Dasar Sistem Proteksi – Part I

Foreword

Pada dasarnya, hampir semua jenis failure mode  dapat dikendalikan dengaan tujuan membatasi kerusakan dan juga meningkatkan keandalan sebuah peralatan, baik itu peralaatan mekanik maupun elektrik melalui pengoptimalan desain peralatan. Namun, tentu saja hal ini memiliki keterbatasan dikarenakan gangguan dapat bersifat sangat ekstrim sehingga pengoptimalan sisi desain (untuk sistem elektrik dapat berupa desain sistem isolasi) sulit untuk dilakukan karena secara ekonomis menjadi sangat tidak layak. Solusi praktis dalam mengatasi keterbatasan sisi desain dalam mengatasi segala jenis kemungkinan kondisi gangguan adalah implementasi sistem proteksi; suatu sistem yang berfungsi untuk mendeteksi gangguan dan melakukan aksi.

Tipe Dasar Sistem Proteksi

Berdasarkan aksinya, terdapat dua tipe dasar sistem proteksi yaitu:

1. Reactionary Device

Tipe pertama berfungsi untuk mendeteksi gangguan spesifik di dalam suatu sistem dan melakukan aksi untuk menghilangkan gangguan tersebut. Hal ini berguna untuk menghindari kerusakan yang lebih luas dan parah. Dengan demikian, metode yang sering diaplikasikan adalah mengisolasi sub-sistem yang terganggu sehingga sub-sistem yang masih sehat dapat bekerja sebagaimana mestinya. Kinerjanya secara sederhana ditunjukkan dalam gambar 1.

Gambar 1. Diagram Kerja Reactionary Device

Suatu sistem dikatakan dalam kondisi normal (normal state) apabila setiap peralatan bekerja dalam batasan desain operasinya. Jika terjadi suatu gangguan (misalkan short circuit), maka sistem dikatakan berada dalam kondisi tidak normal (abnormal state). Abnormal state mengindikasikan efek yang lebih buruk apabila gangguan yang terjadi tidak segera diatasi.

Dalam kenyataannya, abnormal state dapat berupa kondisi transien yang akan hilang dengan sendirinya; namun jika abnormal state bersifat non-transien, maka harus dilakukan suatu langkah aksi (action state), melepas sub-sistem yang terganggu dari sistem utama.

Setelah sub-sistem yang terganggu dipisahkan, maka masuk ke dalam kondisi outage state. Dikarenkan kondisi tersebut bukanlah kondisi ideal, maka harus dilakukan manuver seperti melakukan inspeksi terhadap sistem yang terganggu, intervensi dari sub-sistem lain atau beberapa langkah lanjutan. Kondisi ini disebut sebagai restortive state yang berfungsi mengembalikan kondisi sistem seperti semula, yaitu kondisi normal state.

2.  Safeguard Device

Tipe kedua berfungsi untuk mendeteksi gangguan di dalam suatu sistem dan melakukan aksi untuk mengubah kondisi tersebut ke kondisi baru yang lebih aman. Apabila aksi yang dilakukan tidak memberikan hasil sesuai dengan yang diharapkan, maka safeguard device yang lain bertugas untuk mematikan peralatan agar tidak terjadi kerusakan yang lebih parah. Namun hal tersebut harus didesain secara tepat, karena di satu sisi keamanan suatu peralatan harus benar-benar dijaga sedangkan keandalan peralatan juga tidak boleh diabaikan.

Sebagai contoh, Safeguard Device diaplikasikan dalam suatu sistem yang memonitor adanya ketidakseimbangan antara beban dan frekuensi dalam sistem grid. Apabila suatu sistem grid kehilangan sejumlah pembangkit, maka frekuensi grid akan turun hingga di luar batas toleransi. Dalam kondisi tersebut, Safeguard Device  harus melakukan manuver yang disebut Frequency Control, misalkan salah satunya adalah memerintahkan unit pembangkit lain untuk menambah suplai daya. Apabila manuver tersebut tidak berhasil, Safeguard Device yang lain akan memerintahkan sebagian beban untuk dilepas dari grid agar frekuensi kembali ke nilai toleransi.

Faktanya, kedua tipe sistem proteksi tersebut seringkali diaplikasikan secara bersamaan untuk mendapatkan aspek keandalan dan keamanan dari peralatan yang sedang beroperasi.

