INSTITUT TEKNOLOGI PLN SKRIPSI ANALISIS SKEMA …

INSTITUT TEKNOLOGI PLN

SKRIPSI

ANALISIS SKEMA PELEPASAN BEBAN LEBIH PADA TRAFO

ANTAR REL SUBSISTEM BALARAJA BARU 3,4 – DURI

KOSAMBI 1 – LONTAR KETIKA KONTINGENSI

COVER

DISUSUN OLEH :

MUH. AINUL FAHMI A

NIM : 201611070

PROGRAM STUDI SARJANA TEKNIK ELEKTRO

FAKULTAS KETENAGALISTRIKAN DAN ENERGI TERBARUKAN


JAKARTA, 2020

i

LEMBAR PENGESAHAN

Skripsi dengan judul

ANALISIS SKEMA PELEPASAN BEBAN LEBIH PADA TRAFO

ANTAR REL SUBSISTEM BALARAJA BARU 3,4 – DURI

KOSAMBI 1 – LONTAR KETIKA KONTINGENSI

Disusun oleh :

MUH AINUL FAHMI A

NIM : 201611070

Diajukan untuk memenuhi

persyaratan

PROGRAM STUDI SARJANA TEKNIK ELEKTRO

FAKULTAS KETENAGALISTRIKAN DAN ENERGI TERBARUKAN


Jakarta, 16 Agustus 2020

Mengetahui, Disetujui,

Kepala Program Studi Dosen Pembimbing Utama,

S1 Teknik Elektro

(Tony Koerniawan, S.T., M.T.) (Dr. Ir. Uno Bintang Sudibyo, DEA, IPM)

Dosen Pembimbing Kedua

(Novi Kurniasih, S.T., M.T.)

ii

LEMBAR PENGESAHAN TIM PENGUJI

Nama : Muh. Ainul Fahmi A

NIM : 201611070

Program Studi : S1 Teknik Elektro

Judul : Analisis Skema Pelepasan Beban Lebih pada Trafo Antar

Rel Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 –

Lontar Ketika Kontingensi

Telah disidangkan dan dinyatakan Lulus Sidang Skripsi pada Program Sarjana

Strata 1, Program Studi Teknik Elektro Institut Teknologi PLN pada tanggal 11

Agustus 2020.

Nama Penguji Jabatan Tanda Tangan

1. Ir. Suwarno, M.T. Ketua Penguji

2. Yoakim Simamora, S.T.,M.T. Sekretaris

3. Dewi Purnama Sari, S.T., M.T. Anggota

Mengetahui :

Kepala Program Studi

S1 Teknik Elektro

(Tony Koerniawan, S.T., M.T.)

iii

PERNYATAAN KEASLIAN SKRIPSI

iv

UCAPAN TERIMA KASIH

Dengan ini saya menyampaikan penghargaan dan ucapan terima kasih yang

sebesar – besarnya kepada yang terhormat

Dr. Ir. Uno Bintang Sudibyo, DEA, IPM Selaku Pembimbing I

Novi Kurniasih, S.T., M.T Selaku Pembimbing II

Yang telah memberikan petunjuk, saran-saran serta bimbingannya sehingga

Skripsi ini dapat diselesaikan

Terima kasih yang sama, saya sampaikan kepada :

1. Bapak Hariadi Aji selaku Asisten Manajer di Sub Bidang Rencana Operasi

Sistem Penyaluran PT. PLN (Persero) UIP2B

2. Bapak Yonny Wicaksono selaku staff engineer di Sub Bidang Rencana

Operasi Sistem Penyaluran PT. PLN (Persero) UIP2B

3. Bapak Ahmad Murdani Asisten Manajer di Sub Bidang Rencana Operasi

Harian PT. PLN (Persero) UIP2B

Yang telah mengijinkan melakukan pengumpulan data di Rencana Operasi

Sistem Penyaluran PT. PLN (Persero) UIP2B.


Muh. Ainul Fahmi A

201611070

v

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI

TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS

Sebagai sivitas akademika Institut Teknologi PLN, saya yang bertanda tangan

di bawah ini :


NIM : 201611070


Departemen : Elektro

Jenis Karya : Skripsi

Demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan kepada

Institut Teknologi PLN Hak Bebas Royalti Non eksklusif (Non – exclusive

Royalti Free Right ) atas karya ilmiah saya yang berjudul :

ANALISIS SKEMA PELEPASAN BEBAN LEBIH PADA TRAFO ANTAR REL

SUBSISTEM BALARAJA BARU 3,4 – DURI KOSAMBI 1 – LONTAR KETIKA

KONTINGENSI

Beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas Royalti Non

ekslusif ini Institut Teknologi PLN berhak menyimpan, mengalih

media/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data (database), merawat,

dan mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama

saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.

Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.

Dibuat di : Jakarta

Pada tanggal : 16 Agustus 2020

Yang menyatakan

(Muh. Ainul Fahmi A)

vi

ANALISIS SKEMA PELEPASAN BEBAN LEBIH PADA TRAFO ANTAR REL

SUBSISTEM BALARAJA 3,4 – DURI KOSAMBI 1 – LONTAR KETIKA

KONTINGENSI

Muh Ainul Fahmi A, 201611070

dibawah bimbingan Dr. Ir. Uno Bintang Sudibyo, DEA, IPM dan Novi Kurniasih,

S.T., M.T

ABSTRAK

Salah satu subsistem pada sistem kelistrikan Jawa-Bali adalah subsistem

Balaraja Baru – Duri Kosambi 1 – Lontar, yang mana subsistem ini merupakan

subsistem konfigurasi baru untuk rencana operasi tahun 2020, sehingga

diperlukan analisis mengenai skema pelepasan beban lebih sebagai salah satu

proteksi sistem saat terjadi kontingensi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk

menganalisis skema pelepasan beban lebih ketika terjadi kontingensi pada

subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar. Penelitian ini dilakukan

menggunakan metode kualitatif, dengan menganalisis keadaan subsistem saat

terjadi kontingensi dan tahapan pelepasan beban trafo antar rel 3,4 Balaraja

Baru dan trafo antar rel 1 Duri Kosambi menggunakan simulasi dinamik pada

aplikasi DIgSILENT 15.1.7 Dari hasil penelitian diketahui bahwa skema

pelepasan beban lebih dibagi ke dalam 4 tahap, tahap 1 dalam 2 detik, tahap 2,

5 detik, tahap 3 dalam 3 detik, dan tahap 4 dalam 3,5 detik, dengan jumlah total

kuota pelepasan beban lebih pada saat beban puncak 545 MW dan pada saat

beban rendah sebesar 417 MW, sehingga ketika kontingensi terjadi, skema

pelepasan beban lebih yang telah dirancang mampu menurunkan pembebanan

pada trafo antar rel yang masih beroperasi.

Kata kunci : Kontingensi, Pelepasan beban lebih, Trafo antar rel

vii

ANALYSIS OF OVERLOAD SHEDDING SCHEME ON INTERBUS

TRANSFORMER BALARAJA BARU 3,4 – DURI KOSAMBI 1

– LONTAR SUBSYSTEM WHILE CONTINGENCY

Muh Ainul Fahmi A, 201611070

Under the Guidance of Dr. Ir. Uno Bintang Sudibyo, DEA, IPM and Novi

Kurniasih, S.T., M.T

ABSTRACT

One of the subsystems in the Java-Bali electrical system is the New Balaraja 3,4

– Duri Kosambi 1 – Lontar subsystem, which is the new configuration subsystem

for 2020 operation plan, so that an analysis regarding the overload shedding

scheme is needed as one of the defense schemes when contingency happened.

The purpose of this study is to analyze overload shedding schemes when the

contingency occurs in the New Balaraja 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar. This study

is conducted using qualitative method, by analyzing the condition of subsystem

when contingency occurs and the stages of overload shedding on interbus

transformer 3,4 New Balaraja and interbus transformer 1 Duri Kosambi using

dynamic simulation on DIgSILENT 15.1.7 software. Based on the results of this

research, the overload shedding scheme is divided into 4 stages, stage 1 in 2

seconds, stage 2 in 2,5 seconds, stage 3 in 3 seconds, and stage 4 in 3,5

seconds, with the total quota of the overload shedding at the moment of peak

load 545 MW also at low load 417 MW, thus once contingency happens, overload

shedding scheme that has been designed is able to reduce overload on interbus

transformer which is still operating.

Keyword : Contingency, Overload shedding, Interbus transformer

viii

DAFTAR ISI

Hal

Lembar Pengesahan ............................................................................................ i

Lembar Pengesahan Tim Penguji ....................................................................... ii

Pernyataan Keaslian Skripsi .............................................................................. iii

Ucapan Terima Kasih ........................................................................................ iv

Halaman Pernyataan Persetujuan Publikasi ....................................................... v

Abstrak .............................................................................................................. vi

Abstract ............................................................................................................ vii

Daftar Isi ........................................................................................................... viii

Daftar Tabel ....................................................................................................... xi

Daftar Gambar .................................................................................................. xii

Daftar Lampiran ............................................................................................... xiv

BAB I PENDAHULUAN ..................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang ................................................................................. 1

1.2 Permasalahan penelitian ................................................................. 2

1.2.1 Identifikasi Masalah ............................................................... 2

1.2.2 Ruang Lingkup Masalah ........................................................ 3

1.2.3 Rumusan Masalah ................................................................ 3

1.3 Tujuan dan Manfaat Penelitian ........................................................ 3

1.3.1 Tujuan Penelitian ................................................................... 3

1.3.2 Manfaat Penelitian ................................................................. 4

1.4 Sistematika Penulisan ...................................................................... 4

BAB II PELEPASAN BEBAN LEBIH ................................................................. 5

2.1 Tinjauan Pustaka ............................................................................. 5

2.2 Teori Pendukung .............................................................................. 6

2.2.1 Trafo Antar Rel ...................................................................... 6

2.2.2 Pelepasan Beban Lebih (OLS) pada Trafo Antar Rel ............ 7

2.2.3 Skema Pelepasan Beban Lebih ............................................ 9

2.2.4 Karakteristik Relai Arus Lebih ............................................. 10

ix

2.2.5 Pertimbangan Pelaksanaan Pelepasan Beban Lebih ......... 12

2.2.6 Aliran Daya .......................................................................... 13

2.2.7 Kontingensi .......................................................................... 15

2.2.8 Sistem Dinamik ................................................................... 16

BAB III METODE PENELITIAN ........................................................................ 17

3.1 Analisa Kebutuhan ......................................................................... 17

3.1.1 Waktu dan Tempat Penelitian ............................................. 17

3.1.2 Data Penelitian .................................................................... 17

3.2 Perancangan Penelitian ................................................................. 18

3.2.1 Studi Literatur ...................................................................... 18

3.2.2 Survei Lapangan ................................................................. 18

3.2.3 Pengolahan Data ................................................................. 18

3.2.4 Diagram Alir Penelitian ........................................................ 20

3.3 Teknik Analisis ............................................................................... 21

3.3.1 Perhitungan Aliran Daya...................................................... 21

3.3.2 Metode Newton Raphson .................................................... 22

3.3.3 Aplikasi Metode Newton-Raphson Pada Aliran Daya .......... 23

3.3.4 Aliran Daya Pada Saluran dan Daya Slack Bus .................. 25

3.3.5 Aplikasi DIgSILENT PowerFactory 15.1 .............................. 26

3.3.6 Microsoft Excel .................................................................... 27

3.3.7 Microsoft Visio ..................................................................... 27

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ............................................................... 28

4.1 Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar ............... 28

4.1.1 Data Pembangkit ................................................................ 29

4.1.2 Data Beban Subsistem ........................................................ 30

4.1.3 Data Penghantar 150 kV ..................................................... 35

4.2 Batasan Operasional Trafo Antar Rel ............................................ 38

4.3 Relai Beban Lebih dan Arus Lebih ................................................. 39

4.3.1 Skema Pelepasan Beban Lebih Subsistem Balaraja Baru 3,4

– Duri Kosambi 1 – Lontar ....................................................... 39

4.3.2 Koordinasi antara Relai Beban Lebih dan Arus Lebih ......... 42

x

4.4 Skema Pelepasan Beban Lebih Saat Beban Puncak dan

Pembangkit Maksimum .................................................................. 44

4.4.1 Hasil Tahapan Skema Pelepasan Beban Lebih .................. 46

4.4.2 Hasil Simulasi Sistem Dinamik ............................................ 48

4.5 Skema Pelepasan Beban Lebih saat Beban Puncak dan

Pembangkit Minimum .................................................................... 51



4.6 Skema Pelepasan Beban Lebih saat Beban Rendah dan

Pembangkit Minimum .................................................................... 58



BAB V PENUTUP ............................................................................................. 64

5.1 Simpulan ........................................................................................ 64

5.2 Saran ............................................................................................. 65

DAFTAR PUSTAKA .......................................................................................... 66

DAFTAR RIWAYAT HIDUP .............................................................................. 68

LAMPIRAN-LAMPIRAN .................................................................................... 69

xi

DAFTAR TABEL

Hal

Tabel 2.1 Faktor α dan β pada karakteristik inverse time .............................. 12

Tabel 2.2 Setting OCR dan OLR trafo antar rel 500/150 kV .......................... 13

Tabel 2.3 Penentuan Parameter Pada Bus Terkait ........................................ 15

Tabel 3.1 Indikator Analisis ............................................................................ 27

Tabel 4.1 Data pembangkit PLTU Lontar saat maksimum ............................. 29

Tabel 4.2 Data Pembangkit PLTU Lontar saat minimum ............................... 29

Tabel 4.3 Data Beban Puncak ....................................................................... 30

Tabel 4.4 Data Beban Rendah....................................................................... 32

Tabel 4.5 Data Pengahantar Saluran 150 kV ................................................ 35

Tabel 4.6 Setting relai beban lebih dan arus lebih ......................................... 41

Tabel 4.7 Tahapan dan kuota pelepasan beban saat beban puncak dan

pembangkit maksimum .................................................................. 45

Tabel 4.8 Hasil simulasi skenario kontingensi kondisi Beban puncak dan



pembangkit minimum ..................................................................... 51

Tabel 4.10 Hasil simulasi skenario kontingensi kondisi beban puncak dan


Tabel 4.11 Tahapan dan kuota pelepasan beban saat beban rendah dan


Tabel 4.12 Hasil simulasi skenario kontingensi kondisi beban rendah dan


xii

DAFTAR GAMBAR

Hal

Gambar 2.1 Ilustrasi pelepasan beban lebih pada trafo antar rel .................... 8

Gambar 2.2 Durasi arus gangguan untuk trafo di atas 30 MVA ....................... 9

Gambar 2.3 Kurva instantaneous relay .......................................................... 10

Gambar 2.4 Kurva definite time ..................................................................... 11

Gambar 2.5 Kurva nverse time relay ............................................................. 11

Gambar 3.1 Diagram alir penelitian ............................................................... 20

Gambar 4.1 Single line diagram Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi

1– Lontar ................................................................................... 28

Gambar 4.2 Skema pelepasan beban Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1- Lontar ..................................................................... 40

Gambar 4.3 Koordinasi relai beban lebih dan OCR IBT 3 Balaraja Baru ....... 42

Gambar 4.4 Koordinasi relai beban lebih dan OCR IBT 4 Balaraja Baru ....... 43

Gambar 4.5 Koordinasi relai beban lebih dan OCR IBT 1 Duri Kosambi ....... 43

Gambar 4.6 Kondisi subsistem saat beban puncak dan pembangkit

maksimum ................................................................................. 44

Gambar 4.7 Grafik simulasi sistem dinamik N-2 Trafo Antar Rel 3 dan 4

Balaraja Baru ............................................................................. 49

Gambar 4.8 Grafik simulasi sistem dinamik trafo antar rel 4 Balaraja Baru dan

1 Duri Kosambi ......................................................................... 50

Gambar 4.9 Kondisi subsistem saat beban puncak dan pembangkit minimum

................................................................................................... 51

Gambar 4.10 Grafik simulasi sistem dinamik N-1 trafo antar rel 4 Balaraja

Baru ........................................................................................... 55

Gambar 4.11 Grafik simulasi sistem dinamik N-2 trafo antar rel 3,4 Balaraja

Baru ........................................................................................... 56

Gambar 4.12 Grafik simulasi sistem dinamik N-2 trafo antar rel 4 Balaraja Baru

dan 1 Duri Kosambi ................................................................... 57

xiii

Gambar 4.13 Kondisi saat beban rendah dan pembangkit minimum ............... 58


Baru ........................................................................................... 62


dan 1 Duri Kosambi ................................................................... 63

xiv

DAFTAR LAMPIRAN

Hal

Lampiran A Single Line Diagram Subsistem ................................................... A1

Lampiran B Data Pembangkit Rencana Operasi Maret 2020 ......................... B1

Lampiran C Data Beban Subsistem Rencana Operasi Maret 2020 .......... C1-C6

Lampiran D Skema Pelepasan Beban Lebih Subsistem ................................. D1

Lampiran E Hasil Load Flow Beban Puncak Pembangkit Maksimum ........ E1-E8

Lampiran F Hasil Load Flow Saat Beban Puncak Pembangkit Minimum .. F1-F8

Lampiran G Hasil Load Flow Saat Beban Rendah Pembangkit Minimum . G1-G8

Lampiran H Lembar Bimbingan Skripsi ..................................................... H1-H4

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Sistem kelistrikan di pulau Jawa, Madura, dan Bali merupakan sistem

interkoneksi yang memiliki kelebihan yaitu apabila salah satu pembangkit,

saluran transmisi, dan trafo antar rel atau disebut dengan interbus transformer

(IBT) mengalami gangguan maka proses penyaluran daya ke beban akan tetap

berjalan. Namun, sistem interkoneksi juga memiliki kelemahan, salah satu

kelemahannya yaitu apabila terjadi gangguan pada salah satu sistem baik itu

berupa lepasnya salah satu elemen tenaga listrik, atau berkaitan dengan

ketidakstablian, maka akan berpengaruh terhadap sistem yang lain, dan jika tidak

dilakukan mitigasi berupa pengaktifan proteksi sistem atau proteksi peralatan

maka menyebabkan gangguan dan pelepasan beban secara gradual yang pada

akhirnya dapat menyebabkan terjadinya pemadaman total (blackout).

