Semua Tentang Sistem, Perangkat, dan Unit Perlindungan Listrik

Unit dan Sistem Perlindungan Listrik

Ini adalah artikel panjang dan deskriptif tentang berbagai jenis perlindungan untuk sistem dan jaringan kelistrikan. Dalam artikel ini, Anda akan dapat membahas berbagai metode, sistem dan perangkat proteksi listrik, grading dan proteksi, proteksi saluran udara, proteksi sistem tenaga, proteksi pengumpan kabel, proteksi transformator, proteksi motor , proteksi generator, proteksi bank kapasitor, bus perlindungan bar, perlindungan tegangan dan frekuensi dan banyak lagi. Tandai posting ini untuk dibaca nanti.

Pengantar Sistem Proteksi Listrik

HV, MV, dan LV ^[1] instalasi dan peralatan listrik mengalami kesalahan internal dan eksternal yang dapat menyebabkan kerusakan serius dalam orang dan peralatan lainnya .

Untuk menghindari dan meminimalkan konsekuensi dari kesalahan tersebut perangkat perlindungan terkait dengan peralatan yang mampu memutus arus listrik diperlukan.

Untuk pemahaman yang lebih baik tentang perangkat proteksi, di setiap Bagian yang mencakup sistem proteksi peralatan dan instalasi, kesalahan paling umum pada peralatan dan instalasi tersebut.

Penting juga untuk merujuk bahwa semua unit parameter mekanik dan listrik dan kelipatan dan subkelipatannya yang terlibat dalam sistem perlindungan sesuai dengan SI (Sistem Unit Internasional ); pengecualian dibuat ketika jam (h) dapat digunakan sebagai gantinya dari detik (s ) dan satuan yang dipilih untuk suhu adalah °C (celsius ) sebagai gantinya dari K (kelvin ) – [K] =[°C] + 273,15 .

Perangkat dan Teknologi Perlindungan

Perangkat Perlindungan

Untuk meminimalkan waktu kesalahan switchgear dan peralatan dilengkapi dengan perangkat pelindung untuk mendeteksi dan mengisolasi bagian instalasi yang salah.

Pertama-tama diperlukan deteksi dini dan lokalisasi kesalahan , dan kedua, penghapusan segera dari layanan peralatan yang rusak, untuk:

• Untuk melindungi seluruh sistem guna memastikan kontinuitas pasokan.
• Untuk meminimalkan kerusakan dan biaya perbaikan.
• Untuk memastikan keselamatan personel.

Dulu sekering biasanya digunakan sebagai perlindungan terhadap arus lebih dan kelebihan beban, dan masih sangat populer di Amerika Utara dan di beberapa negara mereka masih digunakan di instalasi LV dan di kabel dan transformator MV dengan daya terukur hingga 630-1250 kVA .

Namun, kompleksitas jaringan dan persyaratan untuk lebih andal transmisi dan distribusi daya menyerukan penggunaan perangkat perlindungan yang lebih akurat .

Relai perlindungan digunakan saat ini, karena lebih andal dan akurat dan dengan kemampuan untuk mendeteksi jenis kesalahan lain selain kelebihan beban dan arus lebih yang dapat terjadi di jaringan dan peralatan , yang akan dibahas di bagian selanjutnya, saat perlindungan peralatan akan dianalisis.

Mereka disetel untuk beroperasi, dan memulai trip, ketika kondisi kesalahan terdeteksi.

Setiap skema perlindungan sistem tenaga terdiri dari komponen berikut:

• Deteksi kesalahan atau mengukur relai
• Tersandung dan relai bantu lainnya
• Pemutus sirkuit
• Transformator instrumen – arus (CT ) dan tegangan (VT )

Model pertama dari relai proteksi adalah relai elektromekanis yang masih digunakan di beberapa negara dan di instalasi kabel listrik lama yang tidak menjalani pekerjaan renovasi .

