## ANALISA & OPTIMALISASI KOORDINASI RELLAY PROTEKSI SISTEM 6 KV AUXILLIARY PLTU BANTEN 3 LONTAR
Badaruddin, Ade Priyanto
Program Studi Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Mercu Buana Jalan Meruya Selatan, Kembangan, Jakarta 11650 Email: bsulle@gmail.com, ade.pamungkaz@gmail.com
Abstrak -- Keandalan unit sistem tenaga adalah hal mutlak yang harus dimiliki oleh pembangkit listrik. Pada tanggal 20 Juli 2014 dan Mei 20 2015 keandalan sistem terganggu oleh perjalanan pada unit 1 karena  arus  pendek  mulai  motor  Belt  Conveyor  01  dalam  kondisi  landasan  dekat.  Produksi  listrik hilang  dalam  jangka  waktu  tertentu  dan  peningkatan  biaya  karena  untuk  memulai  lagi  unit.  Oleh karena  itu,  studi  untuk  menentukan  penyebab  unit  perjalanan  dibutuhkan.  Untuk  menganalisis kesesuaian  koordinasi  perhitungan  pengaturan  perlindungan  relay  dan  simulasi  diperlukan komprehensif dan akurat sesuai kondisi riil di lapangan. Penulis menggunakan software ETAP 12,60 untuk mendapatkan nilai arus gangguan dan mensimulasikan kinerja perlindungan dalam sistem. Dari hasil  penelitian  diperoleh  kesimpulan  bahwa  penyebab  perjalanan,  relay  pengaturan  koordinasi ketidaksesuaian  antara  peralatan.  Berdasarkan  hasil  studi  yang  dilakukan  dengan  Program  12,60 ETAP  dan  perhitungan  gradasi  waktu  koordinasi,  nilai  yang  diperoleh  dari  pengaturan  dapat direkomendasikan  untuk  diterapkan  ke  pengaturan  relay,  untuk  meminimalkan  risiko  unit  perjalanan karena arus pendek dan mendapatkan nilai konfigurasi yang perlindungan lebih selektif.
Keywords : arus pendek, konfigurasi dan koordinasi relay, motor management relay
Abstract --  The  reliability  of  the  power  system  unit  is  an  absolute  thing  that  must  be  possessed  by power plants. On July 20th 2014 and Mei 20th 2015 the reliability of the system is compromised by the trip on unit 1 due to short circuit due to start the motor Belt Conveyor 01 in conditions close grounding. Electricity production is lost in a given period of time and increased costs due to start up again the unit. Therefore, a study to determine the  cause of the trip  unit is  needed. To analyze the suitability of the coordination  of  relay  protection  setting  calculations  and  simulations  required  a  comprehensive  and accurately match real conditions in the field. The authors use ETAP software 12.60 to get the value of the  fault  current,  and  simulate  the  performance  of  protection  in  the  system.  From  the  results  of  the study  obtained  conclusions  about  the  cause  of  the  trip,  the  relay  setting  coordination  mismatch between  equipment.  Based  on  the  results  of  studies  conducted  with  12.60  ETAP  program  and coordination time grading calculation, the obtained values of settings that can be recommended to be applied  to  the  relay  settings,  in  order  to  minimize  the  risk  of  trip  unit  due  to  short  circuit  and  get  a configuration value that is more selective protection.
Keywords : short circuit, relay coordination configuration, motor management relay.

## 1. PENDAHULUAN
Pada  sistem  jaringan  distribusi  tenaga listrik  diperlukan  suatu  proteksi  yang  dapat menjamin  keamanan  sistem  kelistrikan  yang terpasang  dari adanya gangguan.  Sistem ptoteksi  yang  cepat,  handal,  selektif  dan ekonomis  merupakan syarat dalam suatu kelistrikan  pembangkit  yang  mutlak  diperlukan. Kehandalan  suatu  sistem  proteksi  adalah  hal yang  sangat  utama,  untuk  menjamin  keamanan peralatan  saat  terjadi  gangguan,  dan  diharapkan mampu  melokalisir  daerah  gangguan,  sehingga tidak  mengganggu  peralatan  lain  yang  tidak mengalami gangguan (Kiswondo, 2014).