Salah satu subsistem yang terdapat pada sistem kelistirikan Jawa-Bali

adalah subsitem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar, yang mana

konfigurasi tersebut merupakan konfigurasi baru untuk Rencana Operasi Sistem

Tenaga Listrik Jawa – Bali Tahun 2020. Beroperasinya trafo antar rel 1 Duri

Kosambi menyebabkan perubahan konfigurasi yang eksisting. Perubahan

konfigurasi tentu akan memberikan perubahan terhadap skema proteksi yang

akan diterapkan apabila terjadi gangguan pada subsistem tersebut.

Salah satu kendala dalam penyaluran tenaga listrik, yaitu gangguan

berupa lepasnya suatu elemen sistem (kontingensi) sepenuhnya tidak dapat

dihindarkan. Pada kenyataannya, jika salah satu pembangkit atau trafo antar rel

lepas, sistem pada saat itu juga akan mengalami kekurangan pasokan daya dari

pembangkit, begitu pula yang terjadi pada saat salah satu trafo antar rel di

subsistem mengalami gangguan, maka beban yang awalnya ditanggung oleh

trafo antar rel tersebut akan dialihkan ke trafo yang lain yang masih beroperasi

pada saat kontingensi.

2

Untuk mencegah terjadinya pemadaman total akibat kontingensi, maka

diperlukan proteksi sistem atau defense scheme. Salah satu jenis proteksi sistem

yang ditujukan untuk mengatasi beban lebih sebagai pemenuhan kriteria sekuriti

kontingensi adalah menggunakan pelepasan beban lebih atau overload shedding

(OLS), proteksi sistem beban lebih akan melepaskan beban secara otomatis

ketika terjadi kontingensi sehingga dapat menormalkan elemen yang

sebelumnya mengalami beban lebih. Proteksi pelepasan beban lebih pada setiap

subsistem memiliki skemanya masing-masing, dalam skema tersebut terdapat

tahapan-tahapan menurukan persentase pembebanan pada saat tejadi

gangguan. Sebelum mengimplementasikan suatu skema pelepasan beban lebih

pada suatu subsistem terlebih dahulu dilakukan analisis mengenai skema

tersebut, agar pada saat praktiknya skema tersebut mampu menormalkan

elemen tenaga listrik yang mengalami pembebanan berlebih ketika kontingensi.

Maka dari itu, diperlukan analisis mengenai skema pelepasan beban lebih

subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar dengan menggunakan

beberapa variasi kondisi pembangkit dan kondisi beban. Agar pada saat terjadi

kontingensi pada salah satu kondisi maka akan dapat diketahui sejauh mana

tingkat efektifitas dari skema yang telah dirancang. Simulasi yang digunakan

adalah dengan menggunakan simulasi pada aplikasi DIgSILENT 15.1.7

1.2 Permasalahan penelitian

1.2.1 Identifikasi Masalah

Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar merupakan

konfigurasi baru untuk Rencana Operasi Tahun 2020. Untuk itu, konfigurasi ini

tentu memiliki skema proteksi sistem yang telah diperbarui terhadap akibat

kemungkinan terjadinya kontingensi. Salah satu jenis proteksi sistem yang akan

diterapkan pada subsistem Balaraja 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar adalah

proteksi beban lebih, yang mana skema pelepasan beban lebih memerlukan

analisis terlebih dahulu sebelum menerapkannya. Maka dari itu, akan dilakukan

analisis mengenai skema pelepasan beban lebih pada subsistem Balaraja Baru

3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar terhadap kontingensi menggunakan simulasi pada

aplikasi DIgSILENT 15.1.7.

3

1.2.2 Ruang Lingkup Masalah

1. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan analisis skema pelepasan

beban lebih yang baru pada subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar saat terjadi kontingensi.

2. Dalam implementasi skema pelepasan beban lebih pada subsistem

Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar yang dipertimbangkan

yaitu besar beban yang dilepas setiap tahap, target trafo daya

distribusi, dan setting relai beban lebih tanpa mempertimbangkan

teknis jenis wiring relay, dan kondisi teleproteksi di lapangan.

3. Simulasi pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan simulasi

pada aplikasi DIgSILENT 15.1.7 untuk melihat tahapan pada skema

ketika terjadi kontingensi sesuai kejadian di lapangan.

1.2.3 Rumusan Masalah

1. Bagaimana skema pelepasan beban lebih subsistem Balaraja Baru

3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar ketika terjadi kontingensi ?

2. Berapa besar kuota pelepasan beban lebih setiap tahapannya ketika

terjadi kontingensi agar trafo antar rel tidak mengalami beban lebih ?

3. Bagaimana hasil penerapan skema pelepasan beban lebih pada

subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar ketika

kontingensi ?

1.3 Tujuan dan Manfaat Penelitian

1.3.1 Tujuan Penelitian

1. Mengkaji skema pelepasan beban lebih pada subsistem Balaraja Baru

3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar terhadap kontingensi.

2. Mengkaji besar kuota pelepasan beban yang cukup setiap

tahapannya untuk menurunkan pembebanan trafo antar rel.

3. Mengkaji hasil dari penerapan pelepasan beban lebih pada subsistem

Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar ketika terjadi kontingensi

menggunakan simulasi aplikasi DIgSILENT 15.1.7

4

1.3.2 Manfaat Penelitian

1. Penelitian ini dapat dijadikan sebagai acuan dalam perencanaan

proteksi sistem pelepasan beban lebih pada subsistem Balaraja Baru

3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar ketika kontingensi.

2. Hasil penelitian ini dapat dijadikan sebagai pertimbangan besar kuota

pelepasan beban lebih pada subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar dengan berbagai kondisi pembangkit dan beban.

3. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menambah referensi mengenai

skema dan penerapan pelepasan beban lebih sebagai akibat

terjadinya kontingensi terhadap subsistem.

1.4 Sistematika Penulisan

Sistematika pada penulisan skripsi ini dituliskan kedalam lima bab dengan

sistematika yaitu sebagai berikut. Bab satu yang berisi pendahuluan yang

menjelaskan latar belakang masalah dilakukannya penelitian ini, identifikasi

masalah, ruang lingkup masalah, rumusan masalah, tujuan dan manfaat

penelitian, dan sistematika penulisan. Bab dua mengemukakan tentang

keterkaitan penelitian ini dengan penelitian yang sudah ada serta teori-teori yang

secara garis besar berkaitan dengan trafo antar rel (IBT), pelepasan beban lebih

, karakteristik relai arus lebih, aliran daya dan kontingensi. Bab tiga berisi metode

penelitian yang digunakan yaitu mengenai analisa kebutuhan, model

perancangan penelitian, dan teknik analisis meliputi persamaan-persamaan dan

aplikasi bantu yang digunakan. Bab empat berisi tentang data penelitian dan

pembahasan mengenai hasil data simulasi Pelepasan beban lebih dengan

menggunakan aplikasi DIgSILENT. Bab lima berisi simpulan dan saran dari

berbagai bab yang dibahas pada bab sebelumnya.

5

BAB II

PELEPASAN BEBAN LEBIH

2.1 Tinjauan Pustaka

Telah banyak penelitian yang telah dilakukan berkaitan dengan analisis

skema pelepasan beban lebih terhadap sistem tenaga listrik. Salah satu

penelitian yang berkaitan dengan pelepasan beban lebih yaitu penelitian yang

dilakukan oleh Muhammad Ma’sum Sidiq berjudul “Kajian Skema Overload

Shedding IBT 500/150 kV 1,2 Balaraja Baru dan IBT 500/150 kV 1 Lengkong

pada Subsistem Balaraja Baru 1,2 – Lengkong 1”. Penelitian tersebut mengkaji

skema overload shedding dari trafo antar rel 1,2 Balaraja Baru dan trafo antar rel

1 Lengkong menggunakan aplikasi DIgSILENT, dari simulasi yang dilakukan

kemudian akan dilihat berapa besar arus pada sisi skunder trafo ketika skema

pelepasan beban lebih bekerja, berapa besar kuota pelepasan beban yang

dibutuhkan agar dapat mengembalikan keadaan sistem yang mengalami

pembebanan berlebih. Dari hasil analisis yang dilakukan, skema pelepasan

beban lebih B baru untuk subsistem Balaraja Baru 1,2 – Lengkong 1 telah mampu

memenuhi kriteria skema pelepasan beban ketika salah satu elemen dari

subsistem mengalami gangguan kontingensi atau trip. Selain itu, penulis juga

menyarankan untuk melakukan review ulang untuk target beban yang menjadi

target pelepasan beban agar besar MW beban yang dilepas tidak terlalu besar.

Penelitian yang dilakukan oleh Muhamad ridho yang berjudul “Tinjau dan

setting ulang Skema overload shedding Interbus Transformer 500/150 kV 1,3

Gandul dan 2 Kembangan”, yang mana dalam penelitian ini dilakukan kajian dan

perhtiungan ulang terhadap skema pelepasan beban lebih pada trafo antar rel

1,3 Gandul dan Kembangan 2 dengan meihat pembebanan trafo 24 jam. Dari

hasil perhitungan yang dilakukan menyatakan bahwa skema yang dibuat mampu

menurunkan pembebanan berlebih pada saat terjadi skenario kontingensi. Dari

hasil penelitian juga penulis merokemendasikan untuk melakukan kajian ulang

terhadap kuota pelepasan beban pada subsistem.

6

2.2 Teori Pendukung

2.2.1 Trafo Antar Rel

Trafo antar rel (IBT) adalah yang memliki fungsi menyalurkan tenaga

listrik dari tegangan ekstra tinggi 500 kV ke tegangan tinggi 150 kV pada Gardu

Induk Tegangan Ekstra Tinggi (GITET) atau Gas Insulated Switchgear

Tegangan Ekstra Tinggi 500 kV. Dengan kondisi ini, maka trafo antar rel akan

mentransferkan daya dari 500 kV ke sistem 150 kV. Selain trafo sistem 150 kV

juga memiliki unit-unit pembangkit yang menyuplai daya pada subsistem

tertentu, yang mana hubungan antara pembangkit dan trafo antar rel memiliki

sinergitas dalam menyuplai beban subsistem. Sinergitas yang dimaksud adalah

pembebanan trafo antar rel maupun pembangkit tergantung dari kondisi

kapasitas masing-masing elemen.

Untuk menjaga keandalan dan efisiensi trafo antar rel dari gangguan

eksternal maupun internal maka perlu dipasang sistem proteksi pada trafo antar

rel, mengingat trafo antar rel memiliki peranan penting dalam penyaluran tenaga

listrik. Salah satunya yaitu dengan cara memasang proteksi sistem pada trafo

antar rel agar kualitas tenaga listrik yang diberikan oleh sistem tenaga listrik ketika

terjadi gangguan tetap terjaga dan tidak menyebabkan pemadaman ke bagian-

bagian yang lain. Dalam pelaksanaannya, skema proteksi sistem harus

memenuhi beberapa persyaratan, yakni: Sensitif, Selektif, Andal dan Cepat.

Pada setiap trafo memilki uselife atau umur pakai nya masing-masing

yang salah satu faktornya yaitu sangat dipengaruhi oleh ketinggian suhu

lingkungan dan suhu pendingin (tergantung jenis pendingin) pada saat peristiwa

overvoltage, hubung singkat pada sistem, dan emergency overloading. Antara

arus dan suhu memiliki hubungan yang eksponensial, yaitu apabila arus

meningkat maka suhu juga akan meningkat (IEC, General Limitations and

Effects of Loading Beyond Nameplate rating, 1991).Sehingga apabila trafo

dibebani diluar batas kemampuan trafo akan menyebabkan beberapa efek

sebagi berikut.

1. Temperatur winding, cleats, leads, insulation (isolasi), dan minyak

bertambah dan dapat mencapai level yang tak diinginkan.

7

2. Kebocoran kerapatan fluks diluar inti trafo meningkat, disebabkan

pemanasan eddy current pada bagian metalik yang berhubungan dengan

fluks.

3. Kombinasi antara fluks utama dan fluks tambahan akan menyebabkan

kemungkinan over eksitasi pada core tidak terbatas.

4. Dengan berubahnya temperatur, kelembaban dan gas pada insulation

(isolasi) dan minyak akan bertambah.

5. Bushing, tap changer, ujung hubungan kabel, dan arus pada trafo juga akan

mengalami stres yang tinggi yang mana akan melanggar batas design dan

aplikasi secara marginal.

6. Breaking berlebih dari arus yang tinggi pada tap changer akan menjadikan

trafo sebagai hazardus area. (IEC, General Limitations and Effects of

Loading Beyond Nameplate rating, 1991)

2.2.2 Pelepasan Beban Lebih (OLS) pada Trafo Antar Rel

Pembangunan infastruktur baru seperti pembangkit, gardu induk, dan

saluran transmisi untuk memenuhi kebutuhan beban merupakan tantangan yang

selalu dihadapi oleh utilitas sistem tenaga listrik, termasuk Sistem Jawa-Bali.

Pembebanan trafo antar rel pada sistem Jawa-Bali sendiri dituntut harus

memenuhi kriteria Kontingensi. Namun, apabila terdapat terdapat trafo antar rel

yang beroperasi secara pararel dengan trafo yang mengalami gangguan maka

akan menyebabkan pembebanan berlebih pada trafo antar rel lainnya. Guna

mencegah pembebanan lebih pada trafo yang mengalami pembebanan berlebih

sebagai akibat dari tripnya trafo lain yang beroperasi paralel maka dipasang

proteksi beban lebih . (UIP2B, 2015)

Subsistem yang ada di sistem interkoneksi Jawa-Bali dipasok dari trafo

antar rel 500/150 kV dan unit-unit pembangkit yang ada di subsistem tersebut.

Untuk trafo yang beroperasi secara paralel, lepasnya satu trafo antar rel dapat

menyebabkan beban lebih pada trafo antar rel lainnya. Tripnya pembangkit yang

terhubung ke suatu subsistem juga dapat mengakibatkan berkurangnya pasokan

ke subsistem tersebut dan pembebanan berlebih pada trafo antar rel kemudian

menyebabkan trafo antar rel trip dalam waktu singkat, akibatnya menyebabkan

pemadaman meluas. Pelepasan beban lebih pada trafo antar rel merupakan

8

pengaman agar tidak terjadi beban lebih pada trafo yang sedang beroperasi,

yaitu dengan memadamkan sebagian beban konsumen sehingga pasokan daya

yang melalui trafo antar rel dapat diturunkan.

Load shedding adalah proses pelepasan beban lebih terpilih secara

sengaja dari sistem tenaga listrik untuk menanggapi kondisi abnormal dalam

rangka mempertahankan integritas sisa sistem (IEV ref 603-04-32). Penentuan

skema pelepasan beban lebih (OLS) telah berkembang ke arah pelepasan beban

lebih yang bersifat dinamik atau dikenal dengan Adaptive Load Shedding

Scheme (ALSS). ALSS membandingkan data pengukuran aktual kondisi real

time dengan estimasi perhitungan menggunakan data statistik. Adapun tujuan

diterpakannya ALSS adalah untuk memastikan terpenuhinya kuota pelepasan

beban minimum berdasarkan pembebanan real time instalasi dan menjaga

prioritas pelepasan beban distribusi (UIP2B, 2015).

(Sumber : Buku Defense Scheme UIP2B, 2015)

Gambar 2.1 Ilustrasi pelepasan beban lebih pada trafo antar rel

Gambar 2.1 merupakan ilustrasi proses bekerja relai beban lebih (OLR)

pada trafo antar rel. Pada gambar (a) mengilustrasikan kegunaan OLR pada trafo

antar rel yang bekerja secara paralel. Kedua trafo tersebut melayani beban

sebesar 500 MW dan diasumsikan bahwa kapasitas maksimum trafo adalah 400

MW. Pada gambar (b) terlihat bahwa jika trafo 1 trip maka akan terjadi beben

labih pada trafo 2 dan jika tidak dilengkapi dengan proteksi beban lebih maka

9

dalam waktu beberapa saat trafo tersebut akan ikut trip. Lain halnya jika trafo 2

dilengkapi dengan relai beban lebih maka trafo tersebut akan masih dapat

beroperasi normal ketika bebannya telah dikurangi sesuai dengan kemampuan

maksimumnya yang ilustrasinya ditunjukkan pada gambar (c).

Pengurangan beban dalam trafo antar rel dibagi dalam beberapa tahapan

tergantung besarnya pembebanan lebih pada pada trafo antar rel. Adapun

penentuan kuota tiap tahapan pelepasan beban lebih menggunakan beban rata-

rata yang terjadi pada subsistem dengan mempertimbangkan kombinasi

kontingensi yang mungkin terjadi (UIP2B, 2015).

2.2.3 Skema Pelepasan Beban Lebih

Dalam menerapkan skema pelepasan beban lebih pada subsistem

terutama pada elemen trafo antar rel perlu diketahui terlebih dahulu kemampuan

pembebanan arus pada trafo antar rel tersebut.

(Sumber : IEEE C57.109-1993, 1993)

Gambar 2.2 Durasi arus gangguan untuk trafo di atas 30 MVA

Secara teoritis, trafo tenaga dapat dibebani 1,2 kali arus nominalnya

secara terus menerus. Berdasarkan standar IEEE C57. 109-1985 trafo yang

memiliki impedansi hubung singkat 12% didesain untuk dapat menahan arus

10

hubung singkat sampai dengan 8 kali arus nominalnya selam 2 detik.

