Power

Power
Tujuan pembuatan blog "Gogeneration" ini adalah sebagai sarana untuk berbagi ilmu pengetahuan dan mencerdaskan anak bangsa, dengan mengumpulkan tutorial dan artikel yang terserak di dunia maya maupun di literature-literature yang ada. Semoga dengan hadirnya blog "Gogeneration" ini dapat membawa manfaat bagi kita semua. dan saya ingin sharing tentang power plant dan substation khususnya di electrical, mechanical , automation, scada. walaupun sudah lebih dari sepuluh tahun menggeluti dunia itu tapi masih banyak hal yang harus dipelajari. dengan blog ini saya berharap bisa saling sharing, Blog ini didedikasikan kepada siapa pun yang mencintai ilmu pengetahuan
Powered By Blogger

Jumat, 29 April 2011

PANAS BUMI


Tentang Panas Bumi

Energi Geo (Bumi) thermal (panas) berarti memanfaatkan panas dari dalam bumi. Inti planet kita sangat panas- estimasi saat ini adalah,500°C (9,932° F)- jadi tidak mengherankan jika tiga meter teratas permukaan bumi tetap konstan mendekati 10°C-16°C (50°F-60°F) setiap tahun. Berkat berbagai macam proses geologi, pada beberapa tempat temperatur yang lebih tinggi dapat ditemukan di beberapa tempat.



Menempatkan panas untuk bekerja

Dimana sumber air panas geothermal dekat permukaan, air panas itu dapat langsung dipipakan ke tempat yang membutuhkan panas. Ini adalah salah satu cara geothermal digunakan untuk air panas, menghangatkan rumah, untuk menghangatkan rumah kaca dan bahkan mencairkan salju di jalan.

Bahkan di tempat dimana penyimpanan panas bumi tidak mudah diakses, pompa pemanas tanah dapat membahwa kehangatan ke permukaan dan kedalam gedung. Cara ini bekerja dimana saja karena temparatur di bawah tanah tetap konstan selama tahunan. Sistem yang sama dapat digunakan untuk menghangatkan gedung di musim dingin dan mendinginkan gedung di musim panas.

Pembangkit listrik

Pembangkit Listrik tenaga geothermal menggunakan sumur dengan kedalaman sampai 1.5 KM atau lebih untuk mencapai cadangan panas bumi yang sangat panas. Beberapa pembangkit listrik ini menggunakan panas dari cadangan untuk secara langsung menggerakan turbin. Yang lainnya memompa air panas bertekanan tinggi ke dalam tangki bertekanan rendah. Hal ini menyebabkan "kilatan panas" yang digunakan untuk menjalankan generator turbin. Pembangkit listrik paling baru menggunakan air panas dari tanah untuk memanaskan cairan lain, seperti isobutene, yang dipanaskan pada temperatur rendah yang lebih rendah dari air. Ketika cairan ini menguap dan mengembang, maka cairan ini akan menggerakan turbin generator.

Keuntungan Tenaga Panas Bumi

Pembangkit listrik tenaga Panas Bumi hampir tidak menimpulkan polusi atau emisi gas rumah kaca. Tenaga ini juga tidak berisik dan dapat diandalkan. Pembangkit listik tenaga geothermal menghasilkan listrik sekitar 90%, dibandingkan 65-75 persen pembangkit listrik berbahan bakar fosil.

Sayangnya, bahkan di banyak negara dengan cadangan panas bumi melimpah, sumber energi terbarukan yang telah terbukti ini tidak dimanfaatkan secara besar-besaran.

sumber: greenpiece indonesia

Isu Pemanasan Global

Pemanasan global dan polusi dan pembakaran bahan bakar fosil yang menyebabkan bahwa ada ancaman di seluruh dunia. Selimut ini polusi dunia, perangkap panas dan membuat efek rumah kaca yang mempengaruhi atmosfir bumi. Semua ini berdampak pada persediaan air bersih, kesehatan masyarakat, pertanian, pantai, hutan, dan banyak lagi.

Energi bersih, terbaharukan dan ramah lingkungan



Panas Bumi adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam air panas, uap air, dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem Panas Bumi dan untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan.

