Earthing untuk aplikasi LV sesuai IEC

Hi My bro , terminologi nya dulu ya :

"T" — Direct connection of a point with earth (Latin: terra)
"I" — No point is connected with earth (isolation), except perhaps via a high impedance.

The second letter indicates the connection between earth and the electrical device being supplied:
"T" — Direct connection of a point with earth
"N" — Direct connection to neutral at the origin of installation, which is connected to the earth

Nah sekarang dicocokin aja :

IT : Berarti isolation type, dan direct connection a point with earth

pada isolated system, system ini berarti ungrounded... bahayanya ketika terjadi phase to neutral fault, maka tegangan phasa to netral pada phasa lainnya juga akan meningkat naik.. dan tentu bahaya sekali untuk manusia maupun peralatan.

kira2 gambarnya seperti ini :

Kemudian TT :
dalam TT, seperti yang diketahui, kebanyakan Neutral dan Earthing jadi satu.. maka itulah TT.
konstruksinya sperti ini :

Sedangkan TN :
Jika anda melihat system yang dengan neutral dan PE (Grounding) nya dipisahkan...
konstruksinya seperti ini :

TN ini banyak jenisnya , ada TN-S, TN-C dan TN-C-S..
sementara itu dulu ya... nanti kita bisa ke detaill..  :)

Baca Selengkapnya

Gas Insulated Switchgear (GIS)

GAS INSULATED SWITCHGEAR

1.                   Gas Insulated Switchgear

Gas Insulated Switchgear atau GasInsulated Substation biasa disebut dengan istilah GIS, merupakan sebuah sistem penghubung dan pemutus jaringan listrik yang dikemas dengan menggunakan gas SF₆ bertekanan sebagai material isolasi elektrik dan pemadaman busur api.

GIS sendiri merupakan salah satu klasifikasi gardu induk yang menggunakan isolasi Gas. Berdasarkan lokasi peletakannya, GIS terbagi menjadi dua, yaitu di dalam ruangan (indoor) dan di luar ruangan (outdoor). GIS biasa ditempatkan pada perkotaan karena luas wilayah yang terpakai lebih kecil dibandingkan dengan yang konvensional.

Gambar 1. GIS Indoor Siemens (atas) dan GIS Outdoor ASEA (bawah)

Sumber: http://www.energy.siemens.com (atas) dan APP Pulogadung (bawah)

Pada GIS terdapat bermacam jenis peralatan seperti pemutus tenaga, busbar, pemisah, pemisah tanah, trafo arus dan trafo tegangan yang ditempatkan didalam kompartemen yang terpisah – pisahdan diisi gas SF₆. Kekuatan dielektrik Gas SF₆ yang lebih tinggi dari pada udara, menyebabkan jarak konduktor yang diperlukan akan lebih kecil. Maka ukuran setiap peralatan dapat dikurangi, yang menyebabkan ukuran secara keseluruhan menjadi lebih kecil.

Berdasarkan hasil kajian PLN dan mengacu pada hasil kajian Konwledge Sharing and Research (KSANDR) Belanda, GIS dibagi menjadi 5 subsistem berdasarkan fungsinya, yaitu:

·      Subsistem Primary

Subsistem primary berfungsi untuk menyalurkan energi listrik dengan nilai losses yang masih diijinkan.

·      Subsistem Secondary

Subsistem secondary berfungsi men-trigger subsistem driving untuk mengaktifkan subsistem mechanical pada waktu tepat.

·      Subsistem Dielectric

Subsistem dielectric berfungsi untuk memadamkan busur api dan mengisolasikan active part.

·      Subsistem Driving mechanism

Subsistem driving mechanism adalah mekanik penggerak yang menyimpan energi untuk menggerakkan kontak utama (PMT, PMS) pada waktu yang diperlukan. Jenis – jenis driving mechanism terdiri dari :

o    Pneumatic

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga udara bertekanan.

o    Hydraulic

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan.

o    Spring

Merupakan penggerak yang menggunakan energi yang disimpan oleh pegas.