Sebagaimana yang terlihat pada gambar grafik 2.2.

Dengan mempertimbangkan kemampuan trafo seperti yang ditunjukkan

oleh gambar 2.2, umur trafo, pembebanan trafo yang rata-rata tinggi, temperature

lingkungan sekitar dan marjin keamanan makas setting relai OLS pada trafo antar

rel adalah sebesar 1,1 kali arus nominal dengan waktu tunda mulai 2-3 detik

(UIP2B, 2015).

2.2.4 Karakteristik Relai Arus Lebih

Hubungan kerja antara besar arus dan waktu kerja relai antara lain, dapat

diuraiakn seperti berikut ini.

1. Instantaneous Relay (I>>)

Setelannya tanpa waktu tunda, tapi masih bekerja dengan waktu cepat

sebesar 50 s/d 100 milidetik, dengan karakteristik seperti gambar 2.3,

bekerjanya didasarkan pada besarnya arus gangguan hubung singkat yang

dipilih. (Sarimun, 2016)

Gambar 2.3 Kurva instantaneous relay

2. Definite Time Relay

Kurva definite time relay dapat dilihat pada gambar 2.4 di bawah , dimana

waktu kerjanya, lebih lama dari waktu setelan instant dan setelan relai

didasarkan pada setelan arus beban. (Sarimun, 2016)

11

Gambar 2.4 Kurva definite time

3. Inverse Time Relay

Setelan proteksi yang menggunakan karakteristik inverse time relay adalah

karakteristik dengan grafiknya terbalik antara besaran arus dan waktu

bekerjanya, yang mana makin besar arus gangguan maka akan makin kecil

waktu yang diperlukan untuk membuka PMT. (Sarimun, 2016)

Gambar 2.5 Kurva nverse time relay

Setting waktu dan Tms karakteristik inverse sesuai IEC 60255-3 dan BS

142 1966 yaitu sebagai berikut.

t =β

((If Iset)⁄ α− 1)

Tms (detik) (2.1)

Tms (detik) = ((If Iset)⁄ α

− 1)

β t (2.2)

12

Tabel 2.1 Faktor α dan β pada karakteristik inverse time

Nama Kurva α β

Standard Inverse 0,02 0,14

Very Inverse 1 13,2

Extremely Inverse 2 80

Long Inverse 1 120

2.2.5 Pertimbangan Pelaksanaan Pelepasan Beban Lebih

Penerapan skema pelepasan beban lebih dengan relai beban lebih harus

mempetimbangkan beberapa hal seperti berikut ini.

1. Pertimbangan Teknis

Dalam melakukan pelepasan beban, ada beberpa pertimbangan teknis yang

perlu diperhatikan yaitu.

a. Kemampuan peralatan terkecil

b. Koordinasi setting dengan proteksi lain

c. Lokasi atau instalasi yang dipasang skema pelepasan beban lebih yaitu pada

penghantar atau trafo antar rel yang dinilai mempunyai kendala (pada saat

itu), dengan melihat perkembangan yang selalu dimonitor sesuai dengan

keperluan yang sifatnya dinamis serta mengikuti perkembangan kebijakan

pengaturan operasi sistem.

2. Pertimbangan Non Teknis

Skema pelepasan beban lebih atau OLS adalah skema yang

mengharuskan sistem untuk melakukan pemadaman sebagai

pelanggan/konsumen. Maka dari itu, sangat penting untuk memperhatikan kelas

pelanggan/konsumen yang dipilih untuk dipdamkan (non priority consumer).

Dalam penentuan target pemadaman, pelaksana skema pelepasan beban lebih

harus berkoordinasi dengan PLN area Distribusi.

Pada bagian sub bab penjelasan karakteristik relai telah dijelaskan bahwa

relai beban lebih menggunakan karakteristrik definite time yang artinya memiliki

13

settingan/ tahapan waktu bertahap. Tahapan waktu ini berfungsi sebagai

parameter kebutuhan pembuangan beban yang sesuai dengan kondisi kelebihan

beban dari peralatan itu sendiri dan beban yang dibuang dapat berupa beban

transformator maupun penghantar. Ada beberapa mekanisme pelepasan beban

oleh relai beban lebih, yaitu pemadaman beban lokal, dan pemadaman beban

remote, yaitu pelepasan beban pada Gardu Induk lain dengan fasilitas

teleproteksi melalui media PLC (Power Line Cable) atau FO (Fiber Optic).

Dalam pelaksanaannya, relai beban lebih harus dikoordinasikan dengan

Sistem proteksi lain agar memenuhi persyaratan sistem proteksi yang baik dan

pemadaman yang terjadi tidak meluas. (Ridho, 2018)

a. Agar tidak terjadi kesalahan koordinasi perlu diperhatikan setting relai beban

lebih terhadap setting arus lebih dan dead timecloser (TPAR). Pada saat

terjadi gangguan, relai beban lebih harus bekerja lebih cepat dari rele arus

lebih. Selain itu, waktu kerja relai beban lebih, arus lebih, dan recloser pun

juga harus dikoordinasikan agar pemadaman tidak meluas.

b. Koordinasi setting relai arus lebih 500 kV / 150 kV dengan relai beban lebih

Tabel 2.2 Setting OCR dan OLR trafo antar rel 500/150 kV

OCR 500 kV OCR 150 kV OLR 150 kV

Iset = 1,2 x In Iset = 1,2 x In Iset = 1,1 x In

Time delay :

Standard Inverse

Time delay :

Standard Inverse Time delay : Definite

2.2.6 Aliran Daya

Studi aliran daya dilakukan bertujuan untuk memperoleh informasi

mengenai aliran daya, persentase pembebanan, dan tegangan sistem dalam

kondisi operasi tunak. Informasi tersebut digunakan untuk mengevaluasi kerja

sistem tenaga listrik dan menganalisis kondisi pembangkitan maupun

pembebanan. Analisis aliran daya juga memerlukan informasi aliran daya dalam

kondisi normal maupun kondisi gangguan atau kontingensi. Aliran daya

memberikan gambaran mengenai kondisi operasi pada sebuah sistem tenaga

14

listrik serta dapat dijadikan sebagai batasan sebuah operasi dinamis sebuah

sistem tenaga listrik. (Fredo Otniel, 2019)

Setelah dilakukan analisis aliran daya maka akan didapatkan informasi

mengenai tegangan, sudut fasa, daya aktif, daya reaktif sebuah sistem tenaga

listrik.Di dalam studi aliran daya, bus dapat diklasifikasikan menjadi 3 jenis, yaitu:

1. PQ bus

Untuk PQ bus, daya aktif dan daya reaktif (P,Q) ditentukan sebagai

parameter yang diketahui. Dan tegangan kompleks (V,θ) adalah parameter

yang dicari. Pada umumnya bus gardu induk dinyatakan sebagai bus PQ

dimana beban diberikan nilai konstan. Ketika keluaran P dan Q ditetapkan

oleh pembangkit listrik , bus tersebut bisa diambil menjadi PQ bus. Hampir

semua bus dalam sistem tenaga listrik menjadi PQ bus dalam perhitungan

aliran daya. (Fredo Otniel, 2019)

2. PV bus

Untuk PV bus, daya aktif dan besar tegangan ditentukan sebagai parameter

yang diketahui, sementara daya reaktif Q dan besar sudut tegangan θ adalah

parameter yang dicari. Pada umumnya bus PV harus mempunyai pengontrol

sumber daya reaktif dan dengan demikian dapat mempertahankan besar

nilai tegangan pada bus dengan nilai yang diinginkan. Secara umum, bus

pada pusat pembangkit dapat dijadikan sebagai bus PV, karena tegangan

pada tiap bus dapat diatur dengan kapasitas daya reaktif dari setiap

generator. Beberapa gardu induk dapat dianggap sebagai bus PV ketika

mempunyai peralatan kompensasi daya reaktif yang cukup untuk mengatur

tegangan

3. Bus Referensi / Swing bus

Dalam ilmu aliran daya, harus ada satu dan hanya satu slack bus yang

ditentukan dalam sistem tenaga listrik, yang hanya ditentukan tegangan

konstan dalam besar dan sudut. Maka dari itu V dan θ ditentukan sebagai

variabel yang diketahui, sementara besar daya aktif P dan daya reaktif Q

adalah variabel yang harus dicari. Generator yang efektif pada bus ini

memasok rugi rugi pada jaringan. Ini diperlukan karena besarnya kerugian

tidak akan diketahui sampai perhitungan selesai dan tidak dapat tercapai.

15

Tabel 2.3 Penentuan Parameter Pada Bus Terkait

Nama Bus Parameter yang

diketahui Parameter yang dicari

PQ (load bus) Pi, Qi Vi,θi

PV ( Volatge Controlled Bus) Pi, Vi Qi,θi

Swing bus Vi, θi Pi, Qi

2.2.7 Kontingensi

Kontingensi merupakan suatu peristiwa yang disebabakan oleh gagalnya

atau lepasnya suatu elemen transmisi, generator, atau trafo pada suatu

subsistem. Kontingensi dapat dibedakan menjadi 2 yaitu, single contingencies

(IEV ref 692-05-02) dan multiple contingencies (IEV ref 692-05-03). Kontingensi

tunggal (single contingencies) yaitu kontingensi yang terjadi apabila terdapat

pelepasan satu saluran transmisi, trafo, atau generator dengan maksud untuk

perbaikan atau penjadwalan operasi (IEC, Single Contingecy, 2017). Sedangkan

kontingensi jamak (multiple contingencies) terjadi apabila dua atau lebih elemen

pada sistem trip secara simultan (IEC, Multiple Contingency, 2017).

Analisis kontingensi merupakan salah satu bagian dari “Security Analysis”

yang mana kontingensi bertujuan menganalisis kondisi sistem tenaga listrik

dalam rangka mengidentifikasi terjadi permasalahan pembebanan berlebih pada

trafo atau saluran transmisi. Kontingensi merupakan kondisi abnormal pada

jaringan tenaga listrik. Keadaan abnormal yang dimaksud adalah ketika terjadi

pelepasan tiba-tiba dari transmisi, trafo, atau pembangkit. Dalam sistem tenaga

listrik keamanan ditentukan oleh kemampuan sistem untuk menahahan

kegagalan peralatan. Elemen-elemen dalam sistem tenaga listrik adalah elemen-

elemen yang memberikan pembebanan berlebih dalam kondisi kontingensi.

Dalam tahap penyusunan skema pelepasan beban lebih salah satu Langkah

yang perlu dilakukan adalah melakukan skenario kontingensi terhadap trafo pada

subsistem, dengan tujuan untuk melihat elemen mana saja yang memiliki

probabilitas untuk mengalami beban lebih ketka terjadi kontingensi. Selain itu,

16

analisis kontingensi dapat djuga digunakan untuk persiapan rencana dan

pemeliharaan tahunan dan jadwal pemadaman yang sesuai untuk sistem tenaga

listrik.

Dari 2 jenis kontingensi yang dijelaskan di atas, kemudian dapat lagi di

uraikan menjadi beberapa kontingensi berdasarkan proses terjadinya.

1. N-1 : suatu perlatan yang bekerha secara paralel dimana salah satu

peralatan off (trip otomatis atau direncananakan)

2. N-1-1 : Suatu peralatan yang bekerja secara paralel dimana salah satu

peralatan off kemudian trip satu peralatan berikutnya

3. N-2 : Suatu peralatan yang bekerja secara paralel dimana dua perlatan off

atau keluar secara bersama-sama

4. N-2-1 : Suatu sistem penyaluran yang bekerja secara paralel dimana dua

perlatan off, kemudian trip satu peralatan berikutnya

5. N-1-2 : Suatu sistem penyaluran bekerja secara paralel dimana satu

peralatan off, kemudian trip dua peralatan berikutnya secara bersamaan.

2.2.8 Sistem Dinamik

Sistem dinamik merupakan suatu metode yang berguna untuk

mendeskripsikan, memodelkan, dan mensimulasikan suatu sistem dinamis (dari

waktu ke waktu terus berubah). Dalam simulasi sistem dinamik mengajarkan

bagaimana berpikir dari sudut pandang sistem. Maksudnya adalah dalam

menyelesaikan suatu permasalahan, tidak hanya melihat dari satu sudut

pandang saja tetapi melihat pengaruh seluruh terhadap permasalahan yang

berkaitan. Dalam aplikasi DIgSILENT, untuk menggunakan simulasi dinamik

digunakan fitur RMS/EMT Simulation. RMS simulation disebut dengan Stability

Analysis Function biasanya digunakan untuk menganalisis transien jangka

menengah dan jangka Panjang. Selain itu RMS simulation dapat digunakan

untuk pemodelan simulasi real time, analisis frekuensi, dan analisis respon

frekuensi terhadap perubahan gangguan atau waktu. Sedangkan EMT

simulation atau biasa disebut dengan Electromagnetic Transients adalah

simulasi yang berfungsi untuk menyelesaikan permasalahan pada sistem tenaga

listrik seperti switching, over voltage yang bersifat sementara, inrush current, efek

dari ferro resonance, non linier eleme dan saturation characteristic.

17

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1 Analisa Kebutuhan

Pada penelitian ini, metode yang digunakan adalah metode kualitatif, hal

ini dikarenakan data yang digunakan dalam penelitian ini dianalisis terlebih

dahulu, kemudian data yang telah dianalisis dan telah disesuaikan dengan

kebutuhan penelitian akan diinput ke dalam aplikasi bantu DIgSILENT dari

inputan data yang telah diinputkan ke dalam aplikasi DIgSILENT selanjutnya

dilakukan simulasi dan analisis kembali terhadap simulasi tersebut agar sesuai

dengan kebutuhan penelitian.

3.1.1 Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian dan pengumpulan data dalam skripsi ini dilakukan di PT. PLN

(Persero) Unit Induk Pusat Pengaturan Beban, Sub Bidang Rencana Operasi

Sistem Penyaluan yang beralamat di Jalan JCC, Gandul, Cinere, 16514 Jakarta

Selatan.

3.1.2 Data Penelitian

Untuk menyelesaikan skripsi ini, maka diperlukan pengumpulan data-data

pendukung dengan cara melakukan penelitian di PT. PLN (Persero) Unit Induk

P2B. Adapun data yang dikumpulkan sebagai berikut :

1. Data konfigurasi Single Line Diagram Subsistem Balaraja 3,4 – Duri Kosambi

1 – Lontar

2. Data pembebanan Generator/sumber, trafo antar rel, dan trafo daya pada

Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar

3. Data saluran penghantar Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar

4. Data defense scheme Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar

5. Data setting relai beban lebih dan arus lebih Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar

6. Data skema pelepasan beban lebih Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 –

Lontar

18

3.2 Perancangan Penelitian

3.2.1 Studi Literatur

Pada tahapan ini dilakukan dengan cara mencari informasi berupa hal-hal

yang berkaitan dengan penelitian melalui buku-buku, jurnal ilmiah, maupun dari

laporan penelitian yang telah ada. Kemudian dari sumber-sumber referensi

tersebut dilakukan kajian untuk mendaptkan teori, rumus-rumus, dan data-data

teknikal yang mendukung penelitian dalam skripsi ini.

3.2.2 Survei Lapangan

Pada tahap ini dilakukan pengamatan dan pengkajian secara langsung di

PT. PLN (Persero) UIP2B bagian Rencana Operasi Sistem Penyaluran. Selain

itu, dilakukan pula wawancara langsung guna mengumpulkan informasi yang

berkaitan dengan data penelitian dengan staff engineer dan manajer di bidang

Rencana Operasi Sistem Penyaluran.

3.2.3 Pengolahan Data

Setalah pengumpulan data-data kemudian dilakukan pengolahan data

kajian skema pelepasan beban lebih subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar seperti berikut:

1. Menginput data tegangan, mode, daya, dan impedansi dari pembangkit.

Profil tegangan busbar (rel). Data tegangan, arus, impedansi, frekuensi, jenis

penghantar, panjang penghantar, dari saluran transmisi 150 kV. Data

tegangan, kapasitas daya, impedansi, tap changer, vektor grup dari trafo

antar rel serta data beban masing-masing trafo daya dari subsistem Balaraja

3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar ke aplikasi DIgSILENT.

2. Melakukan setting relai beban lebih dan arus lebih pada masing-masing trafo

antar rel sesuai dengan data setting yang telah ditentukan. Dalam settingan

relai beban lebih dan arus lebih perlu juga diperhatikan batas operasional

masing-masing trafo antar rel.

a. Untuk menentukan batasan operasional dapat menggunakan

persamaan :

Pmax IBT= √3 ×Vs × In× cos θIBT (3.1)

19

Dimana Vs adalah tegangan 150 kV, arus nominal pada trafo antar rel

yaitu 1718 A.

b. Untuk menentukan Iset pada relai beban lebih dan relai arus lebih

digunakan persamaan berikut.

Iset OLR = 1,1 x Inominal (3.2)

Iset OCR = 1,2 x Inominal (3.3)

Angka 1,1 dan 1,2 merupakan standar yang digunakan oleh UIP2B yang

telah disesuaikan dengan standar berdasarkan ANSI/IEEE C57. 109-

1985.

3. Membuat Base Case pada aplikasi DIgSILENT berdasarkan data Rencana

Operasi Bulan Maret tahun 2020, dimana dalam Base Case ini tidak ada

elemen dalam subsistem yang mengalami gangguan.

