Makalah ini membahas tentang konsekuensi dan batasan operasi Distributed Generation (DG) terhadap sistem pembangkit listrik. Proporsi generator menciptakan kondisi operasi baru, meskipun dibatasi oleh beberapa bentuk kesalahan. Teknik yang digunakan untuk mengevaluasi kesalahan arus sistem setelah pemasangan DG adalah analisis dan contoh yang diberikan. Perubahan sistem dan degradasi keselamatan juga akan dibahas.
img by: amazonaws.com
1. Analisis Kesalahan Pada Power Systems Protection
Perancangan sistem merupakan salah satu bagian dari "indispensable parts of electric power system design" atau dapat diartikan juga sebagai "bagian yang tak terpisahkan dalam desain sistem pembangkit listrik". Analisis tingkat kesalahan, kondisi pra-kesalahan, dan kondisi pasca-kesalahan diperlukan untuk menunjang pemilihan perangkat interupsi, pelindung relay, dan koordinasinya. Sistem harus bisa menahan batas kesalahan tertentu yang juga mempengaruhi indeks reliabilitas. Pada bab ini akan membahas tentang analisis kesalahan sistem pembangkit daya, dan yang terbaru adalah dengan menghadirkan Generasi Terdistribusi / distributed generation (DG). Boleh jadi sampai ke tingkat penetrasi dan efek DG akibat fault currents.
2. Distributed Generation
Distributed Generation (DG) adalah generasi dimana fasilitas pembangkit listrik dihubungkan dengan sistem tenaga listrik / electric power system (EPS). Melalui point of coupling common (PCC) yang terhubung langsung dengan sistem transmisinya. Sejak tahun 1990-an, reciprocating engines & gas turbines begitu cepat dioprasikan. Bisa jadi penyebaran ini adalah hasil dari problem-problem transmisi dan cara menanganinya. Tapi kareana alasan apapun yang jelas para protection engineer dan distribution engineers harus sepakat untuk terus mengatasi masalah yang berkaitan dengan penambahan DG ke dalam sistem. Menurut A. D. Little, "Distributed generation: systems interface," White paper, Acorn Park, MA, 1999 menjelaskan bahwa terjadi pertumbuhan sekitar 7% per tahun. Aplikasi DG lainnya, seperti base laod dan peak load tumbuh lebih cepat, masing-masing 11% dan 17%. Sektor pemasarannya / marketnya bisa menjual 5 Giga Watt pada tahun 2004. Figure 2 menunjukan aplikasi dari reciprocating engines dan gas turbines (kurang dari 20 Mega Watt).
Besar kecilnya tingkat emergency DG diukur dari dua kebutuhan berikut:
- Ketidak mampuan memproduksi listrik secara efisien (baik aspek ekonomi maupun rama lingkungan).
- Tuntutan dari Industri dan Konsumen yang mengarapkan produk DG berkualitas tinggi dan handal.
![Figure 2. Reciprocating engines and gas turbines less than 20 MW (data from [5]) in 1995 and 2004](https://4.bp.blogspot.com/-Lh5QGSKY1VM/WUeFL7r5TEI/AAAAAAAAQS0/_6S-O_NE1E80J-_S9maRtjnmUK9X8pSWACLcBGAs/s1600/Figure%2B2.%2BReciprocating%2Bengines%2Band%2Bgas%2Bturbines%2Bless%2Bthan%2B20%2BMW%2B%2528data%2Bfrom%2B%255B5%255D%2529%2Bin%2B1995%2Band%2B2004.png)
Figure 2. Reciprocating engines and gas turbines less than 20 MW (data from [5]) in 1995 and 2004
DG dapat muncul dalam bentuk yang berbeda-beda, baik terbarukan maupun tidak terbarukan. Teknologi terbarukan meliputi fuel cells, wind turbine, solar cell, dan geothermal (panas bumi). Teknologi tak terbarukan meliputi combined cycles, co-generation, combustion turbine dan microturbines. Increas-ing of non-utility generators (NUGs) cepat sekali meningkatkan efek DG ke Grid. Statistik menunjukan bahwa pada akhri dekade, proporsi kapasitas total dan kapasitas DG akan tumbuh menjadi 20% atau sekitar 40 GigaWatt sampai lebih dari 150 GigaWatt.
Instalasi DG di lokasi pelanggan dapat meningkatkan aspek tertentu dari kualitas daya pemilik secara signifikan, seperti penanggulangan akibat yang timbul karena kegagalan tegangan dan meningkatkan kemampuan recovery, karena generator cadangan dapat startup hanya dalam waktu 2 menit.
Meskipun ada banyak keuntungan dari pemasangan DG, namun tidak bisa dipungkiri bahwa ada juga beberapa konflik operasi yang menyertainya. Selama terjadi fault, DG dapat membantu menanggulangi sag(titik terendah) tegangan terhadap beban. Selanjutnya, jika ada penetrasi DG yang tinggi, maka pasokan utilitas konfensional tidak boleh melayani beban saat DG drop off-line.