·      Subsistem Mechanical

Subsistem mechanical adalah peralatan penggerak yang menghubungkan subsistem driving mechanism dengan kontak utama peralatan PMT dan PMS untuk mentransfer driving energy menjadi gerakan pada waktu yang diperlukan

2.                   Sulfur Hexafluoride (SF₆)

Isolasi berfungsi untuk memisahkan bagian – bagianyang mempunyai beda potenstial agar diantara bagian – bagiantersebut tidak terjadi lompatan listrik atau percikan. Sulfur Hexafluoride (SF₆) merupakan sebuah bahan isolasi berwujud gas yang terbentuk antara sulphur dan fluorine dengan reaksi eksotermis seperti persamaan berikut :

S + 3 F₂à SF₆ + 262 kKal

Secara umum sulfur heksa fluorida (SF₆) murni adalahsenyawa yang tidak berwarna, tidak berbau, tidak berasa, dan tidak beracun serta memiliki kerapatan lima kali lipat dari udara. Molekul SF6 memiliki enam atom fluorine dan terdapat sebuah atom sulphur di tengah molekulnya. Molekul SF6 ditunjukkan seperti gambar 2. berikut :

                Gambar 2. Molekul sulfur heksa fluorida (SF₆)

2.1         Sifat Gas SF₆                                                                                     

Hingga saat ini sebanyak 80% gas SF₆ dari yang diproduksi di seluruh dunia dipakai sebagai media isolasi dalam sistem kelistrikan. Hal ini disebabkan sifat-sifat sebagai berikut:

a.        Hanya memerlukan energi yang rendah untuk memadamkan arc (busur api). Pada prinsipnya, SF₆ sebagai pemadam busur api tidak memerlukan energi untuk mengkompresikannya, namun karena pengaruh panas busur api yang terjadi.

b.        Tekanan SF₆ sebagai pemadam busur api maupun sebagai pengisolasi dapat dengan mudah dideteksi

c.         Penguraian pada waktu memadamkan busur api maupun pembentukannya kembali setelah pemadaman adalah menyeluruh

d.        Isolasi yang baik, karena relatif mudah terionisasi sehingga membuat konduktivitas tetap rendah. Hal ini mengurangi kemungkinan busur api tidak stabil, dengan demikian pemotongan arus dapat terjadi.

e.        Karakteristik gas SF₆ adalah elektronegatif sehingga penguraiannya menjadikan dielektriknya naik secara bertahap

f.          Memiliki viskositas yang rendah sehingga dapat mengisi volume dari perangkat secara menyeluruh, stabil (tidak mudah bereaksi) dan penghantar panas yang baik.

2.2                   Karakteristik dan Spesifikasi Gas SF₆

Sebagai bahan isolasi,gas SF₆ memiliki karakteristik yang dapat dilihat pada tabel 1. berikut :

 Tabel 1. Karakteristik Gas SF₆

No.	Indikator	Nilai
1.	Konstanta Thermal	500 oC
2.	GWP (Global Warming Potential)	23.900
3.	Lifetime di atmosphere	3500 Tahun
4.	Tegangan Tembus	75 kV/cm
5.	Konduktivitas Panas	1,9 x 10-5 W/m

Pada aplikasinya sebagai isolasi, spesifikasi gas SF₆ terbagi menjadi dua berdasarkan gas yang telah digunakan dan gas yang belum pernah digunakan, yaitu Gas SF₆ baru (New-SF₆) dan Gas SF₆ yang digunakan (SF₆-Used).Dikatakan spesifikasi New-SF₆ , karena speksifikasi tersebut merupakan spesifikasi yang akan digunakan pertama kali pada suatu perangkat, sedangkan spesifikasi SF₆-Used merupakan spesifikasi gas SF₆ saat gas tersebut digunakan.