4. Membuat beberapa kondisi kontingensi untuk melihat pembebanan trafo

antar rel saat terjadi gangguan kontingensi. Skenario kontingensi yang

dilakukan yaitu sebagai berikut :

a. N-1 trafo antar rel 4 Balaraja Baru

b. N-1 trafo antar rel 1 Duri Kosambi

c. N-2 trafo antar rel 1 Duri Kosambi dan trafo antar rel 4 Balaraja Baru

d. N-2 trafo antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru

5. Sesuai kondisi kontingensi, maka dilakukan define switch event 1 detik pada

masing-masing trafo antar rel, dan juga melakukan define untuk RMS/EMT

simulation untuk simulasi dinamik.

6. Melakukan simulasi aliran daya untuk melihat pembebanan trafo antar rel

dalam kondisi normal dan kontingensi. Jika pada saat kontingensi ada trafo

yang mengalami pembebanan berlebih maka proses selanjutnya dilakukan

tahapan pelepasan beban.

7. Mereset hasil kalkulasi, dan melakukan simulasi aliran daya ulang sebagai

inisial kondisi untuk simulasi dinamik.

8. Melakukan simulasi RMS/EMT simulastion (simulasi sistem dinamik) untuk

melihat tahapan pelepasan beban sebaga repon relai terhadap switch event

1 detik.

20

3.2.4 Diagram Alir Penelitian

Berikut ini adalah diagram alir prosedur penelitian yang dijadikan sebagai

acuan dasar/kerangka pemikiran pada penelitian ini.

Mulai

Setting OLR dan OCR pada

aplikasi Power Factory

DIgSILENT 15.1.7

Simulasi aliran daya untuk

melihat kondisi normal

Reset kalkulasi dan simulasi

aliran daya sebagai inisial awal

untuk simulasi dinamik

Ada yang

Overload (>100%) ?

Ya

Tidak

Ya

Tidak

• Data Pembangkit : tegangan, impedansi,

kapasitas daya saat maksimum dan

minimum dan mode pembangkit

• Data Saluran Transmisi 150 kV :

tegangan, arus, impedansi, jenis

penghantar, panjang penhantar

• Data Trafo Antar Rel : tegangan,

kapasitas daya, impedansi, tap changer,

vektor grup

• Data beban puncak dan rendah

• Data Relai OLR dan OCR: Iset, CT,

TMS, time delay, target PMT

Simulasi dinamik untuk

pelepasan beban sesuai

tahapan 1-4

Screening kontingensi dengan

simulasi aliran daya

Ada yang

Overload (>100%) ?

Selesai

Simpulan

Gambar 3.1 Diagram alir penelitian

21

3.3 Teknik Analisis

Analisis didapatkan dari hasil running program menggunakan simulasi

sistem tenaga listrik dengan hasil keluaran berupa aliran daya yang menunjukan

daya P dan Q, arus, tegangan, dan loading pada saluran transmisi, trafo antar

rel, dan generator saat keadaan normal dan persentase pembebanan dan daya

P saat terjadi kontingensi. Kemudian data dimasukan dalam Microsoft Office

Excel untuk dibuat tabel.

3.3.1 Perhitungan Aliran Daya

Suatu sistem tenaga listrik terdiri atas beberapa rel yang membentuk

sistem interkoneksi melalui saluran transmisi. Persamaan jaringan menyatakan

hubungan antara tegangan dan arus pada rel jaringan. Persamaan tersebut

dapat dinyatakan dengan matriks admitansi sebagai berikut:

(

𝐼1𝐼2…𝐼i

) = (

𝑌11 𝑌12 …𝑌21 𝑌22 ……𝑌i1

…𝑌i2

……

𝑌1j

𝑌2j…𝑌ij

)(

V1

V2…Vi

) (3.4)

Dimana:

Yii = Admitansi sendiri yang berujung pada node i

Yij = Admitansi bersama antara node i dan j

Vj = Fasor tegangan ke ground pada node j

Ii = Fasor arus yang mengalir ke node i

Sehingga dapat diperoleh bentuk persaman umum yaitu :

Ii = ∑ 𝑌IJ𝑛𝑗=1 𝑉J i = 1,2,3,…,n (3.5)

atau:

Irel = YrelVrel (3.6)

dengan Yrel merupakan matriks dari admitansi rel yang mempunyai dimensi

matriks (nxn) dimana n merupakan banyaknya rel dalam sistem tersebut.

Aliran daya merupakan solusi untuk kondisi operasi keadaan normal dari

suatu sistem tenaga listrik. perhitungan aliran daya dilakukan untuk perencanaan

sistem tenaga dan sistem operasional. Perhitungan aliran daya ini perlu

dilakukan karena yang di ketahui adalah beban daya aktif dan beban daya reaktif.

22

Pada persamaan (3.7) dan (3.8) dapat dinyatakan bahwa daya aktif dan reaktif

yang di transmisikan sebagai berikut:

𝑃𝑖(𝑘) = ∑ |𝑉𝑖(𝑘)||𝑌𝑖𝑗||𝑉𝑗(𝑘)| cos(𝜃𝑖𝑗 − 𝛿𝑖(𝑘)𝛿𝑗(𝑘))𝑛𝑗=1 (3.7)

𝑄𝑖(𝑘) = −∑ |𝑉𝑖(𝑘)||𝑌𝑖𝑗||𝑉𝑗(𝑘)| cos(𝜃𝑖𝑗 − 𝛿𝑖(𝑘) + 𝛿𝑗(𝑘))𝑛𝑗=1 (3.8)

Persamaan (3.7) dan (3.8) merupakan langkah awal perhitungan aliran

daya menggunakan metode Newton-Raphson. Penyelesaian aliran daya

menggunakan proses iterasi (k+1). Untuk iterasi pertama (1) nilai k=0,

merupakan nilai perkiraan awal (initial estimate) yang ditetapkan sebelum dimulai

perhitungan aliran daya. Nilai perhitungan aliran daya menggunakan persamaan

(3.7) dan (3.8) dengan 𝑃𝑖(𝑘)

dan 𝑄𝑖(𝑘)

akan digunakan untuk menghitung ∆𝑃𝑖(𝑘)

dan

∆𝑄𝑖(𝑘)

.

3.3.2 Metode Newton Raphson

Uraian deret Taylor untuk suatu fungsi dengan dua variable atau lebih

adalah dasar dari metode Newton-Raphson dalam penyelesaian soal-soal aliran

beban. Metoda Newton-Raphson adalah metoda yang paling sering digunakan

untuk menyelesaikan suatu sistem persamaan nonlinier. Dalam mencari solusi,

metoda Newton-Raphson menggunakan teknik iteratif. Dengan teknik iteratif ini,

pencarian solusi dimulai dengan estimasi awal untuk variable yang ingin dicari.

Estimasi tersebut kemudian diperbaiki secara berturutan sampai solusi yang

diinginkan diperoleh. Apabila solusinya telah didapat, maka dikatakan bahwa

solusinya telah konvergen.

Sistem persamaan nonlinier dengan jumlah persamaan n yang dinyatakan

sebagai :

F (X) =

[ 𝑓1 (𝑥1, 𝑥2,… , 𝑥𝑛)𝑓2 (𝑥1, 𝑥2,… , 𝑥𝑛)

..𝑓𝑛 (𝑥1, 𝑥2,… , 𝑥𝑛 ]

= 0 (3.9)

Dimana X = [x1,x2,…,xn] adalah variable yang akan dicari.

23

Langkah iterative dari metoda newton raphson dalam mencari solusi adalah

dengan menyelesaikan persamaan secara berurutan:

𝑋(𝑘+1) = 𝑋(𝑘) + ∆𝑋(𝑘) (3.10)

Dimana,

∆𝑋(𝑘) = −[𝐽(𝑋(𝑘))]−1

𝐹(𝑋(𝑘)) (3.11)

Pada (3.11),J(X) merupakan Jacobian dari F(X) dan dihitung melalui:

𝐽 (𝑋) =

[ 𝜕𝑓1

∂x1𝜕𝑓2

𝜕𝑥1

⋮𝜕𝑓𝑛

𝜕𝑥1

𝜕𝑓1

∂x2⋯

𝜕𝑓2

𝜕𝑥2⋯

⋮ ⋱𝜕𝑓𝑛

𝜕𝑥2⋯

𝜕𝑓1

∂xn𝜕𝑓2

𝜕𝑥𝑛

⋮𝜕𝑓𝑛

𝜕𝑥𝑛]

(3.12)

Dengan demikian, langkah-langkah dari metode Newton-Raphson dalam

mencari solusi sesuai algoritma berikut:

Langkah 1 :Set k = 0, dan tentukan estimasi awal untuk solusi X(k)

dan toleransi ε.

Langkah 2 :Cek apakah: maks |F(X(k))| < ε, Jika ya, stop dan

solusinya adalah X(k). Jika tidak, lanjutkan ke Langkah 3.

Langkah 3 :Hitung Jacobian J(X(k)) dan ΔX(k) melalui (3.12).

Langkah 4 :Hitung X(k+1) atau perbaiki nilai estimasi melalui (3.10).

Langkah 5 :Set k = k + 1, dan kembali ke langkah 2.

3.3.3 Aplikasi Metode Newton-Raphson Pada Aliran Daya

Untuk menerapkan metoda Newton-Raphson, maka definisikan vektor-

vektor X dan F(X) untuk masalah aliran daya sebagai:

24

𝑋 = [𝛿⋮

|𝑉|] =

[

𝛿1𝛿2⋮

𝛿𝑛…|𝑉1||𝑉2|

⋮|𝑉𝑛|]

; 𝐹(𝑋) = [𝑃…𝑄

] =

[ 𝑃1𝑃2⋮

𝑃𝑛⋯𝑄1𝑄2⋮

𝑄𝑛]

(3.13)

Dimana n adalah jumlah total bus sistem tenaga

Pada (3.13), Pi dan Qi biasa disebut sebagai selisih daya (power mismatch) dan

ditentukan berdasarkan (3.7) dan (3.8). selisih daya ini sering digunakan sebagai

kriteria penghentian iterasi metoda Newton- Raphson. Sedangkan matriks

Jacobian dari (3.12) , untuk masalah aliran daya akan berbentuk :

𝐽(𝛿, |𝑉|) = [𝐽1(𝛿, |𝑉|) ⋮ 𝐽2(𝛿, |𝑉|)

……… ⋮ ………𝐽3(𝛿, |𝑉|) ⋮ 𝐽4(𝛿, |𝑉|)

] =

[

𝝏𝑷

𝝏𝜹⋮

𝝏𝑷

𝝏|𝑽|

……… ⋮ ………𝝏𝑸

𝝏𝜹⋮

𝝏𝑸

𝝏|𝑽| ] (3.14)

Dimana matriks Jacobian tersebut telah dipartisi menjadi empat submatriks yang

masing-masing berbentuk:

𝜕𝑃

𝜕𝛿=

[ 𝜕𝑃1

𝜕𝛿1

𝜕𝑃1

𝜕𝛿2…

𝜕𝑃2

𝜕𝛿1

⋮

𝜕𝑃2

𝜕𝛿2

⋮

…⋱

𝜕𝑃𝑛

𝜕𝛿1

𝜕𝑃𝑛

𝜕𝛿2…

𝜕𝑃1

𝜕𝛿𝑛𝜕𝑃2

𝜕𝛿𝑛

⋮𝜕𝑃𝑛

𝜕𝛿𝑛]

; 𝜕𝑃

𝜕|𝑉|=

[

𝜕𝑃1

𝜕|𝑉1|

𝜕𝑃1

𝜕|𝑉2|…

𝜕𝑃2

𝜕|𝑉1|

⋮

𝜕𝑃2

𝜕|𝑉2|

⋮

…⋱

𝜕𝑃𝑛

𝜕|𝑉1|

𝜕𝑃𝑛

𝜕|𝑉2|…

𝜕𝑃1

𝜕|𝑉𝑛|

𝜕𝑃2

𝜕|𝑉𝑛|

⋮𝜕𝑃𝑛

𝜕|𝑉𝑛|]

(3.15)

𝜕𝑄

𝜕𝛿=

[ 𝜕𝑄1

𝜕𝛿1

𝜕𝑄1

𝜕𝛿2…

𝜕𝑄2

𝜕𝛿1

⋮

𝜕𝑄2

𝜕𝛿2

⋮

…⋱

𝜕𝑄𝑛

𝜕𝛿1

𝜕𝑄𝑛

𝜕𝛿2…

𝜕𝑄1

𝜕𝛿𝑛𝜕𝑄2

𝜕𝛿𝑛

⋮𝜕𝑄𝑛

𝜕𝛿𝑛]

; 𝜕𝑄

𝜕|𝑉|=

[

𝜕𝑄1

𝜕|𝑉1|

𝜕𝑄1

𝜕|𝑉2|…

𝜕𝑄2

𝜕|𝑉1|

⋮

𝜕𝑄2

𝜕|𝑉2|

⋮

…⋱

𝜕𝑄𝑛

𝜕|𝑉1|

𝜕𝑄𝑛

𝜕|𝑉2|…

𝜕𝑄1

𝜕|𝑉𝑛|

𝜕𝑄2

𝜕|𝑉𝑛|

⋮𝜕𝑄𝑛

𝜕|𝑉𝑛|]

(3.16)

Berikut adalah rumusan untuk turunan-turunan parsial pada keempat submatriks.

25

▪ Submatriks 𝐽1 (𝛿|𝑉|)

𝜕𝑃𝑖

𝜕𝛿𝑗= −∑ |𝑉𝑖||𝑉𝑗||𝑌𝑖𝑗| sin(𝛿𝑖 − 𝛿𝑗 − 𝜃𝑖𝑗)𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

(3.17)

𝜕𝑃𝑖

𝜕𝛿𝑘= |𝑉𝑖||𝑉𝑘||𝑌𝑖𝑘| sin(𝛿𝑖 − 𝛿𝑘 − 𝜃𝑖𝑘); 𝑖 ≠ 𝑘 (3.18)

▪ Submatriks 𝐽2 (𝛿|𝑉|)

𝜕𝑃𝑖

𝜕|𝑉𝑗|= |𝑉𝑖||𝑌𝑖𝑖| cos 𝜃𝑖𝑖 + ∑ |𝑉𝑗||𝑌𝑖𝑗| cos( 𝛿𝑖 − 𝛿𝑗 − 𝜃𝑖𝑗)𝑛

𝑗=1 (3.19)

𝜕𝑃𝑖

𝜕|𝑉𝑘|= |𝑉𝑖||𝑌𝑖𝑘| cos( 𝛿𝑖 − 𝛿𝑗 − 𝜃𝑖𝑘) ; 𝑖 ≠ 𝑘 (3.20)

▪ Submatriks 𝐽3(𝛿|𝑉|)

𝜕𝑄𝑖

𝜕𝛿𝑗= ∑ |𝑉𝑖||𝑉𝑗||𝑌𝑖𝑗| cos(𝛿𝑖 − 𝛿𝑗 − 𝜃𝑖𝑗)𝑛

𝑗=1𝑗≠1

(3.21)

𝜕𝑄𝑖

𝜕𝛿𝑘= −|𝑉𝑖||𝑉𝑘||𝑌𝑖𝑘| cos (𝛿𝑖 − 𝛿𝑘 − 𝜃𝑖𝑘); 𝑖 ≠ 𝑘 (3.22)

▪ Submatriks 𝐽4(𝛿|𝑉|)

𝜕𝑄𝑖

𝜕|𝑉𝑗|= −|𝑉𝑖||𝑌𝑖𝑖| sin 𝜃𝑖𝑖 + ∑ |𝑉𝑗||𝑌𝑖𝑗| sin( 𝛿𝑖 − 𝛿𝑗 − 𝜃𝑖𝑗)𝑛

𝑗=1 (3.23)

𝜕𝑄𝑖

𝜕|𝑉𝑘|= |𝑉𝑖||𝑌𝑖𝑘| sin( 𝛿𝑖 − 𝛿𝑗 − 𝜃𝑖𝑘) ; 𝑖 ≠ 𝑘 (3.24)

Dengan demikian, langkah iteratif dari metoda Newton-Raphson dalam

mencari solusi aliran daya adalah dengan menyelesaikan persamaan berikut

secara berurutan:

[𝛿(𝑘+1)

…|𝑉(𝑘+1)|

] = [𝛿𝑘

…|𝑉(𝑘)|

] + [∆𝛿𝑘

…∆|𝑉(𝑘)|

] (3.25)

Dimana:

[∆𝛿(𝑘)

…∆|𝑉(𝑘)|

] = − [𝐽1(𝑘) ⋮ 𝐽2(𝑘)

⋯ ⋮ ⋯𝐽3(𝑘) ⋮ 𝐽4(𝑘)

]

−1

[𝑃(𝑘)

⋯𝑄(𝑘)

] (3.26)

3.3.4 Aliran Daya Pada Saluran dan Daya Slack Bus

pada saluran-saluran dan besar pembangkitan daya dari bus-bus

pembangkit dapat dihitung. Bila dimisalkan bahwa saluran yang menghubungkan

26

bus P dan Q memiliki admitansi seri Ypq dan admitansi shunt total , ypq , maka

arus yang mengalir pada saluran tersebut akan diberikan oleh:

𝐼𝑝𝑞 = (𝑉𝑝 − 𝑉𝑞)𝑦𝑝𝑞 + 𝑉𝑝𝑦′𝑝𝑞

2 (3.27)

Sehingga, aliran daya dari bus p ke q diberikan oleh:

𝑃𝑝𝑞 + 𝑗𝑄𝑝𝑞 = 𝑉𝑝𝐼∗𝑝𝑞 = 𝑉𝑝 [(𝑉𝑝 − 𝑉𝑞)

∗𝑦∗

𝑝𝑞+ 𝑉∗

𝑝

𝑦∗𝑝𝑞

2] (3.28)

Dengan cara yang sama, aliran daya dari bus q ke p diberikan oleh:

𝑃𝑞𝑝 + 𝑗𝑄𝑞𝑝 = 𝑉𝑞𝐼∗𝑞𝑝 = 𝑉𝑞 [(𝑉𝑞 − 𝑉𝑝)

∗𝑦∗

𝑞𝑝+ 𝑉∗

𝑞

𝑦∗𝑝𝑞

2] (3.29)

Rugi-rugi daya pada saluran p-q dapat dihitung dengan menjumlahkan

𝑃𝑝𝑞 + 𝑗𝑄𝑝𝑞 dan 𝑃𝑞𝑝 + 𝑗𝑄𝑞𝑝.