Mereka adalah tipe jangkar yang tertarik , di mana instrumen trafo sekunder keluaran dilewatkan melalui sebuah kumparan , sehingga menarik armature melawan tegangan pegas . Gerakan armature menyebabkan kontak yang tersandung relai menutup .

Gambar 1 menunjukkan contoh jenis relai ini.

Gambar 1 – Relai proteksi elektromekanis

Saat ini relai proteksi berbasis elektronik (solid-state) dan mikroprosesor umum digunakan dalam utilitas listrik.

Relai elektronik hanya memiliki satu fungsi perlindungan dan relai yang berbeda harus digunakan untuk fungsi yang berbeda .

Relai berbasis mikroprosesor memiliki banyak fitur yang tersedia seperti perlindungan, kontrol, dan pemantauan.

Perangkat Elektronik Cerdas (IED)

Relai berbasis mikroprosesor dikenal sebagai Perangkat Elektronik Cerdas (IED ), yang dapat memberikan 5-12 fungsi perlindungan , 5-8 fungsi kontrol mengendalikan perangkat terpisah, fungsi autoreclose, fungsi pemantauan diri dan fungsi komunikasi, menjadi fitur utama mereka:

• Banyak fungsi dalam satu relai
• Setelan grup siap diubah untuk perubahan konfigurasi feeder
• Relai keluaran yang dapat diprogram
• Port komunikasi untuk koneksi ke SCADA – Kontrol Pengawasan dan Akuisisi Data (Sistem, Modem, dan Komputer Pribadi)
• Urutan kejadian disimpan untuk banyak kesalahan baru-baru ini
• Osilografi atau penangkapan bentuk gelombang — penyimpanan data bentuk gelombang arus dan tegangan sebelum dan sesudah gangguan untuk analisis gangguan
• Pengukuran
• Saling Mengunci
• Bantuan untuk perawatan pemutus sirkuit. Tugas interupsi kesalahan, per fase, dapat direkam
• Pencari Kesalahan — Menampilkan jarak ke kesalahan

Pada Gambar 2 adalah mungkin untuk melihat contoh IED .

Gambar 2 – IED

Fungsi dan kompleksitas IED harus ditentukan menurut peralatan yang akan dilindungi, karakteristik jaringan, dan tindakan pelengkap yang diperlukan.

IED yang sebenarnya dirancang untuk memenuhi persyaratan IEC ^[2 Standar 61850 , yang protokol komunikasi digunakan. Standar ini dikembangkan secara khusus untuk otomatisasi gardu induk dan menyediakan interoperabilitas dan kemampuan komunikasi tingkat lanjut.

Pertumbuhan jumlah titik perlindungan, kontrol, dan pemantauan menghasilkan peningkatan volume data gardu induk yang signifikan.

Data ini biasanya primitif dan disimpan dalam bentuk digital. Itu harus diproses dan dianalisis sebelum pengguna mana pun dapat memanfaatkan manfaatnya.

Dalam sistem proteksi konvensional, data dan sinyal kontrol dari relai dikirim melalui RTU (Unit Terminal Jarak Jauh ) ke SCADA sistem.

Kabel yang luas dan mahal mungkin diperlukan antara berbagai teluk di gardu induk dan ruang kontrol.

Dalam sistem perlindungan modern yang menggunakan IED relay kabel interkoneksi antara transduser dan meter tidak lagi diperlukan.

Data dan sinyal kontrol dari IED relay dikirim langsung ke SCADA sistem melalui jaringan komunikasi khusus berkecepatan tinggi. Volume data meningkat drastis saat IED digunakan sebagai elemen kontrol dan sumber data.

Untuk menyediakan konektivitas yang diperlukan antara berbagai komponen sistem, jaringan data LONWORKS Jaringan Operasi Lokal (LON ) digunakan.

Standar IEC 61850 mendefinisikan protokol yang diperlukan untuk komunikasi , yang dapat menjalankan TCP/IP jaringan atau gardu induk LAN menggunakan Ethernet dengan kecepatan tinggi untuk mendapatkan waktu respons yang diperlukan di bawah empat milidetik untuk relai pelindung.

Relai dan Kode Perlindungan

Di gardu induk MV dan HV, peralatan, switchgear, dan pembangkit listrik relai proteksi yang lebih biasa ditunjukkan di bawah ini, dan di antara tanda kurung ditunjukkan kodenya sesuai dengan IEEE/ANSI ^[3] /Standar IEC :

• Perlindungan bantalan (38 )
• Perlindungan kegagalan pemutus (50 BF )
• Perlindungan diferensial bus bar (87B )
• Arus lebih bumi searah (67N/67G )
• Arus lebih fase searah (67 )
• Arus lebih bumi sesaat (50N/50G )
• Arus lebih fase sesaat (50 )
• Kehilangan medan/perlindungan eksitasi (40 )
• Kehilangan fase (48 )
• Perlindungan eksitasi berlebihan (24 )
• Overfrekuensi dan underfrekuensi (81 )
• Perlindungan diferensial saluran udara (87L )
• Perlindungan jarak saluran udara (21 )
• Perlindungan kelebihan beban (49 )
• Perlindungan kecepatan berlebih (12 )
• Tegangan Lebih (59 )
• Gangguan pembumian terbatas (64G/64REF )
• Perlindungan daya terbalik (32 )
• Waktu tunda arus lebih bumi (51N/51G )
• Arus lebih fase tunda waktu (51 )
• Perlindungan diferensial transformator (87P )
• Tegangan kurang (27 )
• Infeed akhir yang lemah (21WI )
• Perlindungan urutan fase salah (47 )

Terutama di saluran udara HV, transformator daya HV, dan transformator daya MV dengan daya terukur di atas 3-4 MVA , untuk meningkatkan keandalan dan keamanan sistem, adalah praktik umum untuk menggunakan dua set perlindungan – satu “perlindungan utama ” dan satu “perlindungan cadangan ” .

Perlindungan dengan Sekring

Sebuah sekring adalah jenis resistor resistansi rendah yang bertindak sebagai "perangkat pengorbanan" untuk memberikan perlindungan arus lebih yang masih digunakan di beberapa instalasi LV dan MV .

Komponen esensialnya adalah kawat atau strip logam yang meleleh ketika terlalu banyak arus yang mengalir , yang memutus sirkuit, sehingga kerusakan lebih lanjut akibat panas berlebih atau kebakaran dapat dicegah.

Strip atau kawat logam sebagai penampang kecil dibandingkan dengan konduktor sirkuit dan dikelilingi oleh rumah yang tidak mudah terbakar (selubung) .

elemen sekering terbuat dari seng, tembaga, perak, aluminium atau paduannya untuk memberikan karakteristik yang stabil dan dapat diprediksi.

Casing dapat dari keramik, kaca, plastik, fiberglass, laminasi mika yang dicetak atau serat terkompresi yang dicetak r tergantung pada pabrikan, aplikasi, dan kelas voltase.

Sekring dipasang pada pemegang sekering , dirancang khusus untuk setiap jenis atau keluarga sekering dan voltase pengenal seperti sekering HRC .

Contoh sekering dan penahan ditunjukkan pada Gambar 3 dan 4.

Gambar 3 – sekring dan dudukan tipe LV NH

Gambar 4 – Sekering dan dudukan MV

Karakteristik kelistrikan utama sekering adalah:

• Tegangan terukur
• Nilai saat ini (Saya_n ):arus maksimum yang dapat dikonduksi secara terus menerus oleh sekering tanpa memutus rangkaian.
• Kapasitas pemutusan (I₁ ):arus prospektif maksimum yang dapat diputus oleh sekering. Ini adalah nilai uji sekering maksimum. Arus ini sangat tinggi, umumnya antara 20 kA dan 63 kA .
• Arus interupsi minimum (I_f ):arus minimum yang dapat putus dan putus sekring
• Arus non-sekring konvensional (I_nf ):Nilai arus yang ditentukan sebagai apa yang mampu dibawa oleh fuse-link untuk waktu tertentu (waktu konvensional) tanpa meleleh, dinyatakan sebagai kelipatan I_n (mis. Saya_nf =1,25xI_n )
• Pencairan nominal (Saya ² t ):ukuran energi yang dibutuhkan untuk melebur elemen sekering (berdasarkan hukum Joule ) dan merupakan nilai yang konstan untuk setiap elemen sekering yang berbeda.
• Kurva waktu-arus:menunjukkan waktu aktuasi sekering (kecepatan) sebagai fungsi arus (biasanya ditunjukkan oleh pabrikan, menurut standar)

Gambar 5 menunjukkan contoh kurva waktu-arus.

Gambar 5 – Sekering kurva waktu-arus

Suhu sekitar akan mengubah parameter operasional sekering dan penurunan suhu diperlukan.

Sebagai contoh, sekering dengan nilai 1 A pada 25 C dapat melakukan hingga 10% atau 20% lebih banyak arus pada -40 C dan dapat dibuka pada 80% dari nilai pengenalnya pada 100 C .

Nilai pengoperasian akan berbeda-beda untuk setiap kelompok sekering dan disediakan di lembar data pabrikan.

Faktor pemilihan utama untuk sekring adalah:

• Arus operasi normal
• Tegangan terukur (AC atau DC)
• Suhu sekitar
• Arus kelebihan beban dan lamanya waktu sekering harus dibuka
• Arus gangguan maksimum yang tersedia
• Pulsa, arus lonjakan, arus masuk, arus start-up, dan transien sirkuit
• Keterbatasan ukuran fisik, seperti panjang, diameter, atau tinggi
• Fitur sekering (jenis pemasangan/faktor bentuk, kemudahan pelepasan, kabel aksial, indikasi visual, dll.)
• Fitur penahan sekering, jika berlaku dan rerating terkait
• Aplikasi
• Peraturan dan standar kabel nasional

Standar Prancis NF EN 60269 mengklasifikasikan sekering menurut kurva waktu, fungsi, dan aplikasinya. Klasifikasi ini, yang banyak digunakan di banyak negara, adalah:

• gL/gG
• Fungsi
• Perlindungan kabel dan perangkat listrik. Diskriminasi dipastikan antara dua sekering atau yang ada margin dari dua peringkat saat ini (misalnya 160 A dan 100 A)
• Aplikasi
• Perlindungan di semua tingkat distribusi tenaga listrik di industri dan rumah tinggal terhadap kelebihan beban dan korsleting. Switchboard utama, switchboard feeder, bilik utama.
• aM
• Fungsi
• Perlindungan langsung motor, harus beroperasi bersama dengan perangkat perlindungan eksternal (relai termal). Diskriminasi mudah dengan gG sekering   diposisikan di hulu. Diskriminasi dipastikan antara dua sekering di mana   ada margin dua peringkat saat ini (misalnya 160 A dan 100 A)
• Aplikasi
• Perlindungan motor tegangan rendah.
• gR
• Fungsi
• Sekring pelindung ultra cepat untuk semi konduktor, arus sangat terbatas, l ² rendah xt
• Aplikasi
• Perlindungan semi konduktor daya untuk starter lunak, relai statis, catu daya tak terputus (UPS), penggerak kecepatan variabel, frekuensi

Bila instalasi dilindungi oleh sekring, switch-disconnectors upstream of fuse harus digunakan untuk alasan keamanan , untuk meyakinkan isolasi instalasi sebelum mengganti sekring atau melakukan beberapa pekerjaan pemeliharaan .

Dengan perlindungan hanya dengan sekring digunakan, hanya arus lebih fasa yang akan terdeteksi , dan perlu relai proteksi yang diperkirakan untuk gangguan lain . Untuk arus bocor atau arus gangguan tanah, kemudian digunakan GFCI (Ground Fault Circuit Interrupter).

Dalam situasi ini sakelar harus dilengkapi dengan kumparan pembuka , yang juga akan digerakkan oleh perlindungan internal peralatan .

Tindakan pencegahan lainnya adalah sekering harus dilengkapi dengan perangkat mekanis (pin penyerang ) yang akan menyebabkan saklar terbuka , jika hanya satu sekering yang akan bekerja , untuk memastikan pemutusan total instalasi yang salah .

Sekering juga harus dilengkapi dengan disk berwarna yang jatuh saat elemen putus atau jendela elemen, terpasang di badan sekering untuk memberikan indikasi visual elemen putus .

Koordinasi Penilaian dan Perlindungan

Pengantar Penilaian dan Perlindungan

Saat menentukan titik setel relai proteksi atau arus terukur sekering dan pemutus sirkuit LV  (Seperti ACB (Air Circuit Breaker)) harus dipastikan bahwa nilai yang dipilih cocok untuk perlindungan peralatan dan pemutus arus yang putus atau sekring yang putus hanya yang terkait dengan sirkuit yang rusak dan bukan perangkat pelindung lainnya , apa yang dapat menyebabkan gangguan serius pada jaringan dan dalam kualitas dan kontinuitas layanan .

Untuk mencapai tujuan ini studi koordinasi penilaian dan perlindungan diperlukan.

Prinsip Dasar

Studi koordinasi relai proteksi dilakukan, untuk menentukan pengaturan relai proteksi .

Tingkat kesalahan harus ditentukan untuk semua kemungkinan kondisi pengoperasian sistem , ini digunakan untuk menentukan kemampuan relai proteksi untuk mendeteksi dan menghapus kesalahan sistem .

Skema perlindungan sudah setel untuk mengisolasi sesedikit mungkin sistem kelistrikan , sehingga meminimalkan gangguan yang disebabkan oleh kesalahan .

Waktu pembersihan relai proteksi bertekad untuk memenuhi peringkat waktu singkat pabrik utama, persyaratan stabilitas sistem, dan persyaratan otoritas hukum . Kami berhati-hati untuk menentukan margin operasi relai proteksi yang benar, baik dalam arus maupun waktu , untuk menghilangkan malgrading secara efektif.

Saat mengatur relai jarak pada pengumpan tegangan tinggi sirkuit ganda kopel timbal balik urutan nol antara sirkuit dipertimbangkan untuk meminimalkan kemungkinan terjadinya over atau under reach .

Karakteristik pengoperasian relai dan pengaturannya harus dikoordinasikan dengan cermat untuk mencapai selektivitas .

Tujuannya pada dasarnya untuk mematikan hanya komponen yang rusak dan untuk membiarkan sistem tenaga lainnya tetap beroperasi untuk meminimalkan gangguan pasokan dan memastikan stabilitas .

Selektivitas , atau diskriminasi , antara perangkat perlindungan dapat didefinisikan sebagai “ koordinasi perangkat proteksi, agar kesalahan yang terjadi pada titik mana pun dalam jaringan dapat dihilangkan oleh perangkat proteksi hulu, perangkat proteksi yang langsung berada di hulu gangguan dan oleh perangkat proteksi itu sendiri ” .

Mari kita lihat contoh definisi ini dengan melihat diagram garis tunggal dari Gambar 6, di mana terdapat sistem proteksi SP1 ke SP6 :

Gambar 6 – Diagram garis tunggal instalasi listrik

Selektivitas berarti jika kesalahan terjadi pada titik A , satu-satunya sistem perlindungan yang harus diaktifkan adalah SP5 dan bahwa sistem perlindungan lainnya tidak boleh aktif.

Dua prinsip digunakan untuk menetapkan selektivitas:

• Diskriminasi saat ini .
• Diskriminasi waktu .

Koordinasi Penilaian dan Perlindungan di Jaringan LV, MV, dan HV

Untuk membuat studi koordinasi penilaian dan perlindungan harus mempertimbangkan konfigurasi dan kerumitan jaringan .

distribusi LV dan jaringan pengguna biasanya memiliki konfigurasi radial .

Jaringan distribusi MV biasanya memiliki kombinasi umpan radial dan ujung ganda dengan konfigurasi NO titik dan kompleksitas penting .

Jaringan MV pengguna biasanya memiliki radial konfigurasi , meskipun di pabrik besar umpan ujung ganda tanpa titik konfigurasi digunakan.

Karena rumitnya studi koordinasi grading dan perlindungan jaringan untuk jaringan transmisi HV dan jaringan distribusi MV , insinyur khusus diperlukan dan penggunaan alat perangkat lunak khusus untuk analisis jaringan seperti ETAP, PSS/E, EPSO dan PTW .

Studi koordinasi penilaian dan perlindungan dari jaringan pengguna MV biasanya lebih mudah dan dapat mengikuti petunjuk dasar yang akan dibahas nanti di Bagian ini.

Perhatian khusus harus diperhatikan dalam batas jaringan perusahaan distribusi listrik (memberi makan ) dan jaringan pengguna dan protokol koordinasi perlindungan harus dibuat antara kedua entitas .

Untuk jaringan LV , menggunakan pemutus arus dan/atau sekering selektivitas dari “pemutus arus/pemutus arus ”, “sekring/sekring ” dan “pemutus arus/sekring ” dapat dilakukan dengan membandingkan “kurva arus waktu ” untuk nilai tertentu arus gangguan , menggunakan prinsip “c diskriminasi saat ini ” dan “diskriminasi waktu ”, disebutkan di atas.

Diskriminasi saat ini digunakan untuk perlindungan terhadap kelebihan beban dan perlindungannya selektif jika rasio antara ambang pengaturan lebih tinggi dari 1,6 .

Diskriminasi waktu digunakan untuk perlindungan terhadap korsleting , menggunakan pemutus arus atau sekering hulu dengan waktu tunda dan dengan demikian peralatan downstream tersandung lebih cepat; perlindungannya selektif jika rasio antara ambang batas perlindungan hubung singkat adalah tidak kurang dari 1,5 .

Perlindungan Pengumpan Kabel

Anda dapat membaca pos yang diperbarui secara detail di bawah judul Perlindungan Pengumpan Kabel – Jenis Kesalahan, Penyebab &Perlindungan Diferensial.

Kesalahan &Perlindungan Transformer

Karena ini adalah topik yang sangat penting dan deskriptif yang harus dibahas dengan sangat rinci, Oleh karena itu, Kami telah memperbarui serta menggabungkan pos di sini di Perlindungan &Kerusakan Transformator Daya.

Kesalahan &Perlindungan Saluran Overhead

Untuk navigasi pengguna yang lebih baik, kami telah memindahkan dan memperbarui posting ini di sini dengan nama “Kesalahan &Perlindungan Saluran Overhead“

Proyeksi Motor

Kami telah memindahkan entri blog ke tautan baru untuk navigasi dan pemahaman yang lebih baik. Anda dapat melihatnya di sini @ perlindungan motor, jenis kerusakan motor yang umum dan perangkat yang digunakan untuk perlindungan Motor HV dan LV di pos itu.

Proyeksi Generator

Kita telah membahas perlindungan generator, jenis kesalahan generator yang umum, dan perangkat yang digunakan untuk perlindungan generator di postingan sebelumnya.

Perlindungan Lain-lain

Perlindungan Tegangan dan Frekuensi

Fluktuasi beban dan switching serta kegagalan pembangkit listrik dapat menyebabkan variasi tegangan dan frekuensi jaringan yang dapat melebihi batas yang diterima dari peralatan dan operasi jaringan .

Situasi ini dapat menyebabkan kerusakan pada peralatan dan pemadaman sebagian atau total pada jaringan.

Untuk menghindari atau meminimalkan situasi ini di bawah dan di atas tegangan (kode 27 dan 59, masing-masing ) dan frekuensi (kode 81U dan 81O, masing-masing ) perlindungan akan digunakan.

Perlindungan Bus Bar

Di gardu induk HV adalah umum untuk memasang relai perlindungan bus bar , menjadi perlindungan diferensial . yang paling banyak digunakan (87B ).

Relai ini terhubung ke semua CT gardu untuk mengevaluasi jumlah arus masuk dan keluar , seperti yang ditunjukkan pada gambar 25.

Gambar 25 – Diagram perlindungan diferensial batang bus

Prinsip pengoperasian perlindungan ini didasarkan pada hukum Kirchhof – hukum saat ini .

Perlindungan bus CT harus ditempatkan di sisi pengumpan pemutus . Jika CT perlindungan bus terletak di sisi bus pemutus , maka titik buta perlindungan ada .

Dengan menggunakan Impedansi Tinggi relai dalam proteksi diferensial sistem dapat dirancang untuk lebih toleran terhadap kondisi jenuh CT .

Sebuah resistor non-linear terhubung melintasi terminal relai untuk membatasi tegangan pada relai diferensial ke nilai aman selama kondisi kesalahan .

Relai impedansi tinggi digunakan secara luas dalam perlindungan diferensial modern untuk bus tegangan tinggi .

Keuntungan menggunakan relai Impedansi Tinggi dalam proteksi diferensial bus adalah bahwa mereka dapat dirancang untuk tetap stabil (tidak beroperasi ) untuk kesalahan eksternal , ketika salah satu dari CT telah jenuh .

Untuk kesalahan eksternal , kasus terburuk dengan satu CT benar-benar jenuh dan CT lainnya tidak jenuh . Arus diferensial yang dihasilkan akan menyebabkan tegangan maksimum terjadi pada relai diferensial . Sebuah pengaturan relai (dalam volt ) dipilih, dengan margin yang cukup , untuk memastikan bahwa perlindungan diferensial tidak beroperasi untuk kondisi kesalahan eksternal ini .

Resistansi belitan dan kabel sekunder CT harus dikenal , dan digunakan di perhitungan setelan relai .

Untuk kesalahan internal impedansi tinggi dari relai diferensial memaksa sebagian besar arus diferensial yang dihasilkan melalui impedansi menarik CT . Tegangan yang dihasilkan dikembangkan di seluruh relai pada dasarnya adalah tegangan rangkaian terbuka CT , and will be well above the voltage setting of the relay . A non-linear resistor or varistor is connected across the relay terminals to limit the voltage to a safe value during fault conditions.

When a bus fault is detected , all of the circuit breakers on that bus are tripped . Bus faults are almost always permanent , rather than transient faults .

There must therefore be no auto-reclosing of breakers after a bus fault . Bus protections will often cancel the auto-reclose on any breaker which may have been initiated by another protection .

Many substations use bus bar arrangements such as double bus bar , as shown in the Figure 26, where feeders can be switched from one bus to another by means of isolating switches .

Figure 26 – Double bus bar arrangement

This complicates the bus protection somewhat, because the CT secondary circuits must be switched , by means of the isolator auxiliary switches , to correspond with the appropriate bus.

It is usual to have one zone of protection for each section of the bus . These are known as discriminating zones .

There is also another zone of differential protection for the entire substation , which is known as the check zone .

For tripping of a bus to take place with this arrangement it is necessary for both a discriminating zone relay and the check zone relay to operate .

Breaker Failure Protection

In HV substations is common the use of breaker failure protection (50BF ), if a breaker fails to be triggered by a tripping order , as detected by the non-extinction of the fault current , this back-up protection sends a tripping command to the upstream or adjacent breakers .

The breaker failure protection function is activated by a 0/1 binary signal received from the overcurrent protection functions (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67 ). It checks for the disappearance of current during the time interval specified by the time delay T .

It may also be taken into account the position of the circuit breaker , read on the logic inputs to determine the actual opening of the breaker . Wiring a volt-free closed circuit breaker position contact on the breaker closed equation editor input can ensure that the protection is effective in the following situations:

• When 50BF is activated by protection function 50N/51N (set point I_s0 <0.2 I_n ), detection of the 50BF current set point can possibly be not operational .
• When trip circuit supervision (TCS ) is used, the closed circuit breaker contact is short-circuited .

Automatic activation of this protection function requires the use of the program logic circuit breaker control function . A specific input may also be used to activate the protection from the equation editor . That option is useful for adding special cases of activation (e.g. tripping by an external protection unit ).

The time-delayed output of the protection unit should be assigned to a logic output via the control matrix.

The starting and stopping of the time delay T counte r are conditioned by the presence of a current above the set point (I> I_s ).

Weak End Infeed

Weak end infeed protection is a complement to the distance protection that is used if the value of fault current in the overhead line is lower than the set-point regulation of the distance protection .

Capacitor Banks Protection

When it comes to Power factor, Each phase of a capacitor bank is formed by groups of capacitors in series association for power factor improvement . The 3 phases are then connected in star , being the neutral point isolated or grounded , according to the operation of the network , as shown in Figure 27.

Figure 27 – Diagram of a capacitor bank

Common capacitor banks faults are:

• Capacitors short-circuit or fault in the connection cables.
• Short-circuit between the units and the metallic structure of racks or switchboards (phase-to-earth fault).
• Overloads caused by network harmonics.
• Dielectric breakdown due to network overvoltages or lightning.

When a group of capacitors fail and the neutral is grounded the bank will be imbalanced and a current will circulate in the neutral .

Each capacitor or group of capacitors is usually protected by fuses , which are already installed by the manufacturer.

Fuses must have an I ² t characteristic that will not cause the fuse to blow with the inrush current resulting from the connection of the capacitor bank .

Common protection devices of capacitor banks are:

• Instantaneous phase overcurrent (50 )
• Instantaneous earth overcurrent (50N/50G )
• Time delay phase overcurrent (51 )
• Time delay earth overcurrent (51N/51G )
• Over voltage protection (49 )

^[1] HV :High Voltage (V ≥ 60 kV ); MV :Medium Voltage (1 kV ); LV :Low Voltage (V ≤ 1 kV ).

^[2] IEC :International Electrotecnical Comission.

^[3] IEEE :Institute of Electrical and Electronics Engineers. ANSI :American National Standards Institute.

^[4] Residual capacitive current in the case of phase-to-earth fault (I_C ) is calculated by the equation I_C =3X_c U , where X_c  is the capacitive reactance of the cable and U the phase-to-phase voltage of the network.

^[5] In this article Gas Insulated Transformers (GIT ) are not analasyzed.

^[6] rms :root mean square.

^[7] Prime mover is the component that is used to drive the generato r and may be combustion engines (the case of diesel generator sets), gas turbines, steam turbines, wind turbines and hydraulic turbines.

^[8] The field in an AC generator consists of coils of conductors within the generator that receive a voltage from a source (called excitation ) and produce a magnetic flux .

The magnetic flux in the field cuts the armature to produce a voltage . This voltage is ultimately the output voltage of the generator .

About the Author:Manuel Bolotinha

-Licentiate Degree in Electrical Engineering – Energy and Power Systems (1974 – Instituto Superior Técnico/University of Lisbon)
– Master Degree in Electrical and Computers Engineering (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova University of Lisbon)
– Senior Consultant in Substations and Power Systems; Professional Instructor

Cara Menguji Dioda menggunakan Multimeter Digital &Analog – 4 Cara. Pemeliharaan Trafo – Pemeliharaan, Diagnostik &Pemantauan Trafo Daya