Reference:

Ariawan, Putu Rusdi.2009.BAHAN ISOLASI.Jimbaran-Bali: Tugas Bahan Listrik Jurusan Teknik Elektro FT Universitas Udayana.

Bimantara, Aditya.2010.Studi Tentang Sistem Interlocking Pada Gas Insulated Switchgear 500 kV di PLTU Paiton Unit 7 dan 8.Surabaya: Tugas Akhir Jurusan Elektro Industri PENS-ITS.

Rieder, Ludwig.2011.Acquisition of the permission to carry out the Recovery of SF6-gas.DILO Presentation for training.

Tim Penyusun Petunjuk Batasan Operasi Dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga Listrik.2010.GIS Compartment.Jakarta:PT. PLN (Persero).

Ditulis oleh Idwan Kelvin, sebagai bahan Seminar Pra-Skripsi Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Indonesia, Depok. Dilakukan di PLN P3B JB APP Pulogadung.

Baca Selengkapnya

cara menguji rugi besi dan rugi tembaga pada trafo

Hi all,

just share aja nih untuk pengujian rugi2 trafo, semoga bermanfaat. 

Jika trafo baru, maka pastinya sudah ditest seccara otomatis di pabrikan. namun jika ini perawatan atau perbaikan, maka tentu harusdiukur ulang.

Secara teori ada 3 losses yng harus diukur dan diukurnya pada kondisi NO LOAD, jadi tanpa beban. Ketiga loses itu adalah :
1. Iron losses at the core of the transformer, (rugi2 besi)
2. Dielectric losses at the insulating material and (rugi2 material isolasi)
3. The copper losses due to no-load current. (rugi2 tembaga)

Namun pada praktiknya, dua loses yang terakhir itu sangat kecil nilainya, jadi dalam pengukuran loses tanpa beban ini hanya akan diukur rugi2 besi nya saja.
berikut konfigurasi pengukurannya :

Nah, ampere meter dan voltmeter itu lah nanti yang akan mengukur berapa daya yang diserap oleh trafo tersebut.

Ini tambahan untuk total rugi2 ditambah rugi2 yang dihasilkan oleh eddy current nya :

During measurements, the supply voltage U´ is supplied to the transformer by the average value voltmeter. In this way, the foreseen induction is formed and as a result of this, the hysteresis losses are measured correctly. The eddy-current losses should be corrected according to equation below.

Pm = P0 · (P1 + k · P2)

Pm: Measured loss
P0: No-load losses where the voltage is sinusoidal

Here: P0 = Ph + PE = k1 · f + k2 · f2

k = [ U / U' ]2

P1: The hysteresis loss ratio in total losses (Ph) = k1 · f
P2: The eddy-curent loss ratio in total losses (PE) = k2 · f2

At 50 Hz and 60 Hz, in cold oriented sheet steel, P1 = P2 = % 50. So, the P0 no-load loss becomes:

Po = Pm / (P1 + k · P2)   where P1 = P2 = 0,5

According to IEC 60076-1: Pm = P0 · (1 + d)   where d = [ (U' - U) / U' ]


            

Baca Selengkapnya

Prosedur melakukan HV test (Hi-pot) untuk peralatan elektrikal

Mohon maaf dulu nih sama Mas Hage, maklum kesibukan di site dan not so much engineering works I can do. Well, makanya topik kali ini akan saya share sedikit tentang kegiatan di site salah satunya HV test.

Sebagai mana yang kita ketahui bahwa perlatan-peralatan elektrikal seperti Switchgear, Trafo, harus kembali menjalani beberapa test setibanya di site, salah satunya adalah HV-test atau biasa disebut Hipot test.

Berikut adalah step-step dan prosedure melakukan HV test berdasarkan technical practise dan pengalaman :

1. Persyaratan Umum
- HV test harus dilakukan oleh authorized personel
- Safety officer dan commissioning personel harus menyaksikan dan memverifikasi
- Semua personel yang terlibat harus mendapatkan ijin masuk site

2. Tujuan
- Tujuan HV test adalah untuk mengetahui jika terdapat kebocoran arus pada saat test tegangan tersebut.

3. Persiapan
- Peralatan uji HV harus ditempatkan di sisi Switchgear yang akan di test.
- Kabel MV harus dilepas dari Terminal MV dan busbar harus diisolasi dari Main CB,VTS, arrester Surge, kontrol Kabel.
- Semua terminal sekunder CT harus dilepas da diisolasi.
- Amankan daerah pengujian dengan tanda keselamatan (papan peringatan / klakson/ dsb).
- Pastikan wilayah pengujian bersih.
- Sediakan Power Supply untuk alat uji Hi-pot.

4. Langkah-langkah pengujian
- Siapkan gambar dan alat-alat.
- Keselamatan Koordinasi dengan personil yang terlibat tentang lingkup pekerjaan.
- Lepaskan semua peralatan yang dapat rusak dengan uji HV
- Amankan daerah benda uji untuk safety.
- Pastikan wilayah pengujian bersih.
- Lakukan test Tahanan Isolasi selama 1 menit per titik uji sebelum uji HV.
- Discharge tegangan sisa pada Obyek ke tanah menggunakan grounding stick.
- Lakukan DC / AC HV test dan peningkatan tegangan perlahan-lahan. Pantau Kebocoran pada interval sampai nilai uji nominal tercapai.
- Tegangan Nominal DC Hi-pot adalah 3 x Un (Phasa ke Netral), durasi 10 menit per titik uji. Mengacu pada IEC-60298, IEC-60694.
- Tegangan Nominal untuk AC tes Hi-pot adalah 80% dari nilai tegangan pada objek, durasi 10 menit per titik uji. Lihat IEC 62271-200: 2003.
- Catat nilai kebocoran arus setiap 1 menit.
- Setelah 10 menit, kurangi tegangan rendah perlahan sampai nol dan kemudian matikan tes HV.
- Discharge tegangan sisa pada Obyek ke Ground menggunakan grounding stick.
- Lakukan test Tahanan Isolasi untuk 1 menit per titik uji setelah pengujian HV.
- Discharge tegangan sisa pada Obyek ke tanah menggunakangrounding stick.
- Catat semuanya pada form yang telah disediakan..

Done, jangan lupa untuk merapikan semuanya kembali.


Berikut contoh peralatan HV test equipment :

HV test on site :

kata kunci: Hipot, HV test, panel, site test, switchgear,

Baca Selengkapnya

Short circuit calculation using MVA method (manual)

By : Gusti  Anggara,

Maaf saya  tulis dalam bahasa inggris, karena ini saya belajar dari literatur berbahasa inggris.

Utility: 150KV, 1000 MVAsc

Transformer 1: 170 MVA, 150/13.8KV, 15% Z

13.8KV Bus

Generator: 100MVA, X"d = 0.2

Transformer 2: 30 MVA, 13.8/6.6KV, 15% Z

6.6KV Bus

Transformer 3: 2MVA, 6.6KV/400V, 10% Z

Motor 1: 10 MVA (Lumped), 20% Z

400V Bus

Motor 2: 1000 KVA (Lumped), 20% Z

Motor 3: 600 KVA (Lumped), 10% Z

In the event of a short circuit, the sources of short circuit current are

1. Utility

2. Generators

3. Motors

 Static loads such as heaters and lighting do not contribute to short circuit.

"EquivalentMVA" are:

Transformers and Motors

 Generators

 Cables and Reactors

So, here are the results of MVAsc:

Utility: MVAsc = 1000MVA

Transformer 1: MVAsc = 170 / 0.15 = 1133.33 MVA

13.8KV Bus

Generator: MVAsc = 100 / 0.2 = 500 MVA

Transnformer 2: MVAsc = 30 / 0.15 = 200 MVA

6.6KV Bus

Transformer 3: MVAsc = 2 / 0.1 = 20 MVA

Motor 1: MVAsc = 10 / 0.2 = 50 MVA

400V Bus

Motor 2: MVAsc = 1 / 0.2 = 5 MVA

Motor 3: MVAsc = 0.6 / 0.1 = 6 MVA

Now we calculate the upstream contribution :

At Transformer 1:

MVAsc @ 150KV = 1000 MVA

MVAsc @ 13.8KV = 1/ (1 / 1000 + 1 /1133.33) = 531.25 MVA

At Transformer 2:

MVAsc @ 13.8KV = 531.25 + 500 = 1031.25 MVA

MVAsc @ 6.6KV = 1/ (1 / 1031.25 + 1 / 200) = 167.51 MVA

At Transformer 3:

MVAsc @ 6.6KV = 167.51 + 50 = 217.51 MVA

MVAsc @ 400V = 1/ (1 / 217.51 + 1 / 20) = 18.31 MVA

At 400V Motors

Motor 3: MVAsc = 18.31 x 5 / ( 5 + 6 ) = 8.3 MVA

Motor 4: MVAsc = 18.31 x 6 / ( 5 + 6 ) = 9.98 MVA

The fault MVAsc @bus 400V = 18.31 + 5 + 6 = 29.31MVAsc

The three phase  I_f = 29.31/(1.732*(0.4)) = 42.3 kA.

Now we come to fault single phase to ground :

For single phase faults, positive sequence, negative sequence and zero sequence

impedances need to be calculated.

I_f = 3 (I1 + I2 + I0)

Examining the circuit in above, at the 400V Bus, on Transformer 3 contributes to the

zero sequence current.

For transformers, the negative sequence and zero sequence impedance are equal to the positive sequence impedance.

Z1 = Z2 = Z0 or

MVA1 = MVA2 = MVA0

@bus 400V;

1 / MVAsc =1/3 (1 / MVAsc1 + 1 / MVAsc2 + 1 / MVAsc0)

1 / MVAsc = 1/3 (1 / 29.31 + 1 / 29.31 + 1 / 20 )

1/ MVAsc = 

MVAsc = 1/   = 25.4 MVAsc

If= 25.4 / (1.732 x 0.4) = 36.6 kA

Baca Selengkapnya

Tap Changer (Perubah Tap) Pada Transformator

Tap changer adalah alat perubah perbandingan transformasi untuk mendapatkan tegangan operasi sekunder yang lebih baik (diinginkan) dari tegangan jaringan / primer yang berubah-ubah.

Untuk memenuhi kualitas tegangan pelayanan sesuai kebutuhan konsumen (PLN Distribusi), tegangan keluaran (sekunder) transformator harus dapat dirubah sesuai keinginan. Untuk memenuhi hal tersebut, maka pada salah satu atau pada kedua sisi belitan transformator dibuat tap (penyadap) untuk merubah perbandingan transformasi (rasio) trafo.

Ada dua cara kerja tap changer:
1. Mengubah tap dalam keadaan trafo tanpa beban. Tap changer yang hanya bisa beroperasi untuk memindahkan tap transformator dalam keadaan transformator tidak berbeban, disebut “Off Load Tap Changer” dan hanya dapat dioperasikan manual (Gambar 1).

2. Mengubah tap dalam keadaan trafo berbeban. Tap changer yang dapat beroperasi untuk memindahkan tap transformator, dalam keadaan transformator berbeban, disebut “On Load Tap Changer (OLTC)” dan dapat dioperasikan secara manual atau otomatis (Gambar 2).

Transformator yang terpasang di gardu induk pada umumnya menggunakan tap changer yang dapat dioperasikan dalam keadaan trafo berbeban dan dipasang di sisi primer. Sedangkan transformator penaik tegangan di pembangkit atau pada trafo kapasitas kecil, umumnya menggunakan tap changer yang dioperasikan hanya pada saat trafo tenaga tanpa beban.

OLTC terdiri dari :
1. Selector Switch
2. diverter switch
3. transisi resistor

Untuk mengisolasi dari bodi trafo (tanah) dan meredam panas pada saat proses perpindahan tap, maka OLTC direndam di dalam minyak isolasi yang biasanya terpisah dengan minyak isolasi utama trafo (ada beberapa trafo yang compartemennya menjadi satu dengan main tank).

Karena pada proses perpindahan hubungan tap di dalam minyak terjadi fenomena elektris, mekanis, kimia dan panas, maka minyak isolasi OLTC kualitasnya akan cepat menurun. tergantung dari jumlah kerjanya dan adanya kelainan di dalam OLTC.

Semoga bermanfaat, HaGe.

Baca Selengkapnya

Proses Terjadinya Busur Api Pada Circuit Breaker

Pada waktu pemutusan atau penghubungan suatu rangkaian sistem tenaga listrik maka pada PMT (circuit breaker) akan terjadi busur api, hal tersebut terjadi karena pada saat kontak PMT dipisahkan , beda potensial diantara kontak akan menimbulkan medan elektrik diantara kontak tersebut, seperti ditunjukkan pada gambar dibawah.

Arus yang sebelumnya mengalir pada kontak akan memanaskan kontak dan menghasilkan emisi thermis pada permukaan kontak. Sedangkan medan elektrik menimbulkan emisi medan tinggi pada kontak katoda (K). Kedua emisi ini menghasilkan elektron bebas yang sangat banyak dan bergerak menuju kontak anoda (A). Elektron-elektron ini membentur molekul netral media isolasi dikawasan positif, benturan-benturan ini akan menimbulkan proses ionisasi. Dengan demikian, jumlah elektron bebas yang menuju anoda akan semakin bertambah dan muncul ion positif hasil ionisasi yang bergerak menuju katoda, perpindahan elektron bebas ke anoda menimbulkan arus dan memanaskan kontak anoda.

Ion positif yang tiba di kontak katoda akan menimbulkan dua efek yang berbeda. Jika kontak terbuat dari bahan yang titik leburnya tinggi, misalnya tungsten atau karbon, maka ion positif akan akan menimbulkan pemanasan di katoda. Akibatnya, emisi thermis semakin meningkat. Jika kontak terbuat dari bahan yang titik leburnya rendah, misal tembaga, ion positif akan menimbulkan emisi medan tinggi. Hasil emisi thermis ini dan emisi medan tinggi akan melanggengkan proses ionisasi, sehingga perpindahan muatan antar kontak terus berlangsung dan inilah yang disebut busur api.



Untuk memadamkan busur api tersebut perlu dilakukan usaha-usaha yang dapat menimbulkan proses deionisasi, antara lain dengan cara sebagai berikut:

1. Meniupkan udara ke sela kontak, sehingga partikel-partikel hasil ionisai dijauhkan dari sela kontak.
2. Menyemburkan minyak isolasi kebusur api untuk memberi peluang yang lebih besar bagi proses rekombinasi.
3. Memotong busur api dengan tabir isolasi atau tabir logam, sehingga memberi peluang yang lebih besar bagi proses rekombinasi.
4. Membuat medium pemisah kontak dari gas elektronegatif, sehingga elektron-elektron bebas tertangkap oleh molekul netral gas tersebut.

Jika pengurangan partikel bermuatan karena proses deionisasi lebih banyak daripada penambahan muatan karena proses ionisasi, maka busur api akan padam. Ketika busur api padam, di sela kontak akan tetap ada terpaan medan elektrik. Jika suatu saat terjadi terpaan medan elektrik yang lebih besar daripada kekuatan dielektrik media isolasi kontak, maka busur api akan terjadi lagi.

Semoga bermanfaat, HaGe.

Baca Selengkapnya