Abstrak —PT Kaltim Daya Mandiri (KDM) merupakan perusahaan penyedia utilitas dan energi yang didirikan untuk memenuhi kebutuhan suplai daya pada fasilitas produksi pupuk kaltim dan perumahan PT. Pupuk Kaltim serta perusahaan yang berada pada wilayah Kaltim Industrial Estate (KIE). Seiring dengan meningkatnya aktivitas industri, PT Katim Daya Mandiri merencanakan pengembangan sistem dengan penambahan pembebanan sebesar 5 MW pada daerah Tursina Timur. Dengan penambahan tersebut, tentu menimbulkan peningkatan arus hubung singkat yang memicu terjadinya gangguan. Salah satu gangguan yang mungkin terjadi yaitu bahaya busur api (Arc Flash) yang dapat membahayakan para pekerja didalam pabrik dan merusak peralatan disekitarnya. Dalam pelaksanaan pengembangan penambahan beban tersebut, diperlukan perencanaan dan evaluasi sistem kelistrikan yang matang karena keandalan serta keamanan sebuah sistem kelistrikan adalah syarat utama yang harus dipenuhi maka studi busur api harus dilakukan. Evaluasi dilakukan dengan menghitung energi insiden berstandar IEEE 1584-2002 serta menentukan persyaratan dari pakaian pelindung bagi pekerja atau Personal Protective Equipment (PPE) berdasarkan National Fire Protection Association (NFPA) 70E. Sehingga, diharapkan kemungkinan terjadinya bahaya busur api pada sistem kelistrikan dapat diminimkan dan dapat dijadikan bahan pertimbangan bagi PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM) kedepannya.
Kata Kunci —Busur Api, IEEE 1584-2002, National Fire Protection Association (NFPA) 70E, Personal Protective Equipment (PPE), PT KDM.

## I. PENDAHULUAN
EBUTUHAN  energi listrik di Indonesia meningkat hingga 3% tiap tahunnya seiring dengan meningkatnya populasi penduduk dan meningkatnya aktivitas industri  . Salah satu perusahaan yang [1]mengalami peningkatan kebutuhan listrik yaitu PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM). PT Kaltim Daya Mandiri (KDM) merencanakan pengembangan pada daerah Tursina Timur dengan penambahan beban sebesar 5 MW. Adanya penambahan beban tersebut, tentu mengakibatkan perubahan konfigurasi dari sistem kelistrikan yang memicu terjadinya gangguan dan memungkinkan sistem menjadi black out . Salah satu dampak yang ditimbulkan yaitu munculnya busur api ( arc flash ) [2]. Busur api ( arc flash ) merupakan peristiwa pelepasan energi panas yang sangat tinggi akibat adanya arcing fault atau bolted fault yang mengalir pada saluran yang seharusnya tidak teraliri, seperti arus yang mengalir antara fasa satu ke fasa lainnya, fasa ke netral, dan fasa ke tanah. Arus gangguan pada busur api dapat disebabkan oleh kegagalan isolasi, kegagalan mekanik, debu, korosi, atau kesalahan pekerja yang bekerja pada sistem kelistrikan yang mengakibatkan
ledakan, radiasi panas, cahaya yang menyilaukan, dan tekanan yang sangat besar [3].
Oleh sebab itu, demi menjaga keamanan dan keselamatan pekerja dari bahaya busur api serta menjaga kontinuitas daya listrik pada sistem kelistrikan PT Kaltim Daya Mandiri (KDM), diperlukan evaluasi koordinasi proteksi dengan setting rele yang tepat saat sistem dalam kondisi eksisting dan melakukan perhitungan arus gangguan, energi insiden, serta jarak  batas aman busur api berdasarkan IEEE 1584-2002 serta menentukan Alat Pelindung Diri (APD) atau dikenal juga dengan Personal Protective Equipment (PPE) bagi para pekerja sesuai tingkatan energi busur api dan jarak aman pelindung atau biasa disebut dengan flash protection boundary dalam National Fire Protection Association (NFPA) 70E agar pemilihan peralatan pengaman dapat diperhitungkan untuk mengurangi level energi insiden busur api tersebut.

## II. METODE PENELITIAN

## A. Proteksi Sistem Tenaga Listrik
Sistem proteksi yang baik merupakan bagian yang penting dalam suatu sistem kelistrikan sebagai penunjang dalam menjaga kontinuitas proses produksi industri dalam mengurangi dampak terjadi gangguan. Gangguan yang sering

## Evaluasi Sistem Koordinasi Proteksi dengan Mempertimbangkan Busur Api pada Substation Tursina Timur PT.Kaltim Daya Mandiri (KDM)
Reyna Safilla Yusnianti, Margo Pujiantara, dan Sjamsjul Anam Departemen Teknik Elektro, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) e-mail : margo@ee.its.ac.id
K
Tabel  1. Koefisien Kurva Rele Terbalik / Inverse Jenis Kurva
Koefisien k α β Standard Inverse 0,14 0,02 2,97 Very Inverse 13,5 1 1,5 Long Time Inverse 120 1 13,33 Extremely Inverse 80 2 0,808 Ultra Inverse 315,2 2,5 1
Gambar 1. Perbedaan Bolted Fault dan Arcing Fault.
terjadi pada  sistem kelistrikan merupakan gangguan beban lebih ( overload ) dan gangguan hubung singkat ( short circuit ). Syarat-syarat yang harus dipenuhi oleh peralatan proteksi adalah:
a. Selektif  : Dapat mendeteksi atau menetukan lokasi terjadinya gangguan dan hanya mengisolasi tempat terjadi gangguan
b. Stabilitas  : Dapat menjaga bagian yang tidak terganggu tetap beroperasi secara normal
c. Sensitif  : Dapat mendeteksi gangguan terkecil dan beroperasi sesuai settingnya.
d. Kecepataan  :  Dapat beroperasi secara cepat dalam mendeteksi dan mengamankan gangguan  [4].

## B. Rele Pengaman Arus Lebih (Overcurrent Relay)
Rele Arus Lebih ( Overcurrent Relay) digunakan untuk mendeteksi gangguan berdasarkan arus lebih yang mengalir pada suatu sistem tenaga listrik dan mengirimkan sinyal untuk trip ke circuit breaker , sehingga aliran daya antara area yang terkena gangguan dan area yang normal dapat dipisahkan [5]. Berdasarkan prinsip kerjanya, rele arus lebih ( Overcurrent Relay) dibedakan menjadi tiga jenis
1) Rele Arus Lebih Waktu Terbalik (Inverse-Time Delay Overcurrent Relay)
Rele arus lebih waktu terbalik memiliki waktu operasi yang berbanding terbalik dengan besarnya arus gangguan. Semakin besar arus gangguan yang mengalir maka semakin
cepat waktu operasi rele dalam memutus gangguan. Begitu juga sebaliknya, saat arus gangguan kecil, waktu operasi rele yang dibutuhkan juga semakin lama [6].
Pengaturan rele arus lebih waktu terbalik terbagi menjadi dua yaitu pengaturan arus pick up dan pengaturan waktu kerja (time-dial) .  Berdasarkan standarnya, batas pengaturan arus pick up adalah :
1,05 𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹 ≤ 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 ≤ 1,4 𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹 (1) Iset : arus pickup rele (A)
FLA  : arus beban penuh atau disebut juga full load Ampere dari peralatan (A) Pengaturan arus pickup pada rele ditentukan berdasarkan pemilihan tap yang dapat dihitung dengan rumus berikut :
𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 = 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼
𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝐼𝐼𝑃𝑃 𝐶𝐶𝑇𝑇 (2)
Iset   : arus pickup rele (A) Primer CT  : rasio belitan primer transformator arus Kemudian untuk pengaturan waktu kerja (time-dial) adalah sebagai berikut :
𝐼𝐼 = 𝑘𝑘 × 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 𝛽𝛽 𝑥𝑥 �� 𝐼𝐼 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼� 𝛼𝛼 − 1 � (3 )
Tabel  3.
Eksponen Faktor Perhitungan Level Tegangan (kV) Jenis Peralatan Gap antar konduktor (mm) Jarak factor x (mm) 0.208-1 Open air 10-40 2.000 Switchgear 32 1.473 MCC and panels 25 1.641 Cable 13 2.000 >1-5 Open air 102 2.000 Switchgear 13-102 0.973 Cable 13 2.000 >5-15 Open air 13-153 2.000 Switchgear 153 0.973 Cable 13 2.000 Tabel  4. Jarak Kerja Berdasarkan IEEE 1584-2002 Kelas Peralatan Jarak Kerja (mm) 15kV Switchgear 910 5 kV Switchgear 910 Low-Voltage Switchgear 610 Low voltages MCCs and panelboards 455 Cable 455
Gambar  3.  Zona Jarak Batas Aman Busur Api ( Flash Protection Boundary ).
Tabel  2.
Kategori Personal Protective Equipment berdasarkan NFPA 70 E Kategori Bahaya Level Energi (Cal/cm 2 ) Personal Protective Equipment (PPE) 0 0,0-1,2 - Pakaian Bahan Katun - Baju Lengan Panjang - Celana Panjang - Pelindung Mata - Pelindung Telinga - Sarung Tangan Pelindung 1 1,2-4,0 - Seperti Kategori 0 - Pelindung Kepala dengan Pelindung Wajah - Sepatu 2 4,0-8,0 - Seperti Kategori 1 -  Kaos T Shirt dengan bahan natural fiber
- Pakaian dengan Baju Lengan, Panjang Sekaligus Celana Panjang Tertutup 3 8,0-25,0 - Seperti Kategori 2 -  Jaket dan celana Suite dengan Arc Rated 25 cal/cm 2 - Pelindung Kepala dengan Arc Rated 25 cal/cm 2 4 25,0-40,0 - Seperti Kategori 2 -  Jaket dan celana Suite dengan Arc Rated 40 cal/cm 2
- Pelindung Kepala dengan Arc Rated 40 cal/cm 2
Gambar 2. Single Line Diagram PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM).
T     : Waktu operasi rele (detik)
TDS  : Time Dial Setting I     : Arus gangguan  (A)
Iset   : Arus pickup rele (A) k, α, β : koefisien kurva inverse Koefisien kurva rele terbaik/invers dapat dilihat pada Tabel 1.
2) Rele Arus Lebih Waktu Tertentu (Definite Time Delay Overcurrent Relay)
Rele arus lebih waktu tertentu ini bekerja ketika nilai arus gangguan melebihi dari arus pickup yang ditetapkan, maka rele ini akan bekerja untuk memutus gangguan pada waktu yang sama ( definite ) atau pada waktu tunda ( time delay ) yang ditentukan  [7].  Pengaturan  rele arus lebih waktu tertentu adalah :
1,6 𝐼𝐼𝐼𝐼 ≤ Iset ≤ 0,8 𝐼𝐼 𝑆𝑆𝑆𝑆 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (4 )
In    : arus nominal dari peralatan (A)
𝐼𝐼 𝑆𝑆𝑆𝑆 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 : arus hubung singkat minimum (A)
3) Rele Arus Lebih Waktu Seketika (Instantaneous Time Overcurrent Relay)
Rele arus lebih waktu instan bekerja ketika  arus yang mengalir sudah melebihi sedikit saja dari batas arus pickup yang ditetapkan tanpa adanya penundaan waktu [8]. Untuk pengaturan hanya dapat dilakukan dari arus sesuai nilai pick up yang ditentukan dari perhitungan :
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 ≤ 0.8 × 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (5)
Selain penentuan batas arus pick up pada tiap rele pengaman, perlu ditentukan waktu tunda rele pengaman. Berdasarkan  standar IEEE Std  242, waktu tunda  minimun rele dalam beroperasi diatur sebesar 0,2-0,4 s [9].

## C. Busur Api (Arc Flash)
Busur api ( arc flash ) merupakan peristiwa pelepasan energi panas yang sangat tinggi disebabkan terjadinya gangguan pada sistem kelistrikan ( arcing fault dan bolted fault ) yang mengalir pada saluran yang seharusnya tidak teraliri akibat hubung singkat. seperti arus yang mengalir antara fasa satu ke fasa lainnya, fasa ke netral, dan fasa ke tanah. Perbedaan bolted fault dan arcing fault dapat dilihat pada Gambar 1.
Arcing fault adalah arus gangguan yang mengalir melalui udara, antara konduktor dengan konduktor maupun konduktor ke tanah dan bolted fault adalah hubungan singkat yang terjadi diantara 2 konduktor dengan beda potensial yang impedansinya dan tahanan diantara konduktor sama dengan nol (melalui perantara).

## D. Perhitungan Energi Busur Api
Berdasarkan standar IEEE 1584-2002, Untuk mencari nilai energi busur api, yang harus dilakukan yaitu mencari nilai arus arcing fault terlebih dahulu.
Tabel  5.
Data Perbandingan Besar
Flash Protection Boundary Untuk Kondisi Eksisting Menggunakan standar IEEE 1584-2002 ID Bus Kondisi Eksisting Simulasi Flash Protection Boundary (m) Perhitungan Flash Protetion Boundary (m SS SC-01 4,227 4,24 SS SC-02 4,246 4,179 SS SC-00 2,743 2,753 TT SG-01 2,743 2,753 TU-SG-02 4,132 4,131 TU-SG-01 5,945 5,944
Gambar 4. SLD Tipikal 2.
Gambar  5. Single Line Diagram Substation Tursina Timur PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM).
Tabel  6.
Data Perbandingan Besar Energi Insiden Busur Api Untuk Kondisi Eksisting Menggunakan standar IEEE 1584-2002 ID Bus Tegangan (kV) Simulasi Energi Insiden Perhitungan Energi Insiden Kategori Level Bahaya SS SC-01 0,4 20,80 cal/cm 2 20,80 cal/cm 2 D/3 SS SC-02 0,4 20,94 cal/cm 2 20,37 cal/cm 2 D/3 SS SC-00 11 3,5 cal/cm 2 3,492 cal/cm 2 B/1 TT SG-01 11 3,5 cal/cm 2 3,492 cal/cm 2 B/1 TU-SG- 02 20 24,412 cal/cm 2 24,507 cal/cm 2 D/3 TU-SG- 01 33 50,53 cal/cm 2 50,733 cal/cm 2 F/ (>4)
Arus arcing fault pada tegangan <1kV yaitu 𝐼𝐼 𝑔𝑔 𝐼𝐼 𝑎𝑎 = 𝐾𝐾 + 0,662 𝐼𝐼 𝑔𝑔 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 + 0,0966 𝑉𝑉 + 0,000526  + 0,5588 𝑉𝑉 �𝐼𝐼 𝑔𝑔 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 � − 0,00304 𝐺𝐺 �𝐼𝐼 𝑔𝑔 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 � (6 )
Arus arcing fault pada tegangan 1 kV < X < 15 kV yaitu 𝐼𝐼 𝑔𝑔 𝐼𝐼 𝑎𝑎 = 0,00402 + 0,983 𝐼𝐼 𝑔𝑔 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 (7)
l g : Log 10 I a : Arus arcing (kA) K  : Konstanta untuk konfigurasi terbuka =-0,153 dan konstanta untuk konfigurasi box = -0,097 I g I bf : Bolted fault current (symmetrical RMS) (kA) V  : Tegangan sistem (kV) G  : Jarak celah antar konduktor (mm) Setelah nilai arcing fault, perhitungan besarnya energi insiden dapat dihitung berdasarkan level tegangan terbagi menjadi dua, yaitu.
Energi insiden busur api pada tegangan < 15 kV
𝐸𝐸 = 4,184 × 𝐶𝐶 𝑏𝑏 × 𝐸𝐸 𝑚𝑚 × � 𝑡𝑡 0 , 2 � × � 610 𝑥𝑥 𝐷𝐷 𝑥𝑥 � (8 )
Energi insiden busur api pada tegangan > 15 kV
𝐸𝐸 = 2,142  × 10 6 × 𝑉𝑉 × 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 × � 𝐼𝐼 𝑇𝑇 2 � (9 )
𝐸𝐸 : Energi insiden (J/cm 2 ) 𝐶𝐶 𝑏𝑏 : Faktor Pengali yang bernilai 1 untuk tegangan di atas 1 kV dan bernilai 1,5 untuk tegangan di bawah 1kV.
𝐸𝐸 𝑚𝑚 :Energi insiden yang dinormalisasi ( 10 𝐾𝐾1+𝐾𝐾2+1 . 081 ( lg 𝐼𝐼𝑎𝑎 ) +0 . 0011 𝐺𝐺 ) Dimana, K1 = -0,792 untuk open configuration dan -0,555 untuk box configuration (panel, switchgear ) K2 = 0 untuk sistem tidak diketanahkan atau dengan high resistant grounding dan -0,113 untuk sistem diketanahkan Ia = Arus Arcing fault (kA) G = gap antara bus bar dan konduktor (milimeter) t : Lama waktu terjadinya busur api (detik) D : Jarak kerja (mm) 𝑥𝑥 : Faktor eksponen jarak antar konduktor (mm) 𝑉𝑉 : Level tegangan bus (kV)
𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 : Arus bolted (kA) Adapun data eksponen jarak yang digunakan untuk perhitungan energi busur api dapat dilihat pada tabel 2. Nilai jarak kerja dapat dilihat pada tabel 3.
E. Jarak Aman Busur Api (Flash Protection Boundary) Berdasarkan NFPA 70-E, jarak aman busur api ( Flash Protection Boundary )  merupakan sebuah pendekatan mengenai batas dimana seorang atau pekerja akan menerima luka bakar tingkat dua jika terpapar busur api. Zona batas aman busur api (flash protection boundary) dapat dilihat pada Gambar 2. Perhitunngan FPB pada level tegangan <15 kV
Gambar 7. Kurva TCC Eksisting Tipikal 2.
Gambar 8. Kurva TCC Tipikal 2 Saat Terjadi Gangguan di G. KCL 11 kV.
Gambar 6. Kurva TCC Tipikal 2 Saat Terjadi Gangguan di Trafo TT- TR-01 20 kV.
Tabel  7. Data Perbandingan Besar Energi Insiden Busur Api Untuk Kondisi Resetting Menggunakan standar IEEE 1584-2002 ID Bus  Tegangan (kV) Simulasi Energi Insiden Perhitungan Energi Insiden Kategori Level Bahaya SS SC- 01 0,4 4,43 cal/cm 2 4,42 cal/cm 2 C/2 SS SC- 02 0,4 3,39 cal/cm 2 3,39 cal/cm 2 B/1 SS SC- 00 11 1,73 cal/cm 2 1,733 cal/cm 2 A/1 TT SG- 01 11 2,89 cal/cm 2 2,888 cal/cm 2 B/1 TU- SG-02 20 13,68 cal/cm 2 13,730 cal/cm 2 D/3 TU- SG-01 33 30,66 cal/cm 2 30,815 cal/cm 2 E/4
𝑇𝑇 𝐵𝐵 = � 4,184 × 𝐶𝐶 𝑏𝑏 × 𝐸𝐸 𝑚𝑚 × � 𝐼𝐼 0,2 � × � 610 𝑥𝑥 𝐸𝐸 𝐵𝐵 � 𝑥𝑥 (10 )
Perhitungan FPB pada level tegangan >15kV
𝑇𝑇 𝐵𝐵 = � 2,142  × 10 6 × 𝑉𝑉 × 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 × � 𝐼𝐼 𝐸𝐸 𝐵𝐵 � (11 )
𝑇𝑇 𝐵𝐵 : Jarak aman antara pekerja dengan titik yang dimungkinkan menjadi sumber busur api (mm)
𝐶𝐶 𝑏𝑏 : Faktor Pengali yang bernilai 1 untuk tegangan di atas 1 kV dan bernilai 1,5 untuk tegangan di bawah 1kV.
𝐸𝐸 𝑚𝑚 : Energi insiden yang dinormalisasi
t : Lama waktu terjadinya busur api (detik) 𝑥𝑥 : Faktor eksponen jarak antar konduktor 𝐸𝐸 𝐵𝐵 : Energi insiden (J/cm 2 ) pada jarak batas busur api, yaitu sebesar 5 J/cm 2 𝐼𝐼 𝑏𝑏𝑏𝑏 : Arus gangguan bolted (kA) 𝑉𝑉 : Tegangan bus (kV)
F. Kategori Bahaya Busur Api dengan Personal Protective Equipment (PPE) berdasarkan standar NFPA 70E.
Pengelompokan kategori energi busur api dapat ditentukan setelah mendapatkan nilai insiden energi pada masing- masing bus ketika peristiwa busur api terjadi. Semakin besar kategori merepresentasikan bahwa bahaya busur api semakin berbahaya.   Pengelompokan kategori tersebut bertujuan untuk menentukan alat pelindung diri (APD) atau personal protection equipment (PPE) bagi pekerja sesuai dengan NFPA 70E, dapat dilihat pada Tabel 4.

## G. Labelling
Pemberian label busur api merupakan salah satu hal yang penting sebagai tanda peringatan bahaya akan adanya potensi busur api bagi setiap individu yang berada disekitar area bahaya busur api, khususnya para pekerja.
III. SISTEM KELISTRIKAN PