tugas besar proteksi

57
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

Upload: dedybrianericsonnainggolan

Post on 26-Jan-2016

25 views

Category:

Documents


3 download

DESCRIPTION

Tugas Besar perkuliahahan proteksi dengan pengampu pak facta

TRANSCRIPT

Page 1: Tugas Besar Proteksi

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

Page 2: Tugas Besar Proteksi

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

Page 3: Tugas Besar Proteksi

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.

Page 4: Tugas Besar Proteksi

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

Page 5: Tugas Besar Proteksi

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

Page 6: Tugas Besar Proteksi

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

Page 7: Tugas Besar Proteksi

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 :

Page 8: Tugas Besar Proteksi

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

Page 9: Tugas Besar Proteksi

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)

Page 10: Tugas Besar Proteksi

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

Page 11: Tugas Besar Proteksi

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

Page 12: Tugas Besar Proteksi

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 =

Page 13: Tugas Besar Proteksi

=

= 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

Page 14: Tugas Besar Proteksi

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 :

Page 15: Tugas Besar Proteksi

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.

Page 16: Tugas Besar Proteksi

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

Page 17: Tugas Besar Proteksi

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 =

Page 18: Tugas Besar Proteksi

=

= 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

Page 19: Tugas Besar Proteksi

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

Page 20: Tugas Besar Proteksi

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

Page 21: Tugas Besar Proteksi

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

Page 22: Tugas Besar Proteksi

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

Page 23: Tugas Besar Proteksi

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.

Page 24: Tugas Besar Proteksi

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

Page 25: Tugas Besar Proteksi

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 :

Page 26: Tugas Besar Proteksi

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

Page 27: Tugas Besar Proteksi

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

Page 28: Tugas Besar Proteksi

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

Page 29: Tugas Besar Proteksi

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

Page 30: Tugas Besar Proteksi

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

Page 31: Tugas Besar Proteksi

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

Page 32: Tugas Besar Proteksi

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

Page 33: Tugas Besar Proteksi

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

Page 34: Tugas Besar Proteksi

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

Page 35: Tugas Besar Proteksi

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

Page 36: Tugas Besar Proteksi

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 =

Page 37: Tugas Besar Proteksi

=

= 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 =

Page 38: Tugas Besar Proteksi

=

= 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

Page 39: Tugas Besar Proteksi

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

Page 40: Tugas Besar Proteksi

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

Page 41: Tugas Besar Proteksi

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

Page 42: Tugas Besar Proteksi

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

Page 43: Tugas Besar Proteksi

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

Page 44: Tugas Besar Proteksi

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).

Page 45: Tugas Besar Proteksi

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

Page 46: Tugas Besar Proteksi

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

Page 47: Tugas Besar Proteksi

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

Page 48: Tugas Besar Proteksi

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.

Page 49: Tugas Besar Proteksi

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

Page 50: Tugas Besar Proteksi

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

Page 51: Tugas Besar Proteksi

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

Page 52: Tugas Besar Proteksi

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

Page 53: Tugas Besar Proteksi

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

Page 54: Tugas Besar Proteksi

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.

Page 55: Tugas Besar Proteksi

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

Page 56: Tugas Besar Proteksi

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.

Page 57: Tugas Besar Proteksi

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.