PLTU  Banten  3  Lontar  adalah  salah  satu proyek baru di pembangkitan sektor Lontar, yang diharapkan  mampu  menambah  daya  terpasang
pada  sistem  kelistrikan  interkoneksi  Jawa  Bali. Dalam pengoperasiannya PLTU Banten 3 Lontar mengalami beberapa kali masalah, salah satunya adalah  gangguan  short  circuit  pada  sistem  6  kV yang  mengakibatkan  beberapa  kali  unit  trip (Luthfi, 2011).
Berdasarkan  gangguan  tersebut  diketahui adanya  beberapa  setting  relay  yang  kurang optimal,  dan  sebenarnya  tidak  perlu  terjadi  jika setting  koordinasi  antar  relay  bekerja  dengan baik dan selektif.
Untuk  menganalisa  seberapa  besar  arus gangguan yang mungkin terjadi pada sistem saat terjadinya  gangguan,  maka  diperlukan  suatu analisa  short  circuit  dan  resetting  proteksi peralatan.  Namun,  perhitungan  secara  manual sangat  rumit,  dikarenakan  sistem  yang  sangat
besar dan kompleks, sehingga digunlah program ETAP 12.6 ( Electrical Transient Analysis Program ) yang mampu menghitung dan mensimulasikan  arus  gangguan  yang  terjadi dalam  sistem,  dan    digunakan  untuk  mengatur dan mengoptimalkan koordinasi relai pada sistem 6kv  auxiliary  PLTU  banten  3  lontar  untuk mendapatkan  proteksi  yang  cepat,  handal, selective serta ekonomis.

## 2. DASAR TEORI
Proteksi  terhadap  tenaga  Iistrik  ialah sistem  pengamanan  yang  diIakukan  ternadap peralatan-peralatan  listrik,  yang  terpasang  pada sistem tenaga Iistrik tersebut. Misalnya generator,  transformator,  jaringan  transmisi  / distribusi  dan  lain-lain  terhadap  kondisi  operasi abnormal  dari  sistem  itu  sendiri.  Kondisi abnormal  tersebut  antara  lain  dapat  berupa: hubung  singkat,  tegangan  lebih/kurang,  beban Iebih, dan frekuensi sistem turun/naik
Adapun beberapa fungsi dari sistem proteksi adalah  untuk  menghindari  atau  mengurangi kerusakan peralatan Iistrik akibat adanya gangguan  (kondisi  abnormal).  Semakin  cepat reaksi  perangkat proteksi  yang  digunakan,  maka semakin sedikitlah  pengaruh gangguan terhadap kemungkinan  kerus  alat.  Selaian  itu,  juga  untuk mempercepat melokaliser luas/zone daerah yang terganggu,  sehingga  daerah  yang  terganggu menjadi  sekeciI  mungkin.  Juga,  untuk  dapat memberikan  pelayanan  Iistrik  dengan  keandalan yang  tinggi  kepada  konsumen,  dan  juga  mutu listriknya  baik,  serta  untuk  mengamankan manusia  (terutama)  terhadap  bahaya  yang ditimbulkan oleh Iistrik.

## Proteksi Arus Lebih
Saluran  dilindungi  oleh  relai  arus  lebih, relai  jarak  dan  relai  pilot,  tergantung  pada persyaratan. Relay arus lebih adalah sederhana, murah dan bekerjanya lebih cepat.  Proteksi arus lebih sangat berbeda dari  perlindungan terhadap beban  lebih,  yang  biasanya  menggunakan  relay beroperasi  dalam  waktu  yang  terkait  di  tingkat tertentu  dengan  kemampuan  termal  perangkat yang  dilindungi.  Sedangkan  proteksi  arus  lebih diarahkan sepenuhnya pada proses pembersihan gangguan,  bahkan  dengan  pengaturan  biasanya mengadopsi  beberapa  derajat  arus  beban  lebih yang  dicapai.  Oleh  karena  itu,  arus  beban maksimum  harus  diketahui  untuk  menentukan rasio  minimum  saat  ini  untuk  beban  maksimum cukup tinggi untuk mengaktifkan relay arus lebih. Relay  arus  lebih  banyak  digunakan  untuk mengamankan  peralatan  terhadap  gangguan hubung  singkat  antar  fase,  hubung  singkat  satu fase  ke  tanah  dan  dapat  digunakan  sebagai
pengaman beban  lebih. Juga digunakan sebagai pengaman  utama  pada  jaringan  distribusi  dan sub-transmisi  sistem  radial.  Sebagai  pengaman cadangan  generator,  transformator  daya  dan saluran transmisi.