Daya yang dibangkitkan pada slack bus dapat dihitung dengan

menjumlahkan semua aliran daya pada saluran yang keluar dari bus tersebut.

3.3.5 Aplikasi DIgSILENT PowerFactory 15.1

Pada penelitian ini digunakan aplikasi bantu berupa DIgSILENT

PowerFactory 15.1. Aplikasi DIgSILENT digunakan untuk melakukan simulasi

aliran daya Subsistem Balaraja 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar, dari simulasi

tersebut kemudian akan diperoleh profil tegangan, persentase pembebanan

masing-masing elemen yang ada di subsistem Balaraja 3,4 – Duri Kosambi 1 –

Lontar saat terjadinya gangguan kontingensi dan setelah aktifnya skema

pelepasan beban lebih. Selain itu, dengan aplikasi DIgSILENT dapat dilakukan

simulasi dinamik untuk melihat penggambaran kontingensi dan bekerjanya

skema pelepasan beban lebih yang sesungguhnya. Yang kemudian hasil

simulasi dinamiknya akan ditampikan dalam bentuk grafik.

Dalam kajian skema pelepasan beban lebih Subsistem Balaraja Baru 3,4

– Duri Kosambi 1 – Lontar ini, ada beberapa standar indikator yang digunakan

sebagai standar indikator penilaian variabel tegangan di 150 kV, persentase

pembebanan pada masing-masing trafo antar rel. Berikut adalah standar yang

digunakan yang ditampilka dalam tabel seperti di bawah ini.

27

Tabel 3.1 Indikator Analisis

Parameter Nilai

Tegangan 500 kV 475 kV – 525 kV

Tegangan 150 kV 135 kV – 157,5 kV

Pembebanan Trafo ≤100%

Pembebanan Saluran ≤100%

Standar tersebut juga telah disesuaikan dengan Peraturan Menteri Energi

dan Sumber Daya Mineral Nomor 03 Tahun 2007 tentang Aturan Jaringan Sistem

Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali, Standar PLN 1 tahun 1995 tentang standar-

standar tegangan, serta aturan Batasan operasi yang diterapkan PT. PLN

(UIP2B) .

3.3.6 Microsoft Excel

Aplikasi Microsoft Excel digunakan untuk mengolah data analisis dari

hasil simulasi aliran daya dan simulasi sistem dinamik pada DIgSILENT, variabel-

variabe yang dimasukkan merupakan variabel Daya, dan pembebanan dari

setiap trafo antar rel yang ada di subsistem Balaraja 3,4 – Duri Kosambi 1 –

Lontar. Dengan menginput variabel-variabel tersebut akan memudahkan penulis

dalam memvisualisasikan trafo-trafo mana saja yang mengalami beban lebih

ketika terjadi skenario kontingensi pada subsistem.

3.3.7 Microsoft Visio

Aplikasi gambar Microsoft Visio digunakan untuk penggambaran skema

pelepasan beban lebih pada subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 –

Lontar beserta dengan melakukan pinned pada masing-masing PMT trafo daya

yang menjadi target sesuai dengan tahapan-tahapan pelepasan beban lebih.

Selain itu, aplikasi Microsoft Visio digunakan untuk menggambarkan besarnya

total daya subsistem saat beban puncak, rendah, kapasitas PLTU Lontar, serta

daya yang mengalir pada keadaan normal untuk setiap kondisi pada yang

kemudian nilai-nilai tersebut digambarkan ke dalam Microsoft Visio.

28

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar

Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar merupakan salah

satu subsistem yang ada di region 1 atau region Jakarta Banten. Subsistem ini

termasuk ke dalam konfigurasi Rencana Operasi Tahun (RPT) 2020, sebagai

pembaruan konfigurasi akibat beroperasinya trafo antar rel Duri Kosambi 1,2.

Berikut adalah single line diagram untuk subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar :

Gambar 4.1 Single line diagram Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi

1– Lontar

Pada subsistem ini, disuplai oleh pembangkit Lontar kemudian daya

pembangkit tersebut akan dialirkan ke beban-beban yang ada di daerah GI

Jatake, Suvarna, Tangerang Baru, Cengkareng, Cengkareng Baru, Cikupa,

Cengkareng, Grogol, Jatake, Pasar Kemis 2, Pasar Kemis, Sepatan, Tangerang

Baru, Tangerang, Teluk Naga, Maximangando. Untuk subsistem ini berdasarkan

Rencana Operasi Bulan(RO) Maret sekaligus sebagai base case dalam

penelitian ini memiliki beban Puncak sebesar 1128 MW dan beban rendah

sebesar 870 MW. Selain itu, pada subsistem ini terdapat 3 trafo antar rel 500/150

29

kV yang digunakan untuk menyuplai daya. Trafo tersebut terhubung dengan

sistem interkoneksi 500 kV Jawa-Bali dengan tujuan untuk mengurangi

pemakaian pembangkit Lontar. Dari keadaan tersebut dapat disimpulkan bahwa

pembebanan di trafo antar rel 3,4 Balaraja Baru dan trafo antar rel 1 Duri Kosambi

dipengaruhi oleh kapasitas operasional pembangkit Lontar/Teluk Naga.

4.1.1 Data Pembangkit

Pembangkit Lontar terdiri dari 3 unit, di mana untuk base case bulan Maret

tahun 2020 unit 2 dinonaktifkan, dengan masuknya trafo antar rel Duri Kosambi

1 untuk tujuan berlangsungnya sistem kelistrikan yang ekonomis dan handal.

Dalam penelitian ini, ada 2 kondisi yang digunakan sebagai bahan analisis skema

pelepasan beban lebih, yaitu saat keadaan pembangkit maksimum dan saat

minimum.

Tabel 4.1 Data pembangkit PLTU Lontar saat maksimum

No. Unit Daya Aktif

( MW)

Daya

Reaktif

(MVAR)

Tegangan

(P.U)

Sudut

(𝛿)

1. PLTU Lontar Unit 1 250 67 1,05 -19o

2. PLTU Lontar Unit 2 - - - -


(Sumber : UIP2B ROB Maret, 2020)

Tabel 4.2 Data Pembangkit PLTU Lontar saat minimum

No. Unit Daya Aktif

( MW)

Daya

Reaktif

(MVAR)

Tegangan

(P.U)

Sudut

(𝛿)

1. PLTU Lontar Unit 1 175 67 1.05 -28o




30

Data di atas merupakan data saat kondisi subsistem dalam kondisi normal (tanpa

kontingensi), dan dalam keadaan beban puncak. Untuk keadaan saat beban

rendah dan pembangkit minimum, nilai sudut (𝛿) dari pembangkit lontar = -18o.

Pengaturan pembangkit kondisi maksimum dan minimum ini bertujuan agar

skema pelepasan beban lebih yang dirancang mampu memenuhi segala kondisi

kombinasi antara beban dan pembangkit. Pengaturan tersebut disesuaikan

dengan time minimum loading pembangkit Lontar.

4.1.2 Data Beban Subsistem

Pada subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar. Adapun

beban-beban yang disuplai oleh Pembangkit PLTU Lontar dan trafo antar rel

Balaraja Baru 3,4 dan trafo antar rel Duri Kosambi 1 adalah beban Gardu Induk

Jatake, Suvarna, Tangerang Baru, Cengkareng, Cengkareng Baru, Cikupa,

Cengkareng, Grogol, Jatake, Pasar Kemis 2, Pasar Kemis, Sepatan, Tangerang

Baru, Tangerang, Teluk Naga, Maximangando. Berikut adalah data Beban

subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar:

Tabel 4.3 Data Beban Puncak

No. Nama Trafo Daya 150/20 kV Daya Aktif

(MW)

Daya Reaktif

(MVAR)

1 1CKRBR_TD1 0 0

2 1CKRBR_TD2 0.019463 0.009731

3 1CKUPA5_TD1 14.51911 2.286861

4 1CKUPA5_TD2 28.42514 6.76327

5 1CKUPA5_TD3 40.91041 11.66786

6 1CNKRG5_TD1 34.5364 3.82441

7 1CNKRG5_TD2 0 0

8 1CNKRG5_TD3 37.91317 7.317956

9 1CNKRG5_TD4 19.4918 2.442562

10 1CNKRG5_TD5 39.042 6.451868

31

11 1GRGOL5_TD1 27.44228 9.137713

12 1GRGOL5_TD2 39.36313 10.27628

13 1GRGOL5_TD3 25.95339 5.770675

14 1JTAKE5_TD MOBILE 18.49921 3.532471

15 1JTAKE5_TD1 32.91127 8.797117

16 1JTAKE5_TD2 37.60176 9.215565

17 1JTAKE5_TD3 33.54381 7.327687

18 1JTAKE5_TD4 38.57489 10.57795

19 1JTAKE5_TD5 0 0

20 1MAXIM5_TD1 25.4279 5.507929

21 1MAXIM5_TD2 34.31258 9.089057

22 1MAXIM5_TDKTT1 0.253014 0.184895

23 1MAXIM5_TDKTT2 0.097313 0.009731

24 1MAXIM5_TDKTT3 - INTERWORLD 0 0

25 1PKMS2_TD1 0.428177 0.097313

26 1PKMS2_TD2 0 0

27 1PKMS2_TD3 0.019463 0.009731

28 1PSKMS5_TD1 37.84505 8.2327

29 1PSKMS5_TD2 42.17548 13.83794

30 1PSKMS5_TD3 39.27555 10.49037

31 1PSKMS5_TD4 41.03691 13.84767

32 1SPTAN5_TD1 26.80975 6.140466

33 1SPTAN5_TD2 17.89587 2.510682

34 1SPTAN5_TD3 17.4093 3.396232

32

35 1SPTAN5_TD4 0 0

36 1SVRNA_TD1 0.729848 0.194627

37 1SVRNA_TD2 0.311402 0.194627

38 1TGBRU5_TD1 26.10909 3.999574

39 1TGBRU5_TD2 35.14948 10.9964

40 1TGBRU5_TD3 43.26538 9.079326

41 1TGBRU5_TD4 35.82093 7.191449

42 1TGRNG5_TD1 29.53451 5.507929

43 1TGRNG5_TD2 28.72681 5.498199

44 1TGRNG5_TD3 27.49094 6.880046

45 1TGRNG5_TD4 0 0

46 1TGRNG5_TD5 13.73087 3.075099

47 1TLNGA5_TD1 40.90067 6.675689

48 1TLNGA5_TD2 35.19813 4.067693

49 1TLNGA5_TD3 20.47467 5.196527

50 1TLNGA5_TD4 38.77925 7.05521

Total 1128 254


Tabel 4.4 Data Beban Rendah


(MW)

Daya Reaktif

(MVAR)

1 1CKRBR_TD1 0 0

2 1CKRBR_TD2 0.020289 0.010144

3 1CKUPA5_TD1 9.951523 0.304329

33

4 1CKUPA5_TD2 22.11449 4.443201

5 1CKUPA5_TD3 22.71301 2.820114

6 1CNKRG5_TD1 25.2795 1.359336

7 1CNKRG5_TD2 0 0

8 1CNKRG5_TD3 29.885 4.646087

9 1CNKRG5_TD4 19.87261 1.856406

10 1CNKRG5_TD5 25.84758 1.278181

11 1GRGOL5_TD1 29.24591 9.545781

12 1GRGOL5_TD2 32.96886 7.506778

13 1GRGOL5_TD3 24.3158 5.214167

14 1JTAKE5_TD MOBILE 25.16792 3.276607

15 1JTAKE5_TD1 28.40394 5.477919

16 1JTAKE5_TD2 30.43279 3.043288

17 1JTAKE5_TD3 26.37509 4.057718

18 1JTAKE5_TD4 37.3106 10.73266

19 1JTAKE5_TD5 0 0

20 1MAXIM5_TD1 21.50584 3.854832

21 1MAXIM5_TD2 24.03176 4.706953

22 1MAXIM5_TDKTT1 0.253607 0.223175

23 1MAXIM5_TDKTT2 0.101443 0.010144


25 1PKMS2_TD1 0.344905 0.101443

26 1PKMS2_TD2 0 0

27 1PKMS2_TD3 0.020289 0.010144

34

28 1PSKMS5_TD1 21.05949 3.44906

29 1PSKMS5_TD2 38.96412 11.27031

30 1PSKMS5_TD3 0.253607 0.010144

31 1PSKMS5_TD4 40.03941 13.22816

32 1SPTAN5_TD1 23.49411 4.46349

33 1SPTAN5_TD2 14.44543 0.456493

34 1SPTAN5_TD3 10.18484 0.720245

35 1SPTAN5_TD4 0 0

36 1SVRNA_TD1 0.76082 0.101443

37 1SVRNA_TD2 0.324616 0.101443

38 1TGBRU5_TD1 15.75404 0.639091

39 1TGBRU5_TD2 29.81399 7.121294

40 1TGBRU5_TD3 39.60321 7.121294

41 1TGBRU5_TD4 25.54326 2.941845

42 1TGRNG5_TD1 25.43167 4.412768

43 1TGRNG5_TD2 25.93888 4.757674

44 1TGRNG5_TD3 22.08406 2.728815

45 1TGRNG5_TD4 0 0

46 1TGRNG5_TD5 12.58903 2.820114

47 1TLNGA5_TD1 23.67671 1.29847

48 1TLNGA5_TD2 20.22766 0

49 1TLNGA5_TD3 21.1305 5.477919

50 1TLNGA5_TD4 23.84916 1.491211

Total 871 149


35

Data beban di atas merupakan data beban saat beban puncak yang

didasarkan pada data Rencana Operasi Bulan Maret 2020 Pukul 19:00 WIB

sedangkan data beban rendah didasarkan pada data beban Rencana Operasi

Bulan Maret tahun 2020 pukul 14:00 WIB.

4.1.3 Data Penghantar 150 kV

Untuk data penghantar 150 kV yang ada di Subsistem Balaraja Baru 3,4

– Duri Kosambi 1 – Lontar dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 4.5 Data Pengahantar Saluran 150 kV

No. Nama Line Tipe Line Panjang

(km)

1 BLRJA - SVRNA

1A

OHL-150kV-TACSR 2X410mm

(2800A) 5.65

2 BLRJA - SVRNA

1B

OHL-150kV-ZEBRA 4X484.5mm

(2730A) 2

3 BLRJA - SVRNA

2A


(2800A) 5.65

4 BLRJA - SVRNA

2B


(2730A) 2

5 BLRJA-NBLRJA

1


(2800A) 10.8

6 BLRJA-NBLRJA

2


(2800A) 10.8

7 CKRBR-

TGBRU-1

OHL-150kV-ACCC-

DUBLIN2x520mm 3422A 6.2

8 CKRBR-

TGBRU-2

OHL-150kV-ACCC-


9 CKUPA -

SVRNA 1A


(2800A) 5.65

10 CKUPA -

SVRNA 1B


(2730A) 2

36

11 CKUPA -

SVRNA 2A


(2800A) 5.65

12 CKUPA -

SVRNA 2B


(2730A) 2

13 CKUPA-JTAKE -

1

OHL-150kV-DRAKE 2X468.5mm

(1560A) 7.2

14 CKUPA-JTAKE-

2


(1560A) 7.2

15 CKUPA-

PSKMS-1


(1620A) 5.7

16 CKUPA-

PSKMS-2


(1620A) 5.7

17 CNKRG-

CKRBR-1

OHL-150kV-ACCC-


18 CNKRG-

CKRBR-2

OHL-150kV-ACCC-


19 CNKRG-DKSBI

-1

OHL-150kV-ACSR 1x520 mm

(1610A) 10.32

20 CNKRG-DKSBI

-2

OHL-150kV-ACSR 1x520 mm

(1610A) 10.32

21 CNKRG-

TGRNG-1


(1560A) 9.23

22 CNKRG-

TGRNG-2


(1560A) 9.23

23 GROGOL2-

DKSBI 1


(1620A) 7.35

24 GROGOL2-

DKSBI 2


(1620A) 7.35

25 GROGOL2-

GROGOL 1


(1620A) 1

26 GROGOL2-

GROGOL 2


(1620A) 1

37

27 JTAKE-MAXIM-

1

CAB-150kV-CU 240mm (550A) 1.1

28 JTAKE-MAXIM-

2

CAB-150kV-CU 240mm (550A) 1.1

29 JTAKE-TGRNG

-1


(1620A) 10.3

30 JTAKE-TGRNG

-2


(1620A) 10.3

31 PSMIS-PKMS-2 OHL-150kV-ZEBRA 2X484.5mm

(1620A) 5

32 PSMIS-PKMS2-

1


(1620A) 5

33 SPTAN-PKMS2-

1


(1620A) 5.3

34 SPTAN-PKMS2-

2


(1620A) 5.3

35 SPTAN-TLNGA-

1


(1620A) 9.17

36 SPTAN-TLNGA-

2


(1620A)

9.17

37 TNGAU-

TGBRU-1


(2800A) 21.23

38 TNGAU-

TGBRU-2


(2800A) 21.23

39 TNGAU-TLNGA-

1


(2800A) 21.26

40 TNGAU-TLNGA-

2


(2800A) 21.26


.

