sebesar 1000 A, maka nilai pick upnya.
Arus setting Overcurrent (Low)
Standart untuk GFR 0,4 IFL
Iset<0,4 IFL
Iset<0,4 * 157,6A
Iset<63,04A
Dipilih Ilowset sebesar 50 A, maka nilai pick up dan TMS adalah sebagai berikut.
TMS =
=
= 0,268625
Time Dial yang tersedia (TMS) adalah 0,26 , jadi Toperasinya :
t=0,387156 sekon
2. OVR dan UVR
Dalam penyettingan Overvoltage Relay dan Undervoltage Relay berdasarkan standart
tegangan yang bisa ditoleransi yaitu ±10% dari tegangan normal.
Misal pada Bus 20 KV,
Setting OVR = 110%*20KV = 22KV
Setting UVR = 90%*20KV = 18 KV
Maka dilakukan penyettingan sebagai berikut :
Tabel 23. Settingan Under Voltage Relay
No. Rele CB Trip Setting Waktu Settingg(% Hz)
1. VR3 S 0.1 110
2. VR4 I 0.1 110
3. VR5 A 0.3 110
4. VR5 B 0.1 110
5. VR6 G 0.1 110
6. VR6 F 0.3 110
7. VR1 D 0.1 110
8. VR2 R 0.1 110
Tabel Settingan Over Voltage Relay
Tabel 24. Settingan Over Voltage Relay
No. Rele CB Trip Setting Waktu Settingg(% Hz)
1. VR3 S 0.1 90
2. VR4 I 0.1 90
3. VR5 A 0.3 90
4. VR5 B 0.1 90
5. VR6 G 0.1 90
6. VR6 F 0.3 90
7. VR1 D 0.1 90
8. VR2 R 0.1 90
3. UFR DAN OFR
Sesuai dengan standar IEEE C37.106-1987 [9], besarnya frekuensi yang
diperbolehkan adalah ±1% dari frekuensi referensi, yaitu sebesar 50 Hz untuk di
Indonesia atau menurut SPLN frekuensi yang dipergunakan di Indonesia berkisar
antara 49,5 Hz hingga 50,5 Hz.
Berdasarkan standar ANSI/IEEE C37.106-1987, pelepasan beban tahap pertama
dilakukan UFR (Under Frequency Relay) dengan delay t = 0,1 s.
Total Beban :
Beban1+Beban2+Beban3+Beban Factory =
14,134MW+14,134MW+14,134MW+12,5 MW =54,902MW
Beban Internal= Beban Internal 1 + Beban Internal2 + Beban House Trafo=
0,5MW+0,5MW+1MW = 2MW
Tottal Beban = 54,902MW+2MW = 56,902 MW
Minimum Step 1 = 10% * 56,902= 5,6902 MW
Minimum Step2 = 10% * 56,902= 5,6902 MW
Minimum Step 3 = 15% * 56,902= 8,5353 MW
Minimum Step 4= 15% * 56,902= 8,5353 MW
Tabel 25. Settingan Pelepasan Beban
Step
Frequency
Trip Point
(Hz)
Setting
Waktu (s)
Beban yang
Dilepas
Total Beban
(MW)
1 49,5 (99%) 0,1 Beban 1 14,134
2. 49 (98%) 0,12 Beban 2 14,134
3. 48,5 (97%) 0,12 Beban 3 14,134
4. 48 (96%) 0,12
Beban
Factory
12,5
5. 47,5 (95%) 0,12
Beban
Internal
2
Tabel 26. Settingan Under Frequency Relay
No. Rele CB Trip Setting Waktu Settingg(% Hz)
1. FR3 CB11 0.1 99
2. FR3 S 0.12 96
3. FR4 I 0.12 96
4. FR5 A 0.15 95
5. FR5 B 0.12 95
6. FR6 F 0.15 95
7. FR6 G 0.12 95
8. FR1 D 0.12 96
9. FR2 CB10 0.12 98
10. FR2 R 0.12 97
Tabel 27. Settingan Over Frequency Relay
No. Rele CB Trip Setting Waktu Settingg(% Hz)
1. FR3 CB11 0.1 101
2. FR3 S 0.12 104
3. FR4 I 0.12 104
4. FR5 A 0.15 105
5. FR5 B 0.12 105
6. FR6 F 0.15 105
7. FR6 G 0.12 105
8. FR1 D 0.12 104
9. FR2 CB10 0.12 102
10. FR2 R 0.12 103
SIMULASI KOORDINASI PROTEKSI
1. KOORDINASI RELE ARUS LEBIH DAN RECLOSER
1. Gangguan di Titik S
Gambar Gangguan
Gambar 2. Ketika Terjadi Gangguan di Titik S
Berikut tabel kerja rele
Tabel 28. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik S
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 120 RelasS 1.942 120 Phase-
OC1-51
2. 130 S 10.0 Tripped by
RelayS
Phase-
OC1-51
Diagram Kerja Rele
Gambar3. Kerja RelayS
Dari gambar diatas terlihat rele melindungi kerja transformator, sehingga arus
yang timbul tidak akan sampai pada nilai damage curve trafo. Hanya saja rele
megganggu inrush trafo (T6).
2. Gangguan di Titik R
Gambar Gangguan
Gambar4. Ketika Terjadi Gangguan di Titik R
Tabel Kerja Rele
Tabel 29. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik R
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 136 RelayR 1.775 136 Phase-
OC1-51
2. 146 R 10.0 Tripped
by RelayR
Phase-
OC1-51
Diagram Kerja Rele
Gambar 5. Kerja RelayS
Dari gambar diatas terlihat rele melindungi kerja transformator, sehingga arus
yang timbul tidak akan sampai pada nilai damage curve trafo. Hanya saja rele
megganggu inrush trafo (T6).
3. Gangguan di Titik X
Gambar Gangguan
Gambar 6. Ketika Terjadi Gangguan di Titik X
Tabel Kerja Rele
Tabel 30. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik X
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms)
T2
(ms) Condition
1. 122 RelayS 1.878 122 Phase-OC1-51
2. 132 S 10.0 Tripped by
RelayS Phase-
OC1-51
3. 140 RelayR 1.704 140 Phase-OC1-51
4. 150 R 10.0 Tripped by
RelayR Phase-
OC1-51
5. 183 RelayD 1.033 183 Phase-OC1-51
6. 193 D 10.0 Tripped by
RelayD Phase-
OC1-51
7. 323 RelayI 1.029 323 Phase-OC1-51
8. 333 I 10.0 Tripped by
RelayI Phase-
OC1-51
9. 684 RelayB 2.018 684 Phase-OC1-51
10. 686 RelayG 2.011 686 Phase-OC1-51
11. 694 B 10.0 Tripped by
RelayB Phase-
OC1-51
12. 696 G 10.0 Tripped by
RelayG Phase-
OC1-51
13. 1311 RelayF 2.014 1311 Phase-OC1-51
14. 1311 RelayA 2.014 1311 Phase-OC1-51
15. 1321 F 10.0 Tripped by
RelayF Phase-
OC1-51
16. 1321 A 10.0 Tripped by
RelayA Phase-
OC1-51
Diagram Kerja Rele
Gambar 7. Kerja Rele
Dari gambar diatas dapat dilihat adanya koordinasi antara rele yang paling
dekat dengan gangguan sampai paling jauh, tidak terjadi overlap pada grafik.
4. Gangguan di Titik P
Dengan gangguan fasa ke tanah
Gambar 8. Ketika Terjadi Gangguan di Titik P
Tabel 31. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik P
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 60.0 REC1 2.736 0.0 60.0 1st
Operation-
Ground-
Trip1-HC
2. 100 RelayS 2.517 100 Phase-
OC1-50
3. 100 RelayS 2.736 100 Ground-
OC1-50
4. 110 S 10.0 Tripped by
RelayS
Phase-
OC1-50
5. 110 S 10.0 Tripped by
RelayS
Ground-
OC1-50
6. 360 REC1 300 1st
Recloser
7. 420 REC1 2.736 0.0 60.0 2nd
Operation-
Ground-
Trip1-HC
Gambar 9. Kurva Kerja Rele
Dari gambar diatas dapat dilihat bahwa koordinasi antararelay dan recloser
sudah terkoordinasi, walaupun terdapat kurva yang sama yaitu pada kurva
definite, hal ini dikarenakan masih dalam satu feeder jadi settingannya
berdasarkan arus gangguan yang sama.
5. Gangguan di Titik Y
Gambar Gangguan
Gambar 10. Ketika Terjadi Gangguan di Titik Y
Tabel Kerja Rele
Tabel 32. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik Y
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 122 RelayS 1.885 122 Phase-OC1-51
2. 132 S 10.0 Tripped by
RelayS Phase-
OC1-51
3. 140 RelayR 1.702 140 Phase-OC1-51
4. 150 R 10.0 Tripped by
RelayR Phase-
OC1-51
5. 182 RelayD 1.037 182 Phase-OC1-51
6. 192 D 10.0 Tripped by
RelayD Phase-
OC1-51
7. 320 RelayI 1.033 320 Phase-OC1-51
8. 330 I 10.0 Tripped by
RelayI Phase-
OC1-51
9. 682 RelayB 2.025 682 Phase-OC1-51
10. 684 RelayG 2.019 684 Phase-OC1-51
11. 692 B 10.0 Tripped by
RelayB Phase-
OC1-51
12. 694 G 10.0 Tripped by
RelayG Phase-
OC1-51
13. 1306 RelayF 2.022 1306 Phase-OC1-51
14. 1306 RelayA 2.022 1306 Phase-OC1-51
15. 1316 F 10.0 Tripped by
RelayF Phase-
OC1-51
16. 1316 A 10.0 Tripped by
RelayA Phase-
OC1-51
Diagram Kerja Rele
Gambar 11. Kerja Rele Ketika Gangguan di Titik Y
Dari gambar diatas dapat dilihat adanya koordinasi antara rele yang paling
dekat dengan gangguan sampai paling jauh, tidak terjadi overlap pada grafik.
6. Gangguan di Titik Q
Gambar 12. Ketika Gangguan di Titik Q
Tabel 33. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik Q
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 123 RelayS 1.851 123 Phase-OC1-51
2. 133 S 10.0 Tripped by
RelayS Phase-
OC1-51
3. 142 RelayR 1.67 142 Phase-OC1-51
4. 152 R 10.0 Tripped by
RelayR Phase-
OC1-51
5. 180 RelayD 1.046 180 Phase-OC1-51
6. 190 D 10.0 Tripped by
RelayD Phase-
OC1-51
7. 315 RelayI 1.043 315 Phase-OC1-51
8. 325 I 10.0 Tripped by
RelayI Phase-
OC1-51
9. 677 RelayB 2.044 677 Phase-OC1-51
10. 679 RelayG 2.037 679 Phase-OC1-51
11. 687 B 10.0 Tripped by
RelayB Phase-
OC1-51
12. 689 G 10.0 Tripped by
RelayG Phase-
OC1-51
13. 1295 RelayF 2.041 1295 Phase-OC1-51
14. 1295 RelayA 2.041 1295 Phase-OC1-51
15. 1305 F 10.0 Tripped by
RelayF Phase-
OC1-51
16. 1305 A 10.0 Tripped by
RelayA Phase-
OC1-51
7. Gangguan di Titik E
Gambar 13. Ketika Gangguan di Titik E
Tabel 34. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik E
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 205 RelayD 0.933 205 Phase-OC1-51
2. 215 D 10.0 Tripped by
RelayD
Phase-OC1-51
3. 397 RelayI 0.93 397 Phase-OC1-51
4. 407 I 10.0 Tripped by
RelayI Phase-
OC1-51
5. 665 RelayB 2.088 665 Phase-OC1-51
6. 667 RelayG 2.081 667 Phase-OC1-51
7. 675 B 10.0 Tripped by
RelayB
Phase-OC1-51
8. 677 G 10.0 Tripped by
RelayG
Phase-OC1-51
9. 1269 RelayF 2.085 1269 Phase-OC1-51
10. 1269 RelayA 2.085 1269 Phase-OC1-51
11. 1279 F 10.0 Tripped by
RelayF Phase-
OC1-51
12. 1279 A 10.0 Tripped by
RelayA
Phase-OC1-51
Gambar 14. Kerja Rele Ketika Gangguan di Titik E
Dapat dilihat koordinasi rele sudah cukup baik, tidak terjadi overlapping. Dari
gambar diatas juga dapat dilihat bahwa grading time sebesar 0,38 sekon. Hal
itu telah sesuai standard yaitu grading time interval 0,2-0,4 sekon.
8. Gangguan di Titik J
Gambar 52. Ketika Gangguan di Titik J
Tabel 35. Waktu Kerja Koordinasi pada Saat Gangguan di Titik J
No. Time
(ms) ID If (KA) T1 (ms) T2 (ms) Condition
1. 208 RelayD 0.92 208 Phase-OC1-51
2. 218 D 10.0 Tripped by
RelayD Phase-
OC1-51
3. 388 RelayI 0.94 388 Phase-OC1-51
4. 398 I 10.0 Tripped by
RelayI Phase-
OC1-51
5. 661 RelayG 2.103 661 Phase-OC1-51
6. 671 G 10.0 Tripped by
RelayG Phase-
OC1-51
7. 673 RelayB 2.058 673 Phase-OC1-51
8. 683 B 10.0 Tripped by
RelayB Phase-
OC1-51
9. 1272 RelayA 2.08 1272 Phase-OC1-51
10. 1272 RelayF 2.08 1272 Phase-OC1-51
11. 1282 A 10.0 Tripped by
RelayA Phase-
OC1-51
12. 1282 F 10.0 Tripped by
RelayF Phase-
OC1-51
Gambar 16. Kerja Rele Ketika Gangguan di Titik J
Dapat dilihat koordinasi rele sudah cukup baik, walaupun ada satu kurva yang
bentrok dengan kurva diatasnya. Dari gambar diatas juga dapat dilihat bahwa
grading time sebesar 0,3 sekon dan 0,296 sekon. Hal itu telah sesuai standard
yaitu grading time interval 0,2-0,4 sekon.
REFERENSI
[1] Dwi Hirlanda, Andikta. 2013. “Koordinasi Proteksi pada Sistem Distribusi 33KV PT.
PERTAMINA RU IV Cilacap Akibat Penambahan Generator 3x15 MW”. Laporan
Tugas Akhir Program Studi S1 Institut Teknologi Sepuluh November.
[2] Setiajie, Prayoga. 2014. “Evaluasi Setting Rele Arus Lebih dan Setting Rele Gangguan
Tanah pada Gardu Induk Srondol”. Laporan Tugas Akhir Program Studi S1 Universitas
Diponegoro.
[3] Risangpajar, Ladislaus. 2015. “Evaluasi Koordinasi Setting Rele Proteksi OCR pada
Jaringan Distribusi Daya Pemakaian Sendiri di PT Indonesia Power Unit Pembangkitan
Semarang Tambak Lorok Blok I dengan ETAP 7.5.0”. Laporan Tugas Akhir Program
Studi S1 Universitas Diponegoro.
[4] Adi Putra, Rino. 2015. “Koordinasi Relay Arus Lebih dan Recloser pada Jaringan
Tegangan Menengah Gardu Induk Srondol”. Laporan Tugas Akhir Program Studi S1
Universitas Diponegoro.