Pemanfaatan panas bumi relatif ramah lingkungan, terutama karena tidak memberikan kontribusi gas rumah kaca, sehingga perlu didorong dan dipacu perwujudannya; pemanfaatan panas bumi akan mengurangi ketergantungan terhadap bahan bakar minyak sehingga dapat menghemat cadangan minyak bumi

Potensi energi panas bumi di Indonesia mencakup 40% potensi panas bumi dunia, tersebar di 251 lokasi pada 26 propinsi dengan total potensi energi 27.140 MW atau setara 219 Milyar ekuivalen Barrel minyak. Kapasitas terpasang saat ini 1.194 atau 4% dari seluruh potensi yang ada.

sumber: PERTAMINA GeoThermal Energy



PANAS BUMI DI INDONESIA: PROBLEM SOLVER ATAU PROBLEM MAKER?

Kalau kita membaca judul di atas, terbayang betapa berat beban yang harus ditanggung pihak-pihak yang terkait dengan pengembangan panas bumi. Dari sekian banyak stakeholders pengembangan panas bumi, paling tidak ada 3 pihak utama, yaitu pengembang panas bumi, PLN sebagai pembeli dan pemerintah sebagai regulator.

Mengapa sampai ada pertanyaan di atas? Ini dikarenakan banyak pihak yang berpendapat, yang mengisyaratkan ketidakyakinan, apakah pengembangan panas bumi merupakan langkah yang strategis, tepat, dan ekonomis buat Negara ataukah malah sebaliknya, akan memberikan beban kepada Negara ini. Meskipun pada sisi yang lain, banyak pihak juga yang optimis bahwa panas bumi akan memberikan solusi terhadap kekurangan pasokan listrik nasional. Pertanyaan yang sering diutarakan adalah pada harga beli listrik berapa yang harus ditanggung oleh PLN.

Panas Bumi

Seperti diketahui dari data Pemerintah, bahwa Indonesia memiliki potensi panas bumi sebesar 40% cadangan dunia, yaitu mencapai 27.000 MW. Jumlah yang sangat besar apabila dapat dikembangkan dan dimanfaatkan sebaik-baiknya untuk penyediaan listrik nasional. Sampai sejauh ini, pemanfaatannya hanya sebesar 1.196 MW (4.4%) saja yang berasal dari 7 pembangkit listrik yaitu di Jawa, Sulawesi dan Sumatera Utara. Mengapa baru sebesar itu? Dalam kebijakan energy-mix ditargetkan bahwa pada tahun 2025, Indonesia harus sudah dapat memanfaatkan panas bumi sebagai sumber energi minimum 5% (atau lebih dari 1.350 MW) terhadap konsumsi energi nasional. Berdasarkan milestone-nya, sesuai yang termuat dalam Blue Print Pengelolaan Energi Nasional 2006-2025, diperlukan penambahan lebih dari 5.000 MW Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP) sebelum tahun 2015. Hal ini kemudian tertuang dalam Rencana Proyek Kelistrikan 10.000 MW Tahap Kedua antara tahun 2010-2015.

Panas Bumi di Indonesia

Dari beberapa artikel yang Penulis baca, kebutuhan listrik nasional akan meningkat antara 6-10% per tahun. Dari data PLN Jawa Bali, beban puncak dari Januari sampai dengan April 2010 berkisar antara 14.000-17.000 MW (80% dari beban nasional). Apabila dihitung rata-rata sebesar 16.000 MW, maka kebutuhan listrik nasional saat ini menjadi sekitar 20.000 MW. Rata-rata margin cadangan listrik nasional saat ini adalah 20% sedangkan persentase margin yang ideal diasumsikan sebesar 35%. Dengan mempertimbangkan kehilangan listrik secara nasional rata-rata sebesar 10% (tahun 2009), maka jumlah listrik yang harus tersedia pada kuartal pertama 2010 menjadi sekitar 29.000 MW. Tingkat elektrifikasi nasional sampai dengan Oktober 2009 baru sebesar 64% (masih di bawah 50% untuk Indonesia bagian timur, sedang Jakarta hampir 100%). Target PLN adalah 80% pada tahun 2014, terutama akan tercapai dengan masuknya pengusahaan listrik oleh swasta. Bagaimana kebutuhan listrik nasional sebesar itu dapat terpenuhi? Direktur Utama PT PLN (Persero) sebelum Dahlan Iskan, Fahmi Mochtar pernah mengatakan bahwa ada 4 tantangan utama yang menjadi penghambat percepatan penyediaan energi listrik nasional yaitu keseimbangan antara supply dan demand, tarif dan subsidi, optimalisasi "fuel mix" serta keamanan penyediaan energi primer. Dari situs Berita Indonesia, April 2009, kapasitas pembangkitan pada tahun 2009 adalah sebesar 29.705 MW (Jawa-Bali 22.302 MW dan di luar Jawa-Bali sebesar 7.403 MW). Dari data ini dapat dilihat bahwa margin cadangan listrik yang kita punyai relatif kecil. Inilah salah satu penyebab mengapa masih sering terjadi shortage listrik di Jawa-Bali.



Kamojang

Sejauh mana cadangan energi nasional mampu menjawab tantangan kebutuhan listrik di atas? Menurut dokumen Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, Siaran Pers Nomor 24/HUMAS DESDM/2008 pada bulan April 2008 tentang Membangun Ketahanan Energi Nasional, disebutkan bahwa pada April 2008, cadangan dan produksi energi Indonesia terdiri dari Minyak Bumi dengan sumber daya 56,6 miliar barel, cadangan 8,4 miliar barel, produksi 348 juta barel dan rasio cadangan/produksi 24 tahun. Gas bumi dengan sumber daya 334,5 TSCF, cadangan 165 TSCF, produksi 2,79 TSCF dan rasio cadangan/produksi 59 tahun. Batubara dengan sumber daya 90,5 miliar ton, cadangan 18,7 miliar ton dan produksi 201 juta ton, sedangkan rasio cadangan/produksi 93 tahun. Coal Bed Methane (CBM) dengan sumber daya 453 TSCF. Tenaga air 75,67 GW, panas bumi 27 GW, mikro hydro 0,45 GW, biomass 49,81 GW, tenaga surya 4,8 kWh/m2/day, tenaga angin 9,29 GW dan uranium 3 GW untuk 11 tahun (hanya di Kalan, Kalimantan Barat). Dari cadangan yang tersisa, bahan bakar fosil akan habis dalam waktu yang tidak terlalu lama. Dengan mengandalkan sumber energi dari fosil maka akan ada ketergantungan yang tinggi terhadap harga pasar dan kehilangan kesempatan untuk mendapatkan pendapatan/devisa dari ekspor bahan bahan bakar fosil tersebut karena pemanfaatan di dalam negeri. Panas bumi mempunyai keunikan secara alami yang tidak dipunyai oleh sebagian besar jenis energi yang lain, diantaranya adalah bahwa hasil dari panas bumi tidak dapat di-ekspor, hanya dapat dimanfaatkan di lokasi asal panas bumi tersebut dihasilkan, ramah lingkungan untuk mendukung usaha pemerintah merespon isu global warming, merupakan energi terbarukan, pengusahaannya tidak memerlukan lahan yang luas, tingkat keandalan pembangkit yang tinggi sehingga menjadi dapat alternative base-load dari PLN, bebas dari risiko kenaikan harga bahan bakar fosil, tidak tergantung dari cuaca, dan pada akhirnya dapat menggantikan sebagian dari bahan bakar fosil yang makin habis.

Pengusahaan panas bumi mempunyai keunikan dibandingkan dengan energi yang lain. Produksi dari pengusahaan hulu adalah uap panas yang sebagian besar akan dipakai untuk menggerakkan sudu-sudu pembangkit listrik. Kapasitas dan jenis pembangkit listrik dirancang dengan mempertimbangkan parameter-parameter tertentu; terutama karakteristik uap, cadangan yang tersedia di reservoir, kemampuan produksi uap per sumur, dan kondisi lokasi untuk tempat pembangkit. Hal-hal tersebut akan menentukan besarnya investasi yang akan ditanamkan. Skema pengusahaan dari hulu (produksi uap) ke hilir (produksi listrik) ini dikenal dengan skema total project. Pengusahaan dapat juga mengusahakan produksi uapnya saja, kemudian dijual ke pihak lain seperti yang terjadi di wilayah Gunung Salak, Drajat dan Lahendong. Pada saat ini investor secara umum lebih tertarik dengan skema pengembangan total project. Hal ini dapat dipahami karena dengan skema total project, pengembang dapat menjamin kepastian tidak adanya keterlambatan pemanfaatan produksi uap menjadi listrik. Namun demikian, baik skema parsial maupun total project, pengembang haruslah mendapatkan kepastian bahwa produksi uap dan listriknya dibeli dengan harga yang wajar oleh pembeli, dalam hal ini PLN. Karena PLN adalah pembeli tunggal listrik hasil pengusahaan tersebut, maka wajar apabila sebelum pengembang memutuskan suatu investasi, mulai dari mengikuti lelang wilayah panas bumi, eksplorasi dan eksploitasi, sudah harus diketahui berapa harga listrik yang akan diterima kalau berhasil memproduksi uap dan listrik. Hal ini berbeda dengan pengusahaan batubara dan migas, yang hasil produksinya dapat dijual bebas ke pasar dengan harga pasar. Karena itu dengan adanya beberapa lelang WKP yang melelangkan harga jual listrik sebagai penentu, dapat dikatakan sebagai langkah terobosan Pemerintah untuk mempercepat proses pembangunan pembangkit listrik panas bumi. Penentuan harga beli listrik ini sempat lama ditunggu oleh para pengembang, dan setelah melalui beberapa perubahan peraturan, akhirnya Pemerintah mengeluarkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 32/2009 pada tanggal 4 Desember 2009, yang menetapkan harga patokan tertinggi pembelian tenaga listrik oleh PLN dari pembangkit listrik tenaga panas bumi sebesar 9,70 sen US$/Kwh. Harga ini sama dengan harga beli listrik yang diusulkan oleh API (Asosiasi Panas Bumi Indonesia), namun lebih tinggi dari usulan PLN yaitu sebesar 7,6 sen US$/Kwh. Usulan API dibarengi dengan rekomendasi bahwa project IRR yang menarik untuk pengembang adalah 16%, lebih tinggi dibandingkan dengan usulan PLN sebesar 12%. JICA/BKF-DEPKEU melakukan kajian harga beli listrik panas bumi dan hasilnya adalah sebesar 11,9 sen US$/Kwh. Perbandingan yang lebih lengkap dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Apakah besaran maksimum harga beli di atas memberikan dampak positif sehingga membuat para pengembang tertarik dan segera menanamkan investasi? Dari beberapa kesempatan dan berdasarkan uraian di beberapa media, nampaknya pengembang dapat menerima ceiling price yang dikeluarkan, namun masih menyisakan kebimbangan; diantaranya adalah apakah PLN akan membeli listrik dengan hasil lelang WKP? Bagaimana dengan key terms and conditions dari Electricity Sales Contract-nya (ESC)? PLN dalam banyak kesempatan masih meyakini bahwa harga beli listrik panas bumi seharusnya sama atau lebih rendah dari batubara. Masih menurut studi JICA (West JEC), harga beli listrik batubara berfluktuasi tergantung dari harga pasar batubara. Pada harga pasar tertentu, harga beli listrik dari batubara memang masih lebih rendah dari harga beli listrik panas bumi. Dengan memakai harga listrik panas bumi hasil studi JICA, sepanjang harga pasar batubara tidak lebih dari US$ 135 per ton, maka harga beli listrik batubara masih lebih rendah dari harga beli listrik panas bumi. Hal ini tentu menyisakan pertanyaan apakah harga batubara dapat bertahan di bawah harga tersebut dalam 30 tahun ke depan seiring dengan makin menipisnya cadangannya? Bagaimana dampaknya terhadap ketahanan dan swasembada energi nasional?

Tabel 1: Harga Pembelian PLTP dengan Kapasitas 110 MW (Base Price, sen US$/Kwh)


Tabel 2: Harga Listrik Pembangkit Batubara (PLTU) Hasil Studi JICA (West JEC)


Dengan memperhitungan keunikan panas bumi, JICA (West JEC) menyatakan bahwa totalbiaya pembangkit listrik PLTU (batubara) adalah sen 17,7 sen US$/kwh, lebih mahal sebesar 5,8 sen US$ per kwh dibandingkan dengan panas bumi. Perbedaan ini disebabkan oleh selisih efisiensi pembangkit, kesempatan mendapatkan devisa dari ekspor batubara, selisih pendapatan pajak serta biaya lingkungan yang harus dibebankan untuk pengusahaan batubara.

Apakah harga beli listrik panas bumi sebesar di atas tidak memberikan beban subsisi yang semakin besar ke Negara? Memang, banyak pihak yang mengatakan bahwa sejalan dengan pengembangan panas bumi sebagai sumber tenaga listrik, maka biaya subsidi yang akan ditanggung Negara akan meningkat. Hal ini tidak tepat. Seperti diketahui bahwa BPP (Biaya Pokok Penyediaan) PLN tahun 2009 adalah sebesar US$ 10 sen sedangkan harga tertinggi listrik panas bumi yang ditetapkan adalah US$ 9,7 sen. Sehingga harga beli listrik pada lokasi yang sama (electricity grid) panas bumi secara nasional masih lebih rendah dari BPP. Dengan berjalannya waktu dan dengan terambilnya porsi listrik dari tenaga diesel yang tergantikan oleh sumber panas bumi misalnya, maka BPP tentu akan turun sehingga harga beli listrik panas bumi tidak lagi lebih rendah dari BPP.

Dari semua uraian di atas, Penulis berpendapat bahwa pengusahaan tenaga listrik dari panas bumi merupakan salah satu solusi yang tepat; terutama untuk menambah tingkat elektrifikasi nasional, meningkatkan ketahanan Negara dan swasembada di bidang listrik karena pemanfaatan sumberdaya lokal yang secara karakteristik harus dimanfaatkan di tempat (non-exportable), mendukung penuh upaya Negara dalam menurunkan efek global warming, dan di atas semua itu, pemanfaatan sumberdaya panas bumi, secara integral, tidak memberikan beban subsidi yang lebih besar kepada Negara. Salah satu kunci sukses percepatan pengembangan sumberdaya panas bumi adalah response yang cepat dari PLN dalam pencapaian kesepakatan dengan para pengembang PLTP, baik dari sisi harga beli listrik maupun dalam kesepakatan ketentuan-ketentuan dan kondisi-kondisi yang penting dalam kontrak pembelian listrik. Dan pada akhirnya, kelengkapan dan ketersediaan peraturan-peraturan pendukung secara cepat dan akurat tentu sangat diperlukan oleh PLN dan para pengembang untuk bersama-sama memajukan bangsa dan Negara ini.

Rabu, 27 April 2011

Jarak Aman Minimum Phasa-Phasa dan Ph-Gnd pada Tegangan Tinggi


Seringkali saya mendapat pertanyaan tentang berapa sih jarak standar Phasa ke Phasa dan Phasa ke Tanah dalam instalasi tegangan tinggi?
Menanggapi pertanyaan tersebut, saya akan sedikit memaparkan aturan-aturan umum yang tercantum dalam IEC60076-3 Second Edition publikasi 2000-03 tentang Insulation Level.
image

Clearance Phase - Earth

Jarak aman antara phasa ke tanah umumnya ditentukan oleh rating/nominal tegangan impulse withstand yang tertera pada peralatan/sistem. Kemudian untuk menentukan jarak minimum yang diperbolehkan sesuai ketentuan IEC dapat ditarik garis ke dalam grafik dibawah ini:image
image

Clearance Phase - Phase

Apabila jarak Phasa ke Tanah ditentukan oleh grafik diatas, maka untuk jarak Phasa ke Phasa ditentukan oleh grafik dibawah berdasarkan nilai nominal tegangan switching impulse yang tertera pada peralatan/sistem.
image
Clearance berdasar pada nilai nominal Lightning Impulse Voltage peralatan
image

Detail publikasi Standar IEC * IEC60076-3 SE 2000-03 * dapat anda download dan baca lebih lanjut dalam format PDF dibawah ini:

Metode Pemilihan Breaking Capacity LV Breaker (IEC 947-2)


Pokok Bahasan:
Di dalam artikel ini hanya akan membahas mengenai metode pemilihan Circuit Breaker (CB) berdasarkan Breaking Capacity (Kapasitas Pemutusan) dan parameter terkait saja.

A1. Kriteria Dasar Pemilihan Circuit Breaker

imageUntuk menentukan tipe Circuit Breaker yang akan di pasang di dalam sebuah titik instalasi listrik, kita wajib mengetahui dua parameter utama yang mendasar yaitu:
  1. Arus beban (load current) IB;
  2. Nilai arus hubung singkat tiga fasa (three-phase short-circuit) atau dikenal dengan istilah Prospective ISC pada posisi asal mula instalasi pengawatan.
Circuit Breaker terpilih akan selalu membandingkan arus setting Ir dengan arus beban IB, serta breaking capacity-nya ICU dengan prospective ISC (lihat gb. dibawah). Ini adalah aturan dasar yang terdapat pada standar instalasi Circuit Breaker dan kemungkinan tidak akan berubah atau diamandum ulang.
gb. 1 Parameter dasar yang mengatur pemilihan outgoing circuit breaker

A2. Penggunaan Service Breaking Capacity ISC

Di dalam IEC 947-2 telah didefinisikan karakteristik Service Breaking Capacity yang baru, ICS, yang mana menggambarkan kemampuan dari peralatan (CB) untuk kembali beroperasi secara normal setelah short-circuit breaking (pemutusan arus hubung-singkat) pada nilai tertentu yang mungkin terjadi.
Meskipun disana tidak ada aturan dalam standar instalasi (IEC 364 atau NF C 15-100) yang sesuai pada kegunaan dari nilai ICS, disarankan untuk memilih peralatan yang memiliki nilai service breaking capacity ICS≥ nilai kemungkinan hubung singkat ISC. Hal ini cukup penting dan jauh lebih bijak dalam rangka untuk meyakinkan kelangsungan kerja serta kehandalan sistem yang lebih optimal.
A2.a. Circuit Breaker yang diinstal dekat dengan power suplai.
A2.b. Circuit Breaker dengan rating lebih rendah pada instalasi yang jauh dengan power suplai.

A3. Definisi dan Simbol

Berikut adalah definisi dan simbol dasar Circuit Breaker yang wajib diketahui,
Definisi terkait dengan tegangan:
  • Ue: rated service voltage.
  • Ui: rated insulation voltage (> Ue max.).
  • Uimp: rated impulse withstand voltage.
Definisi terkait dengan arus:
  • IB: circuit operational current, as in NF C 15-100, paragraph 433-2.
  • Icm: rated short-circuit making capacity.
  • Ics: rated service breaking capacity (normally expressed as a % of Icu).
  • Icu: rated ultimate short-circuit breaking capacity (expressed in kA).
  • Icw: rated short-time withstand current.
  • IDn: rated residual operating current (often called residual sensitivity).
  • In: rated current = maximum value of current used for the temperature rise tests (e.g. for a Compact NS250 circuit breaker: In = 250 A).
  • Is: discriminating current limit.
  • Isc: short-circuit current at a given point in the installation.

A4. Contoh Perhitungan Kemungkinan Arus Hubung Singkat

1/ Downstream of a circuit breaker installed in 
a main LV board (simak gb. dibawah)
Downstream of a circuit breaker installed in

Calculation of maximum prospective Isc
(Three-phase short-circuit at circuit breaker installation point)
Calculation of the most probable Isc
(Phase/earth short-circuit with an arc in the main LVboard)
Lineside impedance
clip_image002_thumb3
clip_image002_thumb4

Transformer impedance
clip_image005_thumb
clip_image007_thumb1


*: For a transformer with delta/zig-zag connection, direct impedance Zd and negative phase-sequence impedance Zi are equal: zero-sequence impedance equals 0.4 Zd.
Impedance of transformer - main LVboard connection
cable
+
Busbar impedance (»5 m)
clip_image009_thumb1
clip_image011_thumb1 
(PE cross-section = ½ cross-section of phases)

clip_image013_thumb1
clip_image015_thumb3

(the arc is taken into account by factor 0.8)
Conclusion:
As probable Isc is very close to prospective Isc, it is advisable to choose a device whose Ics is equal to 100% Icu, e.g. a Merlin Gerin NS160N circuit breaker.
2/ Downstream of a circuit breaker installed 
in the subdistribution switchboard
Downstream of a circuit breaker installed

Calculation of the probable Isc
(Two-phase short-circuit with an arc at least 3 m from the switchboard)
Lineside impedance
clip_image002_thumb5

Cable impedance
clip_image004_thumb3

Connection impedance
clip_image006_thumb3

Total impedance per phase
clip_image008_thumb3

(the arc is taken into account by the factor 0.8)
Conclusion:
The probable Isc is less than 50% of prospective Isc (18 kA). It is thus usual to choose a device with an Ics equal to 50% of Icu, for example a Merlin Gerin C60L circuit breaker.
Thx for reading…