38

4.2 Batasan Operasional Trafo Antar Rel

Variabel utama yang perlu dilihat adalah dalam batasan operasional

pembebanan trafo yaitu arus, karena akan sangat mempengaruhi keandalan dan

umur trafo itu sendiri. Untuk arus maksimum yang dapat mengalir pada trafo

dapat diperoleh dari hasil perhitungan daya (500 MVA) dibagi dengan tegangan

(150 kV) dikali √3. Sehingga diperoleh arus maksimum sisi skunder sebesar

1925 A. kemudian nilai tersebut perlu disesuaikan dengan kemampuan termal

trafo, yang mana sesuai dengan SPLN 17 (SPLN, 1979), yaitu panduan

operasional pembebanan untuk trafo terendam minyak menyatakan trafo pada

suhu lingkungan 300C (suhu wilayah Jakarta) dapat dibebani sampai 90% dalam

rangka menjaga use life trafo tetap normal. Untuk itu nilai 90% dari 1925 A yaitu

diambil sebagai arus operasional atau arus nominal trafo antar rel 500 MVA yaitu

1718 A. Untuk menentukan besarnya daya operasional pada masing-masing

trafo antar rel 4 Balaraja Baru, trafo antar rel 3 Balaraja Baru, dan trafo antar rel

1 Duri Kosambi, dapat dihitung dengan cara sebagai berikut :

1. Untuk Batasan Operasional Trafo Antar Rel 3 Balaraja Baru

Berdasarkan data yang diperoleh dari PT. PLN (Persero) UIP2B untuk

kapasitas = 500 MVA arus nominal 𝐼𝑛 = 1718 A, tegangan pada sisi tegangan

medium (MV-Side) 𝑉𝑠 = 150 kV, dan untuk faktor daya cos 𝜃 = 0,9862.

Sehingga berdasarkan rumus (3.1) dapat dihitung :

Pmax IBT 3 Blrja= √3 ×Vs × In× cos θIBT 3 BLRJA

Pmax IBT 3 Blrja= √3 ×150 kV × 1,718 kA× 0,9862

Pmax IBT 3 Blrja= 440 MW

2. Untuk Batasan Operasional Trafo Antar Rel 4 Balaraja Baru


kapasitas = 500 MVA arus nominal 𝐼𝑛 = 1718 A, tegangan pada sisi tegangan

medium (MV-Side) 𝑉𝑠 = 150 kV, dan untuk faktor daya cos 𝜃 = 0,9862.


PmaxIBT 4 Blrja = √3 × Vs × In × cos θIBT 4 BLRJA

PmaxIBT 4 Blrja = √3 × 150 kV × 1,718 kA × 0,9862

PmaxIBT 4 Blrja = 440 MW

39

3. Untuk Batasan Operasional Trafo Antar Rel 1 Duri Kosambi


kapasitas trafo = 500 MVA arus nominal 𝐼𝑛 = 1718 A, tegangan pada sisi

tegangan medium (MV-Side) 𝑉𝑠 = 150 kV, dan untuk faktor daya cos 𝜃 = 0,985


PmaxIBT 1 DKSMBI = √3 × Vs × In × cos θIBT 1 DSKSMBI

PmaxIBT 1 DKSMBI = √3 × 150 kV × 1,718 kA × 0,985

PmaxIBT 1 DKSMBI = 439 MW

4.3 Relai Beban Lebih dan Arus Lebih

Relai beban lebih pada dasarnya menggunakan relai arus lebih untuk

sensor utama dalam mendeteksi adanya kenaikan beban pada sistem tenaga

listrik. Prinsip kerja antara relai beban lebih dan relai arus lebih hampir sama,

bedanya hanya terletak pada karakteristik waktu. Pada relai beban lebih

menggunakan karakteristik definite time dan biasanya memiliki settingan waktu

bertahap. Fungsi dari tahapan ini adalah sebagai indikator parameter kebutuhan

pembuangan beban yang sesuai dengan dari elemen itu sendiri. Beban yang

dilepas biasanya berupa beban pada trafo daya maupun beban pada saluran

transmisi. Lain halnya dengan relai arus lebih, yang menggunakan karakteristik

inverse time, relai ini bekerja dengan waktu tunda yang tergantung dari besarnya

arus secara terbalik (inverse time), makin besar arus gangguan maka makin kecil

pula waktu tundanya.

4.3.1 Skema Pelepasan Beban Lebih Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar

Skema pelepasan beban lebih merupakan skema tahapan yang

menunjukkan beban-beban dan waktu tahapan pengaturan pelepasan beban

saat terjadi gangguan kontingensi yang menyebabkan arus pada suatu elemen

mengalami kenaikan yang siginifikan. Relai beban lebih dipasang pada peralatan

atau elemen pada sistem tenaga listrik yang tidak memenuhi kriteria kontingensi.

Berikut adalah skema dari pelepasan beban lebih subsistem Balaraja Baru 3,4 –

Duri Kosambi 1 – Lontar.

40

Untuk menentukan besarnya arus setting OCR dan OLR dapat digunakan

persamaan (3.2) dan (3.3) seperti berikut ini.

1. Menentukan Isetting pada relai beban lebih

Iset OLR = 1,1 x Inominal

Iset OLR = 1,1 x 1718 A

Iset OLR = 1889,8 A ≈ 1900 A

2. Menentukan Isetting pada relai arus lebih

Iset OCR = 1,2 x Inominal

Iset OCR = 1,2 x 1718 A

Iset OCR = 2061,6 A ≈ 2060 A

Gambar 4.2 Skema pelepasan beban Subsistem Balaraja Baru 3,4 –

Duri Kosambi 1- Lontar

Dari gambar skema di atas kemudian untuk setting beban lebih dan arus

lebih pada masing-masing IBT dapat dilihat seperti dalam tabel berikut ini.

41

Tabel 4.6 Setting relai beban lebih dan arus lebih

Setting OCR

Iset = 2060 A tms = 0,35 CT = 2000/1 A

Setting OLR

Iset = 1900 A CT = 2000/1 A

Tahapan Beban Target OLS Time delay (td)

Tahap 1

PMT 150 kV Trafo Cikupa

1 & 2 2 detik

PMT 150 kV Trafo Pasar

Kemis 2 & 4

Tahap 2

PMT 150 kV Trafo Jatake

4

2,5 detik PMT 150 kV Trafo 1 & 2

Sepatan

PMT 150 kV Trafo 1 Teluk

Naga

Tahap 3

PMT 150 kV Trafo 1 & 3

Pasar Kemis

3 detik PMT 150 kV Trafo 2 & 4

Teluk Naga

PMT 150 kV Trafo 2

Jatake

Tahap 4


Jatake

3,5 detik

PMT 150 kV Trafo 3

Sepatan

PMT 150 kV Line 1& 2

Jatake - Maximagando

PMT 150 kV Tangerang

Baru 2,3,4

42

Untuk nilai dari tms relai arus lebih dapat dihitung diperoleh dari

persamaan (2.1), yaitu dengan mencari terlebih dahulu arus hubung singkat

terbesar pada trafo antar rel. Sedangkan untuk time delay setting dari relai beban

lebih dapat ditentukan dengan pertimbangan kemampuan termal, mekanikal,

suhu lingkungan, wiring, penempatan relai dan berdasarkan kurva pada gambar

2.2 (EEE C57.109-1993, 1993) maka setting time delay pada trafo antar rel

dimulai dari waktu 2 detik. Dengan arus pickup 1900 A, berarti maksimum (100%)

pembebanan trafo antar rel yaitu sama dengan 494 MVA sebagai hasil dari arus

(1900 A) dikalikan dengan tegangan sisi skunder trafo (150 kV ) dan √3.

4.3.2 Koordinasi antara Relai Beban Lebih dan Arus Lebih

Antara relai beban lebih (OLR) dan arus lebih (OCR) memiliki kesamaan

yang terletak pada indikator untuk bekerjanya yaitu kenaikan arus. Untuk itu,

perlu dikoordinasikan antara relai beban lebih dan arus lebih agar tidak terjadi

kesalahan saat bekerja antara relai beban lebih dan arus lebih, dimana untuk

proteksi sistem relai beban lebih yang didahulukan untuk bekerja dibandingkan

dengan relai arus lebih. Berikut ini adalah grafik koordinasi antara relai beban

lebih dan arus lebih pada masing-masing trafo antar rel yang ada di Subsistem

Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar.

Gambar 4.3 Koordinasi relai beban lebih dan OCR IBT 3 Balaraja Baru

43

Gambar 4.4 Koordinasi relai beban lebih dan OCR IBT 4 Balaraja Baru

Gambar 4.5 Koordinasi relai beban lebih dan OCR IBT 1 Duri Kosambi

Dari ketiga gambar di atas yang merupakan gambar grafik koordinasi antara

relai beban lebih dan arus lebih, dapat dilihat bahwa ada perbedaan mendasar

antara relai beban lebih yang menggunakan karakteristik definite time dan relai

44

arus lebih yang menggunakan karakteristik inverse time. Pada relai beban lebih

dengan karakteristik definite time menggunakan tahapan dalam bekerja,

sedangkan relai arus lebih yang menggunakan karakteristik inverse time berarti

semakin besar arus lebih maka makin kecil/cepat waktu tundanya.

4.4 Skema Pelepasan Beban Lebih Saat Beban Puncak dan Pembangkit

Maksimum

Pada kondisi ini, daya yang disuplai ke beban-beban yang berada di

penyulang atau feeder subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar

yaitu sebesar 1128 MW, dengan kapasitas pembangkit dari unit 1 PLTU Lontar

250 MW dan PLTU unit 2 Lontar sebesar 250 MW.

Gambar 4.6 Kondisi subsistem saat beban puncak dan pembangkit maksimum

Dengan kondisi demikian dan disesuaikan dengan skema pelepasan

beban lebih pada gambar 4.2 dan tabel 4.6 dapat dituliskan kuota pelepasan

beban pada kondisi ini yaitu sebagai berikut.

45


pembangkit maksimum

Setting OLS

Iset = 1900 A CT : 2000/1 A

Tahapan Beban Target OLS Time delay

(td)

Kuota OLS

Tahap 1

PMT 150 kV Trafo Cikupa 1 &

2 2 detik 126 MW


Kemis 2 & 4

Tahap 2

PMT 150 kV Trafo Jatake 4

2,5 detik 124 MW


Sepatan


Naga

Tahap 3

PMT 150 kV Trafo 1 & 3 Pasar

Kemis

3 detik 151 MW PMT 150 kV Trafo 2 & 4 Teluk

Naga

PMT 150 kV Trafo 2 Jatake

Tahap 4


Jatake

3,5 detik 144 MW

PMT 150 kV Trafo 3 Sepatan

PMT 150 kV Line 1& 2 Jatake

- Maximagando

PMT 150 kV Tangerang Baru

2,3,4

Total 545 MW

Dari kondisi tersebut kemudian diterapkan skenario gangguan

kontingensi, untuk melihat skenario mana saja yang dapat menyebabkan

46

terjadinya kondisi beban lebih pada masing-masing trafo antar rel. Berikut ini

adalah hasil simulasi untuk setiap skenario kontingensi.

4.4.1 Hasil Tahapan Skema Pelepasan Beban Lebih

Setelah melakukan skenario kontingensi dan simulasi aliran daya akan

dilihat pembebanan pada masing-masing trafo antar rel. Jika ada yang di atas

100% (494 MVA atau 1900 A) maka akan dilakukan tahapan pelepasan beban

menggunakan simulasi dinamik. Untuk pembebanan trafo itu sendiri yang

dinyatakan dalam persen merupakan perbandingan persentase antara daya

semu (MVA) hasil load flow terhadap batas maksimum daya semu trafo antar rel.

Untuk hasil perhitungan MVA sendiri memiliki besar nilai yang sama dengan MW

karena nilai MVAR pada subsistem yang kecil. Berikut adalah hasil dari tahapan

skema pelepasan beban lebih.

Tabel 4.8 Hasil simulasi skenario kontingensi kondisi Beban puncak dan

pembangkit maksimum

Skenario

Kontingensi

Dampak Setelah Tahapan Skema

OLS

Trafo Antar Rel Beban

(MW)

Load

(%) Tahapan

Trafo

Beban

(MW) %Load.

Normal

Trafo Antar Rel 1

Duri Kosambi 125 26%

Trafo Antar Rel 4

Balaraja Baru 258 52%

Trafo Antar Rel 3


(N-1) Trafo

Antar Rel 4

Trafo Antar Rel 1


47

Balaraja

Baru

Trafo Antar Rel 3


(N-1) Trafo

Antar Rel 1

Duri

Kosambi

Trafo Antar Rel 3


Trafo Antar Rel 4


(N-2) Trafo

Antar Rel 3

& 4

Balaraja

Baru

Trafo Antar Rel 1


Tahap 1 515 107%

Tahap 2 401 82%

(N-2) Trafo

Antar Rel 4

Balaraja

Baru & 1

Duri

Kosambi

Trafo Antar Rel 3


Tahap 1 523 106%

Tahap 2 406 81%

Dari hasil simulasi aliran daya di atas, dapat diuraikan bahwa pada saat

kondisi kontingensi N-1 baik itu pada trafo antar rel Duri Kosambi 1 maupun

kontingensi N-1 di trafo antar rel 3 atau 4 Balaraja Baru tidak menyebabkan

terjadinya pembebanan lebih pada trafo antar rel lain yang tidak trip. Karena

beban yang dibebani pada masing-masing trafo antar rel saat terjadi gangguan

kontingensi N-1 persentase trafo antar rel masih di bawah 100% atau arus yang

mengalir pada sisi skunder trafo antar rel masih di bawah standar syarat 1900 A

sebagai arus pickup relai beban lebih, maka dari itu skema pelepasan beban

lebih yang terdiri dari 4 tahapan tidak bekerja.

Namun, beda halnya ketika skenario kontingensi N-2 terjadi, ketika trafo

antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru ditripkan, maka beban yang awalnya ditanggung

oleh trafo antar rel Balaraja Baru 3 dan 4 akan dibebankan ke trafo antar rel 1

48

Duri Kosambi, hal ini menyebabkan pembebanan trafo antar rel 1 Duri Kosambi

berada di atas 100%. Keadaan tersebut kemudian akan dilakukan simulasi

dinamik untuk melihat proses bekerjanya tahapan pelepasan beban lebih. Pada

tahapan ini pelepasan beban lebih bekerja sampai dengan tahap 2 untuk

menurukan pembebanan trafo antar rel dibawah 100% atau di bawah 1900 A.

Kemudian untuk skenario keempat, yaitu saat N-2 trafo antar rel 1 Duri

Kosambi dan trafo antar rel 4 Balaraja Baru ditripkan maka akan menyebabkan

pembebanan trafo antara rel 4 Balaraja Baru menjadi 132%, tentu keadaan

tersebut akan mengaktifkan relai beban lebih. Dari simulasi sistem dinamik yang

dilakukan, terlihat bahwa trafo antar rel 3 Balaraja Baru membutuhkan 2 tahapan

pelepasan beban untuk menormalkan kembali sistem ke angka 81%.

4.4.2 Hasil Simulasi Sistem Dinamik

Untuk melihat proses bekerjanya relai beban lebih sesuai dengan

settingan yang telah dilakukan sebelumnya maka akan dilakukan simulasi sistem

dinamik yang akan memperlihatkan kenaikan arus pada sisi Medium Voltage

atau sisi skunder masing-masing trafo antar rel yang ada di subsistem Balaraja

Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar. Diawal telah disetting arus pickup sebagai

syarat untuk relai bekerja, di mana jika melebihi arus 1900 A selama waktu

tahapan yang telah diatur maka relai beban lebih akan bekerja. Simulasi sistem

dinamik dilakukan dengan memberikan gangguan trip pada trafo antar rel yang

dituju pada detik ke 1, sehingga pada detik ke 3 sebagai tahapan 1 pelepasan

beban lebih dapat diihat proses bekerjanya pelepasan beban lebih tersebut.

Berikut adalah hasil simulasi sistem dinamik masing-masing skenario.

1. Kondisi N-2 Trafo Antar Rel 3 dan 4 Balaraja Baru

Pada saat beban puncak dan pembangkit maksimum untuk skenario

kontingensi N-2, setelah dilakukan simulasi aliran daya untuk melihat

pembebanan trafo maka dilakukan simulasi sistem dinamik untuk melihat

tahapan pelepasan beban lebih pada aplikasi DIgSILENT, maka menghasilkan

grafik seperti berikut ini.

49

Gambar 4.7 Grafik simulasi sistem dinamik N-2 Trafo Antar Rel 3 dan 4

Balaraja Baru

Dari grafik hasil simulasi sistem dinamik di atas, dapat dianalisis bahwa

dengan tripnya trafo antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru akan menyebabkan kenaikan

arus pada sisi 150 kV trafo antar rel 1 Duri Kosambi. Dengan kenaikan arus di

atas 1900 A atau arus pickup selama 2 detik maka akan menyebabkan

pelepasan beban tahap 1 trafo antar rel 1 Duri Kosambi akan bekerja, namun

dengan pelepasan beban tahap 1 belum mampu menurunkan besarnya arus

pada sisi skunder 150 kV, dengan kata lain dari gangguan yang diberikan pada

saat 1 detik, maka arus akan di atas 1900 A selama 2,5 detik. Itu artinya

pelepasan beban lebih tahap 2 trafo antar rel 1 Duri Kosambi akan berkerja untuk

melepas beban sesuai dengan target yang telah disetting. Setelah tahap 2

bekerja, yaitu sekitar 2,5 detik maka berdasarkan grafik di atas arus pada sisi

skunder trafo antara rel 150 kV Duri Kosambi dalam keadaan steady state

berada di bawah 1900 A atau sama dengan 1547 A. untuk itu, dapat dikatakan

bahwa tahapan pelepasan beban lebih trafo antar rel 1 Duri Kosambi telah

berhasil menurunkan pembebanan dan besarnya arus yang mengalir pada sisi

150 kV.