## Jenis Karakteristik Relay Arus lebih
Relay  arus  lebih  seketika  ( moment- instantaneous ), diperlihatkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Karakteistik Relay Arus Lebih
Bila  arus  baban  naik  melebihi  harga  yang diijinkan,  maka  harga  Ir  juga  naik.  Bila  naiknya arus  melebihi  harga  operasi  dari  relai  ( setting arus ),  maka  relay  bekerja  yang  ditandai  dengan alarm  yang  berbunyi  dan  TC  melepas  engkol sehingga  PMT  membuka.  Jangka  waktu  kerja relay  sangat  singkat  yakni  sekitar  20  ÷100  mili detik. Dimana (Alstom, 2011):
P : Pegas R : Relay CT : Current transformator TC : Triping Coil A : Alarm
Relay  Arus  Lebih  Waktu  Tertentu  ( Definite Time )
Jenis  relay  ini  jangka  waktu  relay  mulai pick-up  sampai  selesainya  kerja  relay  dilengkapi dengan  relay  kelambatan  waktu  ( time  lag  relay ). Selain itu, kerja relay tergantung pada penyetelan  /  setting  relay  kelambatan  waktu. Gambar  rangkaian  dan  karateristiknya  dapat ditunjukkan pada Gambar 2.
Gambar 2. Karakteristik OCR tipe definite time

## Relay Arus Lebih Invers
Relay arus lebih dengan karateristik waktu- arus  berbending  terbalik  adalah  jenis  relay  arus lebih  dimana  waktu  relay  mulai  pick-up  sampai dengan  selesainya  kerja  relay  tergantung  dari besarnya arus yang melewati kumparan relaynya,  maksudnya  relay  tersebut  mempunyai sifat  terbalik  untuk  nilai  arus  dan  waktu bekerjanya.

## Relay Arus Lebih Invers
Relay arus lebih dengan karateristik waktu- arus  berbending  terbalik  adalah  jenis  relay  arus lebih  dimana  waktu  relay  mulai  pick-up  sampai dengan  selesainya.  Kerja  relay  tergantung  dari besarnya arus yang melewati kumparan relaynya,  maksudnya  relay  tersebut  mempunyai sifat  terbalik  untuk  nilai  arus  dan  waktu bekerjanya.  Karakteristik  relay  arus  lebih  invers diperihatkan pada Gambar3.
Kurva  karakteristik  Relay  Arus  Lebih Standard  /  Normal  Invers  (SI)  adalah  sebagai berikut (Budiman, 2014) (Wisconsin, 1992):
(1) Very invers (VI) (2) Extremely Invers (EI) (3) Long Time Invers (LTI) (4) Dimana:
tms = setting waktu untuk rele beroperasi I = setting arus untuk rele beroperasi t = waktu sebenarnya relay beroperasi
Secara  umum,  relay  arus  lebih  digunakan untuk  melindungi  saluran  subtransmissi  dan saluran distribusi radial, karena kesalahan dalam saluran  tersebut  biasanya  tidak  mempengaruhi stabilitas  sistem.  Karenanya,  jangan  menggun berkecepatan tinggi. Kadang-kadang, over current  digunakan  pada  jaringan  transmisi  untuk perlindungan utama.
Gambar 3. Karakterestik Invers 1
Namun, dengan meningkatnya permintaan untuk  mempercepat  penormalan  kesalahan, perlindungan  terhadap  jarak  untuk  kesalahan tanah  utama  dan  cadangan  perlindungan  jalur transmisi perlahan-lahan menggantikan menyampaikan  arus  lebih.  Meskipun  penerapan arus  lebih  menyampaikan  rangkaian  radial  relatif sederhana,  aplikasi  yang  di  loop  dan  /  atau rangkaian  yang  saling  berhubungan  menjadi paling  sulit,  membutuhkan  penyesuaian  karena perubahan sistem konfigurasi.
Selanjutnya,  relay  arus  lebih  tidak  bisa membedakan  arah  arus  gangguan,  dan  karena itu, ketika digunakan untuk perlindungan gangguan, maka hanya berlaku ketika kesalahan minimum.
Dalam metode tingkatan  waktu, ini dicapai dengan bantuan relay  yang memiliki karakteristik waktu inverse-relay arus lebih. Dengan karakteristik  ini,  waktu  operasi  berbanding terbalik  dengan  tingkat  kesalahan  arus  dan karakteristik sebenarnya adalah fungsi dari waktu dan pengaturan saat estafet.
Gambar 4 menunjukkan beberapa kekhasan karakteristik relay inverse. Oleh karena itu,  ada  pengaturan  adjustable  dasar  tentang semua  relay  inverse-waktu:  pengaturan  (CTSS) dan pengaturan waktu dial (TDSS).
Oleh  karena  itu,  sekarang  ditentukan dengan  menyesuaikan  CTSS.  Perhatikan  bahwa pickup  arus  kontak  saat  ini  yang  menyebabkan relay beroperasi dan menutup. Untuk menentukan  pengaturan  CDS,  arus  maksimum kesalahan  yang  dapat  mengalir  pada  setiap lokasi  relay  pada  sistem  yang  diberikan  harus dihitung.
Gambar 4. Karakterestik Invers 2
Sebuah  kesalahan  tiga-tahap  di  bawah generasi  maksimum  menyebabkan  kesalahan maksimum  saat  ini  dan  kesalahan  fasa  ke  fasa, sedangkan di bawah generasi minimum menyebabkan kesalahan  minimum saat ini. Jadi, relay  harus  merespon  arus  kesalahan  antara kedua  nilai  ekstrem.  Pada  sistem  radial, pengaturan  CDS  terendah  harus  di  terjauh  dan. Pengaturan yang meningkat untuk relay berurutan menuju sumber. Seperti dikat sebelumnya,  posisi  ulang  kontak  yang  bergerak dari  relay  inverse-waktu  adalah  waktu  dial.  Ini perubahan  waktu  operasi  dari  relay  untuk pengaturan kerja diberikan dan besarnya saat ini.
Untuk memiliki koordinasi yang baik antara berbagai  relay  pada  sebuah  sistem  radial,  relay terjauh dari sumber harus diatur untuk beroperasi dalam waktu minimum yang mungkin. Pengaturan  waktu  meningkat  secara  berurutan menuju  sumber.  Untuk  relay  arus  lebih  waktu invers,  maka  pengaturan  waktu  ditentukan berdasarkan gangguan maksimum saat ini, maka secara  otomatis  memiliki  diskriminasi  yang  lebih besar  atas  kesalahan  minimum,  fakta  bahwa kurva  karakteristik  invers  di  daerah  yang  lebih rendah.
Selang  waktu  yang  diperlukan  antara  dua relay  berdekatan  disebut  penundaan  waktu koordinasi  (CDT).  Ini  adalah  interval  minimum yang  didasarkan  pada  permintaan  relay  dan pemutus sirkuitnya, adalah secara umum menggun CDT standart yaitu sebesar 0.4 s. Nilai ini  bergantung  pada  jenis  relay  dan  sirkuit pemutusnya.
Beberapa hal dalam pertimbangan pengambilan  waktu  tunda  antara  relay  adalah sebagai berikut:
a.  Kesalahan waktu sekarang dari pemutus arus (ini  adalah  sekitar  0.1  s  atau  enam  siklus untuk CB melepas),
b.  Overtravel  dari  relay  (ketika  relay  ini  di energizes,  operasi  dapat  melanjutkan  untuk sedikit  lebih  lama  sampai  energi  yang tersimpan telah hilang),
c.  Kesalahan  akibat  relay  dan  toleransi  CT (menyebabkan  keberangkatan  operasi  relay aktual  dari  karakteristik  dipublikasikan)  dan diperkenalkan  oleh  aproksimasi  kesalahan perhitungan, dan d.  Beberapa penyisihan tambahan (keselamatan margin)  yang  diperlukan  untuk  memastikan bahwa kesenjangan kontak tetap memuaskan.  Jumlah  faktor  2-4  disebut margin  error  dan  biasanya  diberikan  sebagai 0.3 s.
Gambar 5. Penerapan OCR untuk jaringan radial
Gambar  5  menunjukkan  penerapan  relay arus  lebih  waktu  untuk  serangkaian  garis  radial. Ini  ilustrasi  bagaimana  koordinasi  waktu  dicapai antara  relay  arus  lebih  waktu  invers  pada  setiap lokasi  CB.  Sebuah  garis  vertikal  ditarik  melalui lokasi  gangguan  diasumsikan  memotong  kurva waktu pengoperasian berbagai relay dan dengan demikian  menunjukkan  waktu  di  mana  masing- masing  relay  beroperasi  jika  kesalahan  terus mengalir  untuk  waktu  yang  panjang.  Untuk kesalahan  yang  ditampilkan,  relay  pemutus tersandung B1 Beroperasi cepat pada waktu T 1, diikuti  oleh  relay  mengendalikan  B2  dan  B3 sehingga  B1  beroperasi  sebelum  B2  dan  B2 sebelum B3.
Oleh  karena  itu,  waktu  pengoperasian  T  2 dari  relay  pada  bus  2  dapat  diekspresikan sebagai:
T2 = T 1 + CDT (5)
Dimana,
CDT  =  (waktu  pengoperasian  pemutus  B1)  + (margin error).
Persamaan, T waktu pengoperasian 3 dari relay pada bus 3 dapat dinyat sebagai T3 = T2 + CDT.

## 3. KRONOLOGI & DAMPAK GANGGUAN Pendahuluan
PLTU  Banten  3  Lontar  memiliki  sistem kelistrikan  auxiliary  untuk  memenuhi  kebutuhan kelistrikan  di  sistem  pembangit  itu  sendiri  yang disebut  PS  (pemakaian  sendiri).  Dalam  studi  ini menjelaskan  data  sistem  dan  analisa  sistem koordinasi  proteksi  over  current  relay  pada sistem  kelistrikan  PLTU  Banten  3  Lontar. Dikarenakan  setelah  beroperasi  selama  3  tahun ternyata  ditemukan  beberapa  abnormal  /  kurang selektifnya beberapa breaker dalam menghadapi gangguan.
Gangguan  Short  Circuit  pada  Belt  Conveyor 01
Pada  tanggal  20  Juli  2014  diad  test running  pada  motor  BC  01.  Tetapi  pada  saat memasukkan sumber tegangan melalui breaker 6 kV  di  station  section  room,  terjadi  short  circuit pada  breaker,  berdampak  pada  tripnya  unit  1 dikaren  tegangan  bus  6  kV  yang  melalui  sisi incoming UAT hilang serta terjadi kegagalan HBT dalam membackup tegangan.
Beban-beban  sisi  B  dalam  Unit  section  1 tidak  mendapat  supply  tegangan  sehingga  tidak dapat  bekerja  yang  mengakibatkan  unit  trip.  Hal ini  menandakan  kurang  selektifnya  sistem koordinasi proteksi dalam menghadapi gangguan hubung singkat.

## Gangguan  Short  Circuit  pada  Belt  Conveyor #6 HYD
Pada  tanggal  20  Mei  2015  terjadi  kembali trip unit #2 dari overcurrent LV Branch B UAT #2. Setelah  diusut  penyebab  terjadinya  overcurrent pada sisi LV B UAT adalah masih tergroundingnya  breaker  6  kV  motor  belt conveyor  HYD.  Hal  ini  diperkuat  dengan  adanya idikasi  closed  pada  indicator  earting  switch. Namun  sesaat  setelah  trip  unit  trafo  SST langsung  dapat memback up  beban  beban  yang kehilangan  power  dari  tripnya  LV  UAT  B, dikarenakan  breaker  belt  conveyor  #6  HYD sudah  trip  dari  under  frekuensi.  Dengan ditandainya  drop  voltage  pada  jaringan  150kV yang  saat  itu  ganya  berada  pada  level  124  kV setelah  unit  trip.  Dengan  adanya  kejadian  yang kedua inilah maka, sudah sangat perlu dilakukan re-setting  relay  pada  proteksi  trafo  UAT  yang terdapat pada Generator Protection Nari Relay.
Data  sistem  6  KV  auxiliary  PLTU  Banten  3 Lontar
Berdasarkan data peralatan sistem kelistrikan  yang  terpasang  di  PLTU  Banten  3 Lontar,  maka  dilakukan  studi  untuk  menentukan setting  yang  tepat  yang    diterapkan  pada
kordinasi  sistem  proteksi  PLTU  Banten  3  Lontar guna  meningkatkan  selektifitas  sistem  proteksi dalam menghadapi gangguan.
Gambar 6. Single Line Diagram Etap PTLU Banten 3 Lontar
Berdasarkan  data  peralatan  maka  dapat dilakukan studi perhitungan arus short sirkuit saat gangguan dengan menggunakan software ETAP 12.6  dan  hasil  perhitungan  program  digunakan untuk  menganalisis  koordinasi  sistem  dan menentukan setting proteksi yang lebih optimal.

## Sumber Data
Data  Peralatan  yang  dimasukkan  pada program ETAP diambil langsung pada single line diagram. Serta nilai arus pada  lump load diambil dengan  cara  mencatat  di  lapangan  saat  unit beroperasi full load pada beban 315MW.
Nilai  X/R  power  grid  Teluk  Naga  dan  New Tangerang  diambil  dari  data  yang  diberikan  dari Dispatcher P3B. Beberapa data yang seperti tipe relay  proteksi  yangn  tdak  terdapat  pada  library ETAP  12.6  dipilih  relay  pada  library  yang  sesuai dengan kondisi aktual relay yang terpasang pada peralatan PLTU Banten 3 Lontar.

## 4. OPTIMASI DAN PENGUKURAN
Analisa  Pehitungan  Short  Circuit  pada  Bus  6 KV Station Section B
Kejadian  hubungan  singkat  ( short  circuit ) pada  suatu  jaringan  listrik  dapat  menyebabkan arus  sangat  tinggi  yang  mengalir  ke  lokasi gangguan.  Besarnya  arus  hubungan  singkat ( short  circuit )  itu  tergantung  pada  impedansi sistem dalam kondisi terhubung singkat tersebut. Untuk mengetahui besarnya arus gangguan yang terjadi  pada  saat  short  circuit,  diperlukan  data data sebagai berikut.
a.  Single line diagram sistem b.  Rating / name plate masing masing peralatan c.  Beban
d.  Nilai  persen  impedansi  transformator  & generator
e.  Nilai X/R
Setelah  seluruh  data  dan  dokumen  telah lengkap,  perhitungan  arus  hubung  singkat  dapat dilakukan  dengan  metode  standart  IEC60909 (2001-2002) short  circuit  current  in  three  phase AC system menggunaka software ETAP 12.6
Tabel 1. Data Proteksi Awal
Peralatan CT rasio (A) Pick Up (A) Delay (s) UAT HVS 2000/5 3.8 1.5 s UAT LV Branch B 3000/5 15.12 0.5 s Outgoing from US to SS 2500/5 10.36 0.6 s Incoming to SS from US 2500/5 10.36 0.6 s Motor BC 01A&01B 100/5 9.89 0 s
Simulasi  Terjadinya  Short  Circuit pada Program ETAP 12.6 Untuk
mengetahui besarnya arus gangguan  perlu  digambarkan  single  diagram keseluruhan  system,  terutama  dimulai  dari  titik gagguan  menuju  ke  sumber  tegangan.  Hal  ini dikarenakan  perhitungan  arus  gangguan  dimulai dari  titik  gangguan  menuju  ke  sumber  tegangan. Bukan  sebaliknya,  maka  diperlukan  data  data yang  cukup  agar  simulasi  ini  mendekati  arus gangguan yang sesungguhnya.
Gambar 7. Daerah Yang Menyumbangkan Arus Short Circuit
Seperti terlihat pada hasil simulasi pada program ETAP,  arus  shrot  circuit  yang  menuju  titik gangguan  adalah  sebesar  27.86  kA.  Arus  ini adalah  arus  urutan  positif  dihitung  dari  sumber tegangan ke arah gangguan.

## Kajian Khusus pada Daerah Gangguan
Untuk  mempermudah  analisa  gangguan dan  koordinasi  relay  pada  sistem,  maka  hanya ditampilkan  beberapa  breaker  yang  terkait dengan  koordinasi  relay.  Gambar  8  adalah skema  daerah  proteksi  dari  downstream  yaitu motor  sampai  upstream  yaitu  sisi  high  voltage trafo UAT.
Gambar 8. Skema Daerah Proteksi
Terlihat  dari  hasi  simulasi  ETAP  setelah semua parameter dimasukkan dan diberikan fault pada  bus  station  section,  dan  sesuai  actual. Simulasi  ini  menghasilkan  trip  sequents  report yaitu trip pada breaker LV Branch UAT B ditandai dengan  angka  1  pada  gambar.  Breaker  ini  trip dan mengakibatkan trip unit pada tanggal 20 Juli 2014.
Setelah  itu  dilihat  lagi  berapa  arus  yang terjadi  di  saat  gangguan  short  circuit  sub transient  4  cycle  pertama  pada  masing  masing bus, melalui simulasi.
Gambar 9. Urutan Trip sebelum Analisa
Tabel 2. Arus Kontribusi Peralatan Saat Short
Circuit Bus Isc (kA) Bus Grid  HVS GT 150kV 0.514 Generator Transformer 3,86 Generator 3,37 Grid + GT + Generator 7,23 Trafo UAT LV Branch B 21,61 Bus Station Section 28,11

## Kajian Time Grading Saat Gangguan
Untuk  menganalisa  setting  time  pada  saat gangguan,  apakah  sudah  tepat,  maka  perlu digambarkan  secara  simple  skema  koordinasi proteksi pada sistem yang mengalami gangguan.
Gambar 10. Skema Time Grading Daerah Station Section
Terlihat  bahwa  relay  yang  paling  cepat adalah  relay  HVS  UAT  dengan  time  delay  0.5  s. Hal  inilah  yang  menyebabkan  relay  UAT  LV branch  B  merasakan  gangguan  paling  pertama dan menyebabkan trip nya incoming 6 KV section yang berpengaruh pada trip nya unit pembangkit jika  terjadi  short  circuit  pada  sisi  unit  station section.  Sedangkan  seharusya  pada  studi  kasus semacam  ini  diharapkan  sistem  tidak  trip,  dan proteksi harus mampu melokalisir arus gangguan secara  selektif  hanya  pada  eralatan  yang mengalami gangguan.
Maka  dari  itu  hasil  dari  analisa  ini  adalah rekomendasi  perubahan  nilai  time  delay  setiap proteksi  yang  harus  diubah  agar  tercapai selektifitas saat menhalami gangguan.
Berikut  adalah  analisa  rekomendasi  re- setting  time  delay  pada  masing  masing  proteksi yang berhubungan.
1.    Relay motor BC 01A
Setting proteksi awal Instant_OCR(50) = 9,89 A t_delay(OCR) = 0 s Rasio CT = 100/5 A
Rekomendasi I pick up = 9.89 A (tetap) Rekomendasi  Time  delay  t_delay_OCR  atau disebut (T1)
Untuk menentukan time delay (T1) dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (4) adalah: T1 = 0 s
Dengan  pertimbangan  agar  motor  secepatnya trip  bila  relay  meras  gangguan  sesuai  setting proteksi awal.
Sehingga rekomendasi akhir setting I  = 9.89 A  0 s CT rasio 100/5 A
2.    Relay incoming station section
Setting proteksi awal
Instant_OCR(50) = 10.36 A t_delay(OCR) = 0.6 s Rasio CT
= 2500/5 A
Rekomendasi I pick up = 10.36A (tetap) Rekomendasi  Tiime  delay  t_delay(OCR)  atau disebut (T2)
Untuk menentukan time delay (T2) dapat dihitung dengan menggun persamaan (4) adalah: T2 = T1 + CDT
T2 = 0 + 0.3 = 0.3 s Dimana CDT (time grading) = (waktu pengoperasian pemutus / CB) + (margin error)
3.        Relay  Outgoing  Unit  section  to  Station Section Setting proteksi awal Instant_OCR(50) = 10.36 A t_delay(OCR) = 0.6 s Rasio CT = 2500/5 A Rekomendasi I pick up = 10.36A (tetap)
Rekomendasi  Tiime  delay  t_delay(OCR)  atau disebut (T3)
Untuk menentukan time delay (T3) dapat dihitung dengan menggun persamaan (4) adalah T3 = T2 + 0.1s T3 = 0.3 + 0.1 = 0.4s
Dengan  pertimbangan  untuk  menghindari setting  time  delay  yang  terlalu  lama  pada  seting berikutnya.  Setting  T2  dan  T3  diberikan  selisih 0.1s  dengan  harapan  breaker  tidak  sampai bekerja  bersamaan,  karena  setting  delay  time dibawah  nilai  CDT.  Sebenarnya  breaker  masih berpotensi untuk trip bersamaan dengan breaker Incoming  station  section.  Namun  ini  dipilih  demi alasan  keamanan  pealatan  dan  masih  dapat dipertimbangkan secara relevan.