Start | Part 2

Paiton, 4 Dec 2018 20.21

Frequency Control Part – 8 (end)

Respon Dinamis pada Frequency Control

Jika terjadi gangguan ketidakseimbangan frekuensi (frequency imbalance), misal trip nya suatu pembangkit, maka respon dinamis suatu sistem dibagi menjadi 4 stages, yaitu:

·      Stage I       : Rotor swing pada generator

·      Stage II      : Frequency drop

·      Stage III     : Primary control oleh turbine governing system

·      Stage IV    : Secondary control oleh central regulator

Stage I        : Rotor swing pada generator

-     Suatu sistem daya ekuivalen dengan daya P_s dan impedansi X_s, terkoneksi dengan 2 pembangkit identik sebagaimana ditunjukkan dalam gambar 18a; parameter pembangkit 1 dan pembangkit 2 adalah sama sehingga secara elektrik bisa diekuivalenkan dalam gambar 18b.

-     Kondisi di atas direpresentasikan secara grafik dalam gambar 19, yaitu daya mekanik total kedua pembangkit sebesar P_m- dan kaakteristik daya P_-(δ’). Pada kondisi ini, sistem bekerja steady state pada titik 1.

-     Tiba-tiba terjadi gangguan yang mengakibatkan pembangkit 2 mengalami trip, sehingga daya mekanik total berubah menjadi P_m+ dan karakteristik daya menjadi P₊(δ’) dengan perpotongan karakteristik di titik 4. Hilangnya daya ditunjukkan sebesar ΔP₀.

-     Sudut rotor δ tidak dapat berubah seketika, menyebabkan generator 1 bekerja di titik 2. Luasan 2-2’-4 merepresentasikan deselerasi daya, yang membuat kecepatan turbin pada pembangkit daya 1 turun.

-     Adanya momentum menyebabkan pergerakan sudut rotor δ berhenti di titik 3. Luasan 4-3-3’ adalah sama dengan luasan 2-2’-4.

-     Adanya damping pada pembangkit 1 menyebabkan rotor bekerja steady state di posisi 4

-     Kondisi akselerasi-deselerasi rotor karena tripnya pembangkit lain dalam bahasan di atas disebut rotor swing, terjadi dalam order yang sangat singkat. Deviasi besaran sudut rotor dan daya ditunjukkan dalam gambar 20.

Stage II       : Frequency drop

-     Kondisi pada gambar 20 menyebabkan deselerasi kecepatan rotor di semua pembangkit, dikenal sebagai frequency drop

-     Gambar 21 menunjukkan sebuah contoh sistem daya dengan 3 pemangkit, dimana pembangkit 2 mengalami trip. Pembangkit 1 mengalami rotor swing, dan pada suatu saat pembangkit 1 dan 3 mengalami frequency drop.

Stage III      : Primary Control

Stage III pada kasus ini menjelaskan bagaimana respon pembangkit dan beban terhadap tripnya sebuah pembangkit. Kondisi tripnya sebuah pembangkit dan akibatnya terhadap sistem ditunjukkan dalam bidang (f,P) pada gambar 22.

-     Pembangkit bekerja steady state di titik 1

-     Tripnya sebuah pembangkit menyebabkan perubahan karakteristik pembangkitan dari P_T- ke P_T+ dan daya beban P_L.

-     Saat sebuah pembangkit trip, pada kondisi yang singkat, frekuensi sistem akan masih konstan namun titik operasi bergeser ke titik 2

-     Sistem akan berusaha menuju titik kesetimbangan baru yaitu titik III yang merupakan perpotongan karakteristik P_T+ dan P_L.

-     Untuk mencapai titik III tidaklah mudah, sistem harus mengalami deviasi frekuensi sebagaimana dijelaskan pada stage I dan stage II.

-     Untuk mencapai titik III, karena kecepatan respon turbine governing system, maka titik operasi harus melalui titik 1-2-3; di mana titik 3 merupakan titik kesetimbangan antara daya pembangkitan dan daya beban. Dengan kata lain, titik 3 merupakan minimum lokal untuk grafik f(t).

-     Aksi turbine governing system mulai daat dirasakan dengan bergeraknya titik operasi dari titik asal 3 ke tujuan yaitu titik III. Namun karena inersia sistem mekanik, maka terjadi kelebihan suplai daya pembangkitan yang menyebabkan sistem bekerja di titik 4. Jadi, lokasi perjalanan sistem menjadi 1-2-3-4.

-     Kondisi ayunan ini akan berlangsung terus menerus hingga dicapai titik steady state baru yaitu posisi III.

-     Trayektori posisi menjadi fungsi daya dan frekuensi terhadap waktu ditunjukkan pada gambar 22 b dan c.

Beberapa hal yang perlu diperhatikan pada stage III adalah:

-     Ketersediaan spinning reserve

-     Jika ketersediaan spinning reserve  maka akan menimbulkan frequency collapse

-     Untuk menghindari dampak buruk frequency collapse maka diterapkan UFL underfrequency load shedding.

Stage IV     : Secondary control

-     Sebagaimana disebutkan dalam stage III, sistem berada di kondisi steady state di titik III; namun titik operasi nominal adalah titik IV (atau titik 1).

-     Untuk mencapai titik 1, maka frequency control akan mengaktifkan Secondary Control (AGC), berdasarkan simpangan frekuensi Δf_III.

-     Meskipun deviasi frekuensi Δf_III cukup kecil, namun central regulator akan melakukan manuver dalam tempo yang cukup lama. Pemotongan trayektori P dan f pada gambar 23 merepresentasikan waktu yang cukup lama untuk memindahkan titik operasi dari III menjadi IV (1).

-     Kondisi dinamis di stage IV sebetulnya sangat tergantung pada karakteristik setting AGC yang dilakukan central regulator. AGC biasanya menggunakan PI (proportional-integral) controller.

-     Integral time pada I controller dan koefisien pada P controller harus dipilih secara cermat agar dihasilkan aksi pengontrolan yang halus. Biasanya, pada permulaan pengontrolan digunakan integral time  yang pendek agar dihasilkan aksi pengontrolan yang cepat. Namun hal ini harus dikompensasi dengan menurunkan koefisien pada P controller.

-     Pemilihan Integral time dan koefisien pada PI controller yang tidak tepat akan menyebabkan overdamping, yang berarti sistem akan berosilasi. Hal ini ditunjukkan pada gambar 24.

-      Sistem kembali pada titik operasi sebagaimana semula setelah melalui 1-2-3-4-III-IV(1).

Demikian uraian untuk topik Frequency Control. Semoga bermanfaat. Aamiin.

Malang, 25 Jan 2015 15.01.

Reff:

• Power System Dynamic: Stability and Control. Second Edition. Jan Macowski, Janusz W. Bialek, James R. Bumby.  John Wiley & Sons. 2008.
• Power System Stability and Control. P. Kundur. McGraw Hill.
• Pengaturan Operasi Sistem. Hendrawan S. P3B Kantor Induk. 2013

Frequency Control Part – 7

Frequency Control (mode 3): Tertiary Control

Tertiary Control adalah mode frequency control dengan respon yang lebih lambat daripada primary dan secondary control. Tugas dari Tertiary Control sangat berkaitan dengan strktur organisasi dispatcher dan juga peranan pembangkit tersebut di dalam sistem daya (grid). Tergantung pada hierarki sistem, Tertiary Control akan bekerja sebagai berikut:

·   Operator dispatcher akan mengeset setpoint daya di setiap pembangkit berdasarkan economic dispatch

·   Penggunaan economic dispatch (OPF, optimal power flow) akan meminimalkan biaya pengoperasian sistem daya

·   Frekuensi sistem dapat terjaga di nilai operasionalnya, namun di lain pihak, sistem daya dapat dioperasikan secara lebih ekonomis

Sebagaimana kita tahu, energy market saat ini cenderung pada liberalisasi dan privatisasi tanpa dikontrol oleh dispatcher. Namun di sisi lain, dispatcher harus meyakinkan bahwa sistem daya akan beroperasi secara memuaskan; bak itu dalam aspek teknis maupun ekonomi. Untuk itu, dispatcher akan melakukan power bidding yang dapat dilakukan dalam satu periode untuk menentukan setpoint daya di setiap pembangkit, dengan mempertimbangkan kesiapa tenis pembangkit dan saluran transmisi serta aspek biaya yang ekonomis.

Selain itu, tanggung jawab Tertiary Control dalam frequency control  adalah sebagai supervisory untuk Secondary Control, apakah telah berjalan baik di suatu area atau tidak. Jika Secondary Control belum dapat melakukan tugasnya dengan baik, maka Tertiary Control harus dapat menginstruksikan manuver daya; misalkan menambah pembangkit berbasis gas (yang memiliki respon daya tinggi) untuk sinkron/de-sinkron ke dalam sistem daya. Diagram kerjanya ditunjukkan oleh gambar 17 berikut.

Sebagai rangkuman topik panjang ini, maka akan disampaikan dalam part 8 tentang 4 stages dalam frequency control. 

To be continued...

Malang, 25 Jan 2015 14:55.