2. Kondisi N-2 Trafo Antar Rel 3 Balaraja Baru dan 1 Duri Kosambi

Pada kondisi ini dilakukan skenario gangguan kontingensi pada trafo antar

rel 3 Balaraja Baru dan trafo antar rel 1 Duri Kosambi, dari skenario tersebut

50

menghasilkan persentase pembebanan di atas 100% sehingga perlu dilakukan

tahapan skema pelepasan beban lebih dengan menggunakan simulasi dinamik.

Gambar 4.8 Grafik simulasi sistem dinamik trafo antar rel 4 Balaraja Baru dan

1 Duri Kosambi

Saat kondisi beban puncak dan pembangkit maksimum, maka pada

skenario kontingensi N-2 trafo antar rel 4 Balaraja Baru dan 1 Duri Kosambi akan

menyebabkan arus pada sisi skunder trafo antar rel 3 Balaraja Baru melebihi arus

1900 A, dengan arus di atas 1900 A maka akan memicu aktifnya tahapan

pelepasan beban lebih trafo antar rel 3 Balaraja Baru. Untuk menurunkan

besarnya arus pada sisi skunder trafo antar rel diperlukan sampai 2 tahapan

pelepasan beban. Hal ini sebagai akibat kondisi beban puncak, kemudian

hilangnya 2 trafo antar rel yang lain pada subsitem sebagai penyalur daya dari

sistem 500 kV Jawa-Bali. Ketika telah selesai 2 tahap, maka dapat dilihat pada

grafik di atas bahwa arus pada sisi skunder trafo antar rel Balaraja Baru steady

state pada nilai arus sama dengan 1537 A. Hal ini berarti tahapan OLS telah

bekerja sesuai dengan settingan dan telah mampu menurunkan arus pada sisi

skunder trafo antar rel 3 Balaraja Baru.

51

4.5 Skema Pelepasan Beban Lebih saat Beban Puncak dan Pembangkit

Minimum

Berikut ini adalah kondisi subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 –

Lontar

Gambar 4.9 Kondisi subsistem saat beban puncak dan pembangkit minimum

Pada saat kondisi beban puncak dan pembangkit PLTU Lontar sebagai

penyuplai daya ke Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar diatur

minimum sesuai dengan Rencana Operasi Bulan Maret.


pembangkit minimum

Setting OLS

Iset = 1900 A CT : 2000/1 A


(td)

Kuota OLS

Tahap 1


2 2 detik 126 MW


Kemis 2 & 4

52

Tahap 2


2,5 detik 124 MW


Sepatan


Naga

Tahap 3


Kemis


Naga


Tahap 4


Jatake

3,5 detik 144 MW



- Maximagando


2,3,4

Total 545 MW

Dengan tahapan pelepasan beban (OLS) dan target pada masing-masing

PMT Gardu Induk, maka akan dilakukan skenario kontingensi untuk melihat

sampai mana tahapan pelepasan beban lebih akan bekerja dalam rangka

menurunkan pembebanan trafo antar rel yang mengalami beban lebih.


Dari beberapa skenario kontingensi yang diterapkan terdapat beberapa

skenario yang menyebabkan pembebanan berlebih pada trafo antar rel yang ada

di subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar. Berikut adalah hasil

tahapan skema pelepasan beban lebih pada saat beban puncak dan pembangkit

minimum.

53

Tabel 4.10 Hasil simulasi skenario kontingensi kondisi beban puncak dan

pembangkit maksimum

Skenario

Kontingensi


OLS


(MW)

Load

(%) Tahapan

Trafo

Beban

(MW) %Load.

Normal

Trafo Antar Rel 1


Trafo Antar Rel 4


Trafo Antar Rel 3


(N-1) Trafo

Antar Rel 4

Balaraja

Baru

Trafo Antar Rel 1


Tahap 1

219 45%

Trafo Antar Rel 3

Balaraja Baru 515 104% 431 91%

(N-1) Trafo

Antar Rel 1

Duri

Kosambi

Trafo Antar Rel 3


Trafo Antar Rel 4


(N-2) Trafo

Antar Rel 3

& 4

Balaraja

Baru

Trafo Antar Rel 1


Tahap 1 660 137%

Tahap 2 545 112%

54

Tahap 3 364 75%

(N-2) Trafo

Antar Rel 4

Balaraja

Baru & 1

Duri

Kosambi

Trafo Antar Rel 3


Tahap 1 670 136%

Tahap 2 553 111%

Tahap 3 368 74%

Dari hasil yang ditampilkan pada tabel di atas, dapat dianalisis bahwa

pada saat keadaan normal dengan keadaan pembangkit disetting minimum dan

kondisi beban puncak, berarti persentase pembebanan trafo antar rel subsistem

Balaraja Baru 3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar akan lebih besar dibandingkan

sebelumnya. Hal ini dapat dilihat pada saat normal maka pembebanan trafo antar

rel 3 dan 4 Balaraja Baru berada di angka 60%. Sedangkan pada trafo antar rel

1 Duri Kosambi sama dengan 40%. Sehingga jika dilakukan perhitungan dengan

melihat nilai MVA dengan nilai sama dengan MW masih di bawah arus pickup

1900 A.

Dari beberapa skenario yang diterapkan terdapat 3 skenario kontingensi

yang menyebabkan pembebanan lebih pada trafo antar rel, yaitu yang pertama

pada saat kontingensi N-1 trafo antar rel 4 Balaraja Baru menyebabkan

persentase pembebanan pada trafo antar rel Balaraja Baru akan berada di atas

100%, dengan angka tersebut menyebabkan kenaikan arus pada sisi skunder

sehingga tahapan pelepasan beban lebih akan bekerja, tahapan OLS yang

bekerja juga akan mengurangi pembebanan pada trafo antar rel 1 Duri Kosambi

karena berada dalam satu subsistem.

Kemudian, saat terjadi kontingensi N-2 pada trafo antar rel 3 dan 4

Balaraja Baru, mengakibatkan pembebanan pada trafo antar rel 1 Duri Kosambi

akan meningkat menjadi 171%. Keadaan beban tersebut akan memicu aktifnya

relai beban lebih yang sensing utamanya merupakan besarnya arus, yang mana

55

kenaikan arus diakibatkan oleh kenaikan pembebanan MVA trafo yang nilainya

sama besar dengan MW. Pada skenario ini memerlukan sampai 2 tahapan

pelepasan beban untuk menurunkan pembebanan trafo ke angka 75%.

Begitu pula pada skenario saat kontingensi N-2 trafo antar rel 4 Balaraja

Baru dan trafo antar rel 1 Duri Kosambi, dengan loading sampai 166% maka

relai beban lebih akan mendeteksi kenaikan arus lebih dari 1900 A pada sisi

skunder 150 kV trafo, sehingga relai berikut akan bekerja sampai dengan 3

tahapan untuk menurunkan besarnya pembebanan yang linier dengan

penurunan arus pada sisi skunder trafo antar rel 3 Balaraja Baru.


Dengan setandar arus untuk pickup relai beban lebih = 1900 A, berikut

adalah hasil simulasi sistem dinamik saat beban puncak dan pembangkit

minimum.

1. Kondisi N-1 Trafo Antar Rel 3 Balaraja Baru

Pada kondisi ini beban yang awalnya disuplai oleh 3 trafo ke subsistem

akan menjadi 2 trafo sehingga pembebanan pada kedua trafo antar rel akan

meningkat sebanding dengan besarnya daya yang hilang karena tripnya trafo

antar rel 3 Balaraja Baru.

Gambar 4.10 Grafik simulasi sistem dinamik N-1 trafo antar rel 4

Balaraja Baru

56

Dari hasil simulasi sistem dinamik saat trafo antar rel 4 Balaraja Baru trip

pada saat detik ke -1, maka secara otomatis arus yang mengalir pada sisi

skunder trafo antar rel akan meningkat di atas 1900 A, kemudian tahap 1

pelepasan beban lebih akan bekerja untuk melepas PMT target tahap 1. Hal ini

dapat dilihat pada grafik detik ke 3, sesuai dengan time delay setting pada OLS

dengan karakteristik definite sebesar 2 detik, yang berarti trip yang terjadi pada

detik ke 1 akan menyebabkan arus pada sisi skunder trafo berada di atas angka

1900 A selama 2 detik sehingga tahapan 1 pelepasan beban akan bekerja.

Setelah tahapan 1 pelepasan beban lebih telah bekerja maka arus pada sisi

skunder trafo antar rel telah stabil pada angka = 1707 A.

2. Kondisi Kontingensi N-2 Trafo Antar Rel 3 dan 4 Balaraja Baru

Subsistem yang awalnya disuplai oleh 3 Trafo yaitu trafo antar rel Balaraja

Baru 3 dan 4 , serta trafo antar rel 1 Duri Kosambi pada kondisi ini akan hanya

ada satu trafo antar rel yang menyuplai daya ke beban subsistem setelah detik

ke 1 trip kedua trafo Balaraja Baru. Berikut ini adalah hasil simulasi sistem

dinamik untuk kondisi trafo antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru dalam keadaan non

aktif.


Baru

57

Dari hasil simulasi sistem dinamik di atas, dapat dilihat bahwa kenaikan

arus di trafo antar rel 1 Duri Kosambi sangat besar, sehingga dibutuhkan sampai

3 tahap pelepasan beban untuk menurunkan nilai arus pada sisi skunder trafo.

Tahap pertama yaitu pada detik ke-3, karena tripnya trafo antar rel 3 dan 4

Balaraja Baru berlangsung pada detik ke-1 maka lamanya waktu konstan arus di

angka lebih dari 1900 A sudah mencapai 2 detik sehingga pelepasan beban

tahap 1 akan bekerja. Namun tahap 1 belum mampu menurunkan arus pada sisi

skunder sehingga tahap 2 yang disetting time delay 2.5 detik akan bekerja pada

detik ke 3.5 atau detik ke 2.5 setelah terjadinya gangguan pada detik ke-1.

Setelah tahap 1 dan 2 bekerja ternyata kuota pelepasan beban tersebut belum

cukup menurunakan besarnya arus, sehingga tahap 3 pelepasan beban lebih

bekerja pada detik ke 4 sesuai dengan settingan time delay sebesar 3 detik.

Setelah tahap 3 bekerja, barulah arus pada sisi skunder trafo dalam keadaaan

steady state di angka 1405 A.

3. Kondisi N-2 trafo antar rel 1 Duri Kosambi dan 4 Balaraja Baru

Dengan pembebanan trafo antar rel yang pada keadaan normal besar pada

trafo 3 dan 4 Balaraja Baru maka dengan tripnya trafo antar rel 4 Balaraja Baru

maka trafo antar rel akan mengalami pembebanan lebih dari 100%. Berikut

adalah hasil simulasi sistem dinamik pada skenario ini.


dan 1 Duri Kosambi

58

Berdasarkan hasil simulasi di atas, dapat diketahui pelepasan beban lebih

akan bekerja saat kondisi trip trafo antar rel 4 Balaraja Baru dan trafo antar rel 1

Duri Kosambi, yang mana kanaikan pembebanan yang dilihat dari MVA trafo

akan linier dengan kenaikan arus pada sisi skunder di atas 1900 A, sehingga

pada detik ke – 3 pelepasan beban lebih tahap 1 bekerja, namun belum mampu

menurunkan besarnya arus pada sisi skunder trafo, sehingga tahap 2 bekerja,

namun arus yang mengalir masih di atas 1900 A. pada akhirnya pada detik 4

dengan time delay setting 3 detik, yang artinya gangguan 1 detik dan arus berada

di atas 1900 A selama 3 detik maka pelepasan beban lebih tahap 3 akan bekerja,

dan dari hasil tahap 3 pelepasan beban lebih arus pada IBT 3 Balaraja Baru

steady state pada angka 1384 A.

4.6 Skema Pelepasan Beban Lebih saat Beban Rendah dan Pembangkit

Minimum

Pada kondisi ini, dilihat kemungkinan saat pembangkit dalam keadaan

maksimum dan keadaan beban rendah pada saat bulan Maret 2020. Dimana

pembangkit PLTU Lontar berkapasistas 350 MW dan beban rendah 870 MW.

Gambar 4.13 Kondisi saat beban rendah dan pembangkit minimum

59

Dengan kondisi tersebut maka besar kuota pelepasan beban per tahap

juga akan berubah besarnya. Berikut ini adalah besarnya kuota pelepasan beban

lebih dan settingan relai beban lebihnya.

Tabel 4.11 Tahapan dan kuota pelepasan beban saat beban rendah dan

pembangkit minimum

Setting OLS

Iset = 1900 A CT : 2000/1 A


(td)

Kuota OLS

Tahap 1


2 2 detik 111 MW


Kemis 2 & 4

Tahap 2


2,5 detik 99 MW


Sepatan


Naga

Tahap 3


Kemis


Naga


Tahap 4


Jatake

3,5 detik 111 MW



- Maximagando


2,3,4

Total 417 MW

60

Dengan target pemutus (PMT) yang sama dan kondisi beban rendah akan

dilihat apakah mampu menurunkan besarnya pembebabanan trafo antar rel yang

mengalami pembebanan berlebih.


Dengan menerapkan skenario yang sama dengan sebelumnya, adapun

hasil tahapan skema pelepasan beban lebih terhadap beberapa kondisi

kontingensi yang menyebabkan pembebanan berlebih.

Tabel 4.12 Hasil simulasi skenario kontingensi kondisi beban rendah dan

pembangkit minimum

Skenario

Kontingensi


OLS


(MW)

Load

(%) Tahapan

Trafo

Beban

(MW) %Load.

Normal

Trafo Antar Rel 1

Duri Kosambi 80 17%

Trafo Antar Rel 4


Trafo Antar Rel 3


(N-1) Trafo

Antar Rel 4

Balaraja

Baru

Trafo Antar Rel 1


Trafo Antar Rel 3


(N-1) Trafo

Antar Rel 1

Duri

Kosambi

Trafo Antar Rel 3


Trafo Antar Rel 4


61

(N-2) Trafo

Antar Rel 3

& 4

Balaraja

Baru

Trafo Antar Rel 1

Duri Kosambi

528 109% Tahap 1 422 87%

(N-2) Trafo

Antar Rel 4

Balaraja

Baru & 1

Duri

Kosambi

Trafo Antar Rel 3

Balaraja Baru 534 107% Tahap 1 428 85%

Dari hasil skenario dan tahapan pelepasan beban, dapat dilihat bahwa

pada saat beban rendah dan pembangkit minimum, hanya terdapat 2 kondisi

kontingensi yang menyebabkan pembebanan berlebih pada trafo antar rel yang

masih aktif. Yaitu yang pertama pada saat terjadi kontingensi N-2 trafo 3 dan 4

Balaraja Baru, yang menyebabkan pembebanan berlebih pada trafo 1 Duri

Kosambi sebesar 109%, sehingga menyebabkan arus berlebih pada sisi skunder

trafo melebihi 1900 A sehingga tahapan 1 pelepasan beban bekerja untuk

menurunkan pembebanan trafo antar rel 1 Duri Kosambi.

Kondisi kedua yaitu saat N-2 trafo antar rel 4 Balaraja Baru dan trafo antar

rel 1 Duri Kosambi, dimana pembebanan trafo 4 Balaraja Baru dan trafo 1 Duri

Kosambi akan ditanggung oleh trafo antar rel 3 Balaraja Baru, sehingga dengan

hasil simulasi aliran daya dapat dilihat bahwa saat terjadi N-2 maka trafo antar

rel 3 Balaraja Baru menjadi 107%, sehingga tahap 1 OLS bekerja karena relai

beban lebih mendeteksi adanya kenaikan arus pada sisi skunder trafo di atas

1900 A.

62


Relai beban lebih pada prinsipnya menggunakan sensing arus dalam

pengaktifannya, dengan kata lain kenaikan beban dalam MVA di trafo antar arus

akan linier dengan kenaikan arus di sisi skunder trafo antar rel. Untuk itu, perlu

dilihat proses mulai dari awal terjadinya gangguan kontingensi dan tahapan

setiap pelepasan beban bekerja. Berikut ini adalah hasil simulasi sistem dinamik

untuk kondisi beban rendah dan pembangkit minimum.

1. Kondisi kontingensi N-2 Trafo antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru

Dengan mentripkan trafo antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru, maka tahapan

pelepasan beban berdasarkan simulasi sistem dinamik pada trafo antar rel 1

Duri Kosambi dapat digambarkan sebagai berikut.


Baru

Berdasarkan grafik sistem dinamik di atas, dapat dilihat bahwa dengan

ganguan atau lepasanya elemen trafo antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru dari

subsistem, maka arus sisi skunder pada trafo antar rel 1 Duri Kosambi

mengalami peningkatan dengan nilai di atas 1900 A. Sehingga, syarat untuk relai

beban lebih bekerja telah memenuhi, untuk itu pelepasan beban lebih tahap 1

63

akan bekerja agar terjadi penurunan arus pada sisi skunder trafo. Setelah tahap

1 bekerja trafo antar rel 1 Duri Kosambi akan bekerja pada kondisi steady state

di nilai 1630 A. Dengan aktifnya relai beban lebih maka tidak terjadi pelepasan

beban secara gradual yang dapat menyababkan blackout pada subsistem.