4.    Relay ST Br1 & Br2 Bak Prot Setting proteksi awal I_OC_Br1_ST = 15.12 A t_OC_Br1_ST = 0.5 s Rasio CT = 3000/5 A Rekomendasi I pick up = 3.8A (tetap)
Rekomendasi  Tiime  delay  t_OC_Br1_ST  dan t_OCBr2_ST atau disebut (T4)
Untuk menentukan time delay (T4) dapat dihitung dengan menggun Persamaan (4) adalah T4 = T3 + CDT T4  = 0.4 + 0.3s = 0.7 s Dengan  pertimbangan  agar  relay  ini bekerja paling terakhir saat gangguan yang sama terjadi,  dan  breaker  yang  memiliki  time  grading lebih  kecil  sudah  trip,  sehingga  breaker  ini diharapkan tidak ikut trip.
Simulasi  Gangguan  setelah  Setting  Time Grading Baru Simulasi sequent of operatio yang dihasilkan program ETAP bila terjadi short circuit diperihatkan pada Gambar11.
Tabel 3. Data setting proteksi Baru Peralatan CT rasio (A) Pick Up (A) Delay (s) UAT HVS 2000/5 3.8 1.5 UAT LV Branch B 3000/5 15.12 0.7 Outgoing  from  US  to SS 2500/5 10.36 0.4 Incoming station section 2500/5 10.36 0.3 Motor BC 01A&01B 100/5 9.89 0
Gambar 11. Simulasi Sequents Trip Report ETAP
Terlihat dari hasil simulasi setelah dilakukan re-setting time grading sesuai rekomendasi  yang  diberikan,  saat  diberikan gangguan Short Circuit pada bus station section, breaker  yang  pertama  trip  adalah  breaker incoming  station  section,  breaker  lain  meras gangguan  ( picked  up )  namun  reset  kembali. Sehinga yang diharapkan dari analisa optimalisasi koordinasi relay ini sudah tercapai.

## 5. KESIMPULAN
Berdasarkan analisa  yang  telah dilakukan, dapat  diketahui  bahwa  trip  unit  akibat  breaker Belt Conveyor #01 start kondisi grounding masih close, terjadi karena kesalahan pada setting time delay pada relay OCR UAT Branch B yang terlalu cepat  dari  breaker  dibawahnya  ( downstream ). Untuk  mengatasi  masalah  tersebut  terulang kembali,  maka  setting  relay  harus  dirubah menjadi  radial  time  grading,  berurutan  dari  sisi motor sampai sisi trafo sesuai data rekomendasi analisa ini.
Setelah  setting  time  grading  relay  diubah sesuai  rekomendasi,  diharapkan  tidak  ada  trip unit  saat  terjadi  short  circuit  pada  breaker  motor belt conveyor #1A dan motor HYD BC 06, sesuai pada hasil simulasi yang dilakukan pada ETAP.
Dengan nilai rekomendasi yang telah dikaji terhadap  nilai  damage  characteristic  Trafo  UAT, maka  pengaplikasian  setting  baru  sudah  terbukti aman untuk diterapkan.

## REFERENSI
Alstom,  G., Network  Protection  Automation Guide . Perancis: 2011. Budiman, RCFA  Breaker  6  KV  Motor  BC  01 .
Tangerang: PT Indonesia Power, 2014.
Kiswondo, Panduan Pemeliharaan Rele Proteksi . Merak: PT Indonesia Power, 2014.
Luthfi,  A.  K.,  Studi  Kasus  tentang  Koordinasi Overcurrent Relay. 2011.
SKM  System  Analysis.  Equiment  Damage Curves Transformer. Cooper , 2015. Wisconsin, P., Equipment Damage CurvesTransformers, Cooper , 1992.