Instalasi DG sekala kecil maupun sedang tidak berdampak secara signifikan pada indeks kualitas daya. Alasan utamanya adalah karena standar 1547 IEEE mensyaratkan bahwa beban diputuskan dari supply feeder setelah jangka waktu tertentu (sangat singkat dalam ukuran cycle).
Setelah pemutusan seperti disebutkan sebelumnya, maka DG tidak akan berdampak pada supply feeder. Tapi dampak DG lebih ke lokal. Artinya, beban lokal yang ditanggung dapat dilayani dengan baik seperti memberikan pengalaman lebih dalam hal perbaikan / peningkatan regulasi tegangan, tapi tidak untuk common feeder.
Instalasi DG telah dibahas di banyak makalah penelitian, seperti topik yang berkaitan dengan the reliability of the distribution system, coordination of protective devices, ferroresonance, and consequences of increased fault current.
3. Konflik Terkait Peningkatan Fault Current
Secara umum, penambahan kapasitas generasi menyebabkan kesalahan arus (fault currents) meningkat. Ini adalah konsekuensi sederhana dari peredaman impedansi ekuivalen thevenin yang terlihat pada sistem bus saat generasi ditambahkan ke sistem. Konsekuensi peningkatan kesalahan arus (fault currents) dari proliferasi DG dibahas sebagai berikut:
Change in coordination of protective devices (Perubahan pada koordinasi perangkat pelindung):
Figure 3. menunjukan sistem distribusi sederhana. Sistem ini adalah sistem distribusi primer yang disajikan sebagai contoh dari sistem distribusi dengan tiga DG. Sistem ini murni radial, tiga phase, 4160V, dan dilayani dari 69kV subtransmisi gardu induk. Gambaran sebuah konfigurasi, perlindungan sistem mungkin saja kehilangan koordinasi saat pemasangan DG. Poin ini diilustrasikan sebagai berikut: Sebelum DG1 dipasang, jika terjadi kesalahan pada poin 1, maka fuse A harus beroperasi sebelum fuse B. Hal ini disebabkan upstream fault (kesalahan hulu) pada subfeeder. Ketika DG1 disertakan pada subfeeder, aliran fault current dari DG1 ke fault point 1 dan fuse B bisa jadi terbuka sebelum fuse A, jika selisih antara IFA dan IFB kurang dari margin sebagaimana ditunjukan pada figure 4. Perbedaan antara IFA dan IFB sebanding dengan karakteristik DG1. Dengan demikian, fuse kehilangan koordinasi untuk kasus DG1 terpasang.
Nuisance trip (perjalanan gangguan):
peningkatan fault current pada grid mengubah cara sistem melindungi dan mengelola kesalahan (relay settings, reclosers, interrupting capability of circuit breakers dan fuses). Figure 3 menunjukan DG3 yang relatif besar terpasang di dekat gardu induk. Dalam kasus terjadinya kesalahan pada feeder selain itu dimana DG3 berada, breaker BB mungkin saja tersandung akibat fault current yang mengalir dari DG3 ke fault point. Sebagai solusi untuk mengatasi masalah ini adalah dengan menerapkan relay sebagai pengganti overcurrent relay. Hal ini merupakan rekonfigurasi dari protective relaying.
Recloser settings:
DG pada feeder biasanya meminta agar utilitas menyesuaikan pengaturan recloser mereka. Biasanya, DG wajib mendeteksi kesalahan dan memutuskan hubungan dengan sistem yang ada di dalam interval recloser dan meninggalkannya selang beberapa saat sampai bebas dari kesalahan. Kesalahan yang terjadi selama mengikuti step ini dapat memicu kesalahan yang terus menerus (bukan kesalahan sementara). Referensi[11] merekomendasikan interval reclosure antara 1 detik atau lebih. IEEE Standard 1547[6] mensyaratkan interval reclosure jauh lebih singkat lagi.
Safety:
degradasi keselamatan akibat kegagalan sistem proteksi bisa jadi karena DG baru mengalami peningkatan fault current. Jika fault current lebih besar dari tingkat sebelumnya, bahkan melebihi kemampuan interupsi circuit breaker, maka bisa mengakibatkan kerusakan fatal pada peralatan maupun personil.
Changing the reach of protective relays (merubah jangkauan protective relays):
DG dapat mengurangi jangkauan power system protective dalam kondisi tertentu. Perhatikan resistansi kesalahan yang terjadi pada fault point 2 selama puncak beban seperti ditunjukan figure 3. Kehadiran DG2 diantara fault point dapat menyebabkan fault current menurun, yang terlihat oleh protective relay. DG secara efektif mengurangi jangkauan (zona) relay. Hal ini dapat meningkatkan resiko kesalahan resitif yang tinggi dan semakin tak terdeteksi. Dalam kasus seperti ini, backup protection dapat beroperasi untuk menginterrupt (menyela) kesalahan.
Figure 3. Jangkauan Pelindung Relay untuk Sistem Terdistribusi Sederhana dengan DG
Figure 4. Karakteristik time-current fuse pada sistem sederhana ditunjukan Figure 3
4. Modifikasi Algoritma Tradisional Kalkulasi Fault Current
Sebagaimana telah disebutkan sebelumnya, bahwa memasang DG dalam sistem terdistribusi dapat meningkatkan resiko kesalahan arus (fault current). Circuit breakers dan fuse yang aslinya dirancang untuk sistem tanpa DG sekarang memiliki kemampuan lebih rendah untuk menginterupsi fault current setelah DG terpasang. Sebagai catatan bahwa DG harus diputuskan dari utilitas perusahaan pemasok ketika kesalahan terdeteksi dan DG mengambil beban lokal. Pemutusan diperlukan karena:
- Kesalahan di dekat DG dalam supply system harus disela (diinterupt) dan
- Local DG tidak boleh mensupport tuntutan power sistem terdistribusi (terlepas dari beban lokal).
Pemutusan DG dari jaringan harus dilakukan dengan cepat. Figure 5 memperlihatkan syarat waktu pemutusan berdasarkan standar IEEE 1547.
Figure 5. Required disconnection times for DGs, from IEEE 1547
Urutan untuk menghitung fault current pada sistem bus, model Thevenin sederhana digunakan untuk power system. Artinya, sistem dimodelkan sebagai tegangan dibalik impedansi sistem. Impedansi sistem adalah impedansi Thevenin yang "terlihat" di bus yang mengalami kesalahan. Tegangan Thevenin adalah tegangan bus prefault. Impedansi Thevenin secara sederhana j, j masuknya Zbus , matriks impedansi bus ketika terjadi kesalahan pada bus j.
Matriks Zbus memodelkan keseluruhan jaringan seperti; jaringan transmisi, jaringan subtransmisi, jaringan distribusi primer, dan banyak generator yang mucul dalam sistem. Generator dimodelkan sebagai transient reactance.
Sebagai contoh, Figure 5 menunjukan konfigurasi sistem terdistribusi yang kokoh dan generator terpasang pada bus k. Biarkan sistem tanpa generator dimodelkan pada bus k [Zbus] asli. Setelah penambahan generator pada bus k, bus baru, dan bus p, maka mereka ditambahkan juga ke sistem. Analisis kesalahan menggunakan sarana matriks impedansi dapat diterapkan untuk mengevaluasi incremental fault current akibat generator baru. Model Positive sequence cukup memadai untuk beberapa studi hubung singkat (konsleting) yang menentukan respon DG.
Figure 6. New DG added to bus k through its internal impedance creating a new bus p
5. Contoh Analisis Kesalahan
Sistem terdistribusi seperti ditunjukan pada Figure 8 dimaksudkan sebagai contoh penghitungan fault current dengan adanya DG. Sistem terhubung ke sistem transmisi 230kV. Substation transformers pada bus 2 dan 7 step down (menurunkan) tegangan hingga 69kV dan melayani sistem terdistribusi primer. DG, 10MVa, dengan transient impedance 17% terpasang pada bus 10. Model DG yang akan digunakan adalah transient reactance dan sumber tegangan seri. Figure 7 menunjukan hasil penghitungan sebelum dan sesudah DG terpasang. Seperti ditunjukan Figure 7, disana terjadi perubahan fault current di setiap bus setelah DG terpasang. Namun, fault current berubah secara signifikan pada bus yang dekat dengan DG.
Figure 7. Results of fault analysis before and after adding a DG
Figure 8. A sample system for calculation of fault currents before and after installing of a DG at bus 10
6. Kesimpulan
Ada manfaat yang timbul dari pemasangan DG ke power systems, seperti meningkatkan kehandalan, kualitas daya dan kenyamanan lingkungan. Namun, sistem yang terencana juga perlu diperjuangkan untuk menghindari masalah penambahan kapasitas generasi sistem. Masalah yang dibahas dalam makalah ini meliputi:
- Change in coordination of protective devices (Perubahan koordinasi perangkat pelindung)
- Nuisance trips (perjalanan kegagalan/kesalahan/gangguan)
- Recloser settings
- Changing the reach of protective relays (merubah jangkauan relay pelindung).
Makalah ini menyajikan modifikasi perhitungan fault current konvensional dalam kasus penambahan DG. Matriks impedansi adalah utilitas yang digunakan untuk mengevaluasi peningkatan fault currents. Metode ini mengakomodasi perubahan tegangan bus. Analisis kesalahan memberikan informasi penting yang diperlukan untuk relay pelindung retrofit dan interupsi jalur sebelumnya.
Referensi:
Natthaphob Nimpitiwan, Student Member, IEEE, and Gerald T. Heydt. 2005. "Fault Current Issues for Market Driven Power Systems with Distributed Generation". Fellow. IEEE Department of Electrical Engineering. Arizona State University.