2. Kondisi N-2 Trafo Antar Rel 4 Balaraja Baru dan1 Duri Kosambi

Untuk melihat proses bekerja relai beban lebih dapat dilihat pada tabel di

bawah ini.


dan 1 Duri Kosambi

Lepasnya 2 trafo antar rel mengakibatkan arus pada trafo antar rel 1 Duri

Kosambi sebagai trafo yang masih aktif, mengalami kenaikan arus. Kenaikan

arus tersebut melewati batas pickup relai beban lebih untuk bekerja. Sehingga

berdasarkan grafik pelepasan beban hasil simulasi sistem dinamik dapat dilihat

bahwa lepasnya trafo pada detik ke-1 menyebabkan arus berada di atas 1900 A

selam 2 detik. Sehingga skema pelepasan beban lebih tahap 1 akan bekerja

dalam rangka menurunkan arus pada sisi 150 kV trafo arus lebih. Setelah

pelepasan beban lebih tahap 1 bekerja maka arus pada sisi skunder IBT stabil

pada nilai 1609 A. Dengan keadaan tersebut maka pelepasan beban lebih

sebagai proteksi sistem dapat menjaga subsistem tetap beroperasi.

64

BAB V

PENUTUP

5.1 Simpulan

Berdasarkan hasil yang diperoleh dari bab sebelumnya, maka dapat

ditarik kesimpulan diantaranya.

1. Saat terjadi kontingensi yang menyebabkan pembebanan berlebih pada trafo

antar rel skema pelepasan beban lebih pada subsistem Balaraja Baru 3,4 –

Duri Kosambi 1 - Lontar terdiri 4 tahap pelepasan beban dengan target tahap

1 trafo daya Cikupa 1,2, dan trafo daya Pasar Kemis 2,4. Tahap 2 pada tarfo

daya Jatake 4, Teluk Naga 1, dan trafo daya Sepatan 1,2. Tahap 3 pada trafo

daya Jatake 2, Teluk Naga 2,4, dan Pasar Kemis 1-3. Untuk tahap 4 pada

penghantar Jatake-Maximangando 1-2, trafo daya Jatake 1-3, Sepatan 3,

Tangerang Baru 2,3,4.

2. Besar total kuota pelepasan beban lebih ketika kontingensi saat beban

puncak yaitu sebesar 545 MW dalam 4 tahap dan saat beban rendah sebesar

417 MW dalam 4 tahap.

3. Pada saat beban puncak dan pembangkit maksimum, penyebab terjadi

beban lebih ketika N-2 trafo antar rel Balaraja Baru 3 dan 4, serta saat

kondisi trafo antar rel 1 Duri Kosambi dan 4 Balaraja Baru. Pada saat beban

puncak dan pembangkit minimum, skenario kontingensi yang menyebabkan

beban lebih ketika N-1 trafo antar rel 4 Balaraja Baru, N-2 trafo antar rel 3

dan 4 Balaraja Baru, serta N-2 trafo antar rel 1 Duri Kosambi dan 4 Balaraja

Baru. Pada saat beban rendah dan pembangkit minimum, yang

menyebabkan trafo antar rel mengalami pembebanan berlebih yaitu N-2 trafo

antar rel 3 dan 4 Balaraja Baru, serta saat N-2 trafo antar rel 1 Duri Kosambi

dan 4 Balaraja Baru, sehingga dari penerapan skema pelepasan beban lebih

mampu menurunkan pembebanan trafo antar rel subsistem Balaraja Baru

3,4 – Duri Kosambi 1 – Lontar.

65

5.2 Saran

Berdasarkan hasil pada penelitian ini, maka saran yang dapat

disampaikan penulis yaitu sebagai berikut ini.

1. Dalam melihat pembebanan trafo antar rel dan tahapan pelepasan beban

perlu dilakukan simulasi dalam waktu 24 Jam.

2. Diperlukan revisi kuota pelepasan beban setiap tahun sebagai respon

pertumbuhan beban yang berbeda setiap tahunnya.

66

DAFTAR PUSTAKA

ESDM. (2007). Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 3

Tahun 2007 Tentang Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jaw-Madura-

Bali. Jakarta: ESDM .

Fredo Otniel, N. B. (2019). Analisa Aliran Daya Sistem Tenaga Listrik Pada

Bagian Penyulang 05ee0101a di Area Utilities II Pt. Pertamina (Persero)

Refinery Unit IV Cilacap Menggunakan Metode Newton-Raphson.

Tasikmalaya: Universitas Siliwangi.

Heprita, R. D. (2019). Kajian Skema Over Load Shedding pada Interbus

Transformer (IBT) di Subsistem Lontar - Balaraja Baru 3,4 - Kembangan

1. Jakarta: Sekolah Tinggi Teknik PLN .

Hermawan, A. (2018). Analisis Kontingensi Pada Sistem Tenaga Listrik Dengan

Metode Aliran Daya. Yogyakarta: Universitas Gajah Mada.

IEC. (1986). Over Load Shedding. Generation, transmission and distribution of

electricity - Power systems planning and management / Power system

control, 603-04-32.

IEC. (1991). General Limitations and Effects of Loading Beyond Nameplate

rating. In IEC, Loading Guide for Oil - Immersed Power Transformers (pp.

11-19). IEC.

IEC. (2017). Multiple Contingency. Generation, transmission and distribution of

electrical energy – Dependability and quality of service of electric power

systems / Outage occurrences in electric power systems , 692-05-03.

IEC. (2017). Single Contingecy. Generation, transmission and distribution of

electrical energy – Dependability and quality of service of electric power

systems / Outage occurrences in electric power systems, 692-05-02.

IEEE. (1993). IEEE Guide for Liquid-Immersed Transformer Through-Fault-

Current Duration. Amerika: Printed in the United States of America.

67

PLN. (1995). Standar-Standar Tegangan SPLN 1 : 1995. Jakarta: PT. PLN

(Persero).

PLN, P. (2013). Pedoman dan Petunjuk Sistem Proteksi Transmisi dan Gardu

Induk Jawa Bali. Jakarta: PT. PLN (Persero).

Prigel, H. (2019). Analisis Kontingensi Terhadap Keandalan Sistem Transmisi

Pada Subsistem 150 kV Bali. Jakarta : Sekolah Tinggi Teknik PLN.

Ridho, M. (2018). Tinjau Ulang dan Setting Ulang Skema Over Load Shedding

Interbus Transformer 500/150 kV 1,3 Gandul dan 2 Kembangan. Jakarta:

Sekolah Tinggi Teknik PLN.

Sarimun, W. (2016). Proteksi Sistem Tenaga Listrik. Cibening-Bekasi Barat:

Garamond.

Sidiq, M. (2019). Kajian Skema Overload Shedding IBT 500/150 kV1,2 Balaraja

Baru dan IBT 500/150 kV 1 Lengkong pada Subsistem Balaraja Baru 1,2

- Lengkong 1. Jakarta: Sekolah Tinggi Teknik PLN.

SPLN. (1979). Pedoman Pembebanan Transformator Terendam Minyak.

Jakarta: PT. PLN (Persero).

UIP2B. (2015). Over Load Shedding. In UIP2B, Defense Scheme Sistem Jawa

Bali (pp. 29-31). Depok: UIP2B.

Veenavati Jagadishprasad Mishra, M. D. (2012). Contingency Analysis of Power

System. Conference on Electrical, Electronics and Computer Science, 1-

2.

68

DAFTAR RIWAYAT HIDUP

a. Data Personal

NIM : 201611070


Tempat/Tgl.Lahir : Bulukumba/21 April 1998

Jenis Kelamin : Laki-laki

Agama : Islam

Status Perkawinan : Belum Menikah


Alamat Rumah : Jalan Tuan Taddang, RT 001 / RT 001, Desa

Polewali, Kecamatan Gantarang, Bulukumba

Sulawesi Selatan.

Telp : 081293202703

Email : [email protected]

b. Pendidikan

Jenjang Nama Lembaga Jurusan Tahun Lulus

SD SD Inpres 009 Parabu 2010

SMP SMPN 004 Pasangkayu 2013

SMA SMAN 1 Bulukumba MIPA 2016

Demikianlah daftar Riwayat hidup ini dibuat dengan sebenarnya.


Mahasiswa

(Muh. Ainul Fahmi A)

mailto:[email protected]

69

LAMPIRAN-LAMPIRAN

A1

Lampiran A Single Line Diagram Subsistem

B1

Lampiran B Data Pembangkit Rencana Operasi Maret 2020

1. Keadaan Maksimum

No. Unit Daya Aktif

( MW)

Daya

Reaktif

(MVAR)

Tegangan

(P.U)

Sudut

(𝛿)




2. Keadaan minimum

No. Unit Daya Aktif

( MW)

Daya

Reaktif

(MVAR)

Tegangan

(P.U)

Sudut

(𝛿)




C1

Lampiran C Data Beban Subsistem Rencana Operasi Maret 2020

1. Saat Beban Puncak


(MW)

Daya Reaktif

(MVAR)

1 1CKRBR_TD1 0 0

2 1CKRBR_TD2 0.019463 0.009731

3 1CKUPA5_TD1 14.51911 2.286861

4 1CKUPA5_TD2 28.42514 6.76327

5 1CKUPA5_TD3 40.91041 11.66786

6 1CNKRG5_TD1 34.5364 3.82441

7 1CNKRG5_TD2 0 0

8 1CNKRG5_TD3 37.91317 7.317956

9 1CNKRG5_TD4 19.4918 2.442562

10 1CNKRG5_TD5 39.042 6.451868

11 1GRGOL5_TD1 27.44228 9.137713

12 1GRGOL5_TD2 39.36313 10.27628

13 1GRGOL5_TD3 25.95339 5.770675

14 1JTAKE5_TD MOBILE 18.49921 3.532471

15 1JTAKE5_TD1 32.91127 8.797117

16 1JTAKE5_TD2 37.60176 9.215565

17 1JTAKE5_TD3 33.54381 7.327687

C2

18 1JTAKE5_TD4 38.57489 10.57795

19 1JTAKE5_TD5 0 0

20 1MAXIM5_TD1 25.4279 5.507929

21 1MAXIM5_TD2 34.31258 9.089057

22 1MAXIM5_TDKTT1 0.253014 0.184895

23 1MAXIM5_TDKTT2 0.097313 0.009731


25 1PKMS2_TD1 0.428177 0.097313

26 1PKMS2_TD2 0 0

27 1PKMS2_TD3 0.019463 0.009731

28 1PSKMS5_TD1 37.84505 8.2327

29 1PSKMS5_TD2 42.17548 13.83794

30 1PSKMS5_TD3 39.27555 10.49037

31 1PSKMS5_TD4 41.03691 13.84767

32 1SPTAN5_TD1 26.80975 6.140466

33 1SPTAN5_TD2 17.89587 2.510682

34 1SPTAN5_TD3 17.4093 3.396232

35 1SPTAN5_TD4 0 0

36 1SVRNA_TD1 0.729848 0.194627

37 1SVRNA_TD2 0.311402 0.194627

C3

38 1TGBRU5_TD1 26.10909 3.999574

39 1TGBRU5_TD2 35.14948 10.9964

40 1TGBRU5_TD3 43.26538 9.079326

41 1TGBRU5_TD4 35.82093 7.191449

42 1TGRNG5_TD1 29.53451 5.507929

43 1TGRNG5_TD2 28.72681 5.498199

44 1TGRNG5_TD3 27.49094 6.880046

45 1TGRNG5_TD4 0 0

46 1TGRNG5_TD5 13.73087 3.075099

47 1TLNGA5_TD1 40.90067 6.675689

48 1TLNGA5_TD2 35.19813 4.067693

49 1TLNGA5_TD3 20.47467 5.196527

50 1TLNGA5_TD4 38.77925 7.05521

Total 1128 254

C4

2. Saat Beban Rendah


(MW)

Daya Reaktif

(MVAR)

1 1CKRBR_TD1 0 0

2 1CKRBR_TD2 0.020289 0.010144

3 1CKUPA5_TD1 9.951523 0.304329

4 1CKUPA5_TD2 22.11449 4.443201

5 1CKUPA5_TD3 22.71301 2.820114

6 1CNKRG5_TD1 25.2795 1.359336

7 1CNKRG5_TD2 0 0

8 1CNKRG5_TD3 29.885 4.646087

9 1CNKRG5_TD4 19.87261 1.856406

10 1CNKRG5_TD5 25.84758 1.278181

11 1GRGOL5_TD1 29.24591 9.545781

12 1GRGOL5_TD2 32.96886 7.506778

13 1GRGOL5_TD3 24.3158 5.214167

14 1JTAKE5_TD MOBILE 25.16792 3.276607

15 1JTAKE5_TD1 28.40394 5.477919

16 1JTAKE5_TD2 30.43279 3.043288

17 1JTAKE5_TD3 26.37509 4.057718

C5

18 1JTAKE5_TD4 37.3106 10.73266

19 1JTAKE5_TD5 0 0

20 1MAXIM5_TD1 21.50584 3.854832

21 1MAXIM5_TD2 24.03176 4.706953

22 1MAXIM5_TDKTT1 0.253607 0.223175

23 1MAXIM5_TDKTT2 0.101443 0.010144


25 1PKMS2_TD1 0.344905 0.101443

26 1PKMS2_TD2 0 0

27 1PKMS2_TD3 0.020289 0.010144

28 1PSKMS5_TD1 21.05949 3.44906

29 1PSKMS5_TD2 38.96412 11.27031

30 1PSKMS5_TD3 0.253607 0.010144

31 1PSKMS5_TD4 40.03941 13.22816

32 1SPTAN5_TD1 23.49411 4.46349

33 1SPTAN5_TD2 14.44543 0.456493

34 1SPTAN5_TD3 10.18484 0.720245

35 1SPTAN5_TD4 0 0

36 1SVRNA_TD1 0.76082 0.101443

37 1SVRNA_TD2 0.324616 0.101443

C6

38 1TGBRU5_TD1 15.75404 0.639091

39 1TGBRU5_TD2 29.81399 7.121294

40 1TGBRU5_TD3 39.60321 7.121294

41 1TGBRU5_TD4 25.54326 2.941845

42 1TGRNG5_TD1 25.43167 4.412768

43 1TGRNG5_TD2 25.93888 4.757674

44 1TGRNG5_TD3 22.08406 2.728815

45 1TGRNG5_TD4 0 0

46 1TGRNG5_TD5 12.58903 2.820114

47 1TLNGA5_TD1 23.67671 1.29847

48 1TLNGA5_TD2 20.22766 0

49 1TLNGA5_TD3 21.1305 5.477919

50 1TLNGA5_TD4 23.84916 1.491211

Total 871 149

D1

Lampiran D Skema Pelepasan Beban Lebih Subsistem

E1

Lampiran E Hasil Load Flow Saat Beban Puncak Pembangkit Maksimum

F1

Lampiran F Hasil Load Flow Saat Beban Puncak Pembangkit Minimum

G1

Lampiran G Hasil Load Flow Saat Beban Rendah Pembangkit Minimum

H1

Lampiran H Lembar Bimbingan Skripsi


LEMBAR BIMBINGAN SKRIPSI

Nama Mahasiswa : Muh. Ainul Fahmi A

NIM : 201611070


Jenjang : Sarjana

Pembimbing Pertama : Dr. Ir. Uno Bintang Sudibyo, DEA, IPM

Judul Tugas Akhir : Analisis Skema Pelepasan Beban Lebih pada Trafo

Antar Rel Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar Ketika Kontingensi

Tgl. Materi Bimbingan Paraf

Pembimbing

20/12/2019 Berdiskusi mengenai rencana judul skripsi

07/01/2020 Pengesahan judul skripsi

09/01/2020 Revisi BAB I dan BAB II

15/01/2020 Revisi BAB III

31/01/2020 Pengesahan proposal skripsi

21/02/2020 Revisi proposal skripsi

06/03/2020 Diskusi pergantian judul skripsi

08/03/2020 Diskusi keperluan data untuk BAB IV

H2

13/05/2020 Revisi BAB I, BAB II, BAB III

03/07/2020 Revisi BAB IV

17/07/2020 Revisi BAB I-V

23/07/2020 Pengesahan skrispi

H3

Lembar Bimbingan Skripsi


LEMBAR BIMBINGAN SKRIPSI

Nama Mahasiswa : Muh. Ainul Fahmi A

NIM : 201611070


Jenjang : Sarjana

Pembimbing Kedua : Novi Kurniasih S.T., M.T

Judul Tugas Akhir : Analisis Skema Pelepasan Beban Lebih pada Trafo

Antar Rel Subsistem Balaraja Baru 3,4 – Duri

Kosambi 1 – Lontar Ketika Kontingensi

Tgl. Materi Bimbingan Paraf

Pembimbing

30/04/2020 Pembahasan pedoman penulisan skripsi

07/05/2020 Pengecekan data untuk keperluan skripsi

15/05/2020

Pengecekan penulisan BAB 1. Latar belakang,

Identifikasi masalah, Rumusan masalah, dan

Batasan masalah

H4

16/05/2020

Pengecekan penulisan BAB 2. pengecekan

tinjauan pustaka dan teori yang dibuat serta

kutipan referensi yang menjadi acuan

27/05/2020 Pengecekan penulisan BAB 3

29/05/2020 Pengecekan flowchart penelitian

04/06/2020 Pengecekan BAB 4

07/06/2020 Pengecekan analisa pemakaian rumus dan satuan

pada BAB 4

24/06/2020 Pengecekan kesinkronan data dengan

pembahasan analisa + software DIgSILENT 15.1.7

09/07/2020 Pengecekan progress BAB 4 serta finalisasinya

15/07/2020 Pengecekan BAB 5. Pengecekan kesinkronan

kesimuplan dengan hasil dan pembahasan

22/07/2020 Pengecekan abstrak

17/08/2020 Pengecekan laporan skripsi menggunakan turnitin

18/08/2020 Finalisasi dan acc

INSTITUT TEKNOLOGI PLN SKRIPSI ANALISIS SKEMA …

Documents

Transcript of INSTITUT TEKNOLOGI PLN SKRIPSI ANALISIS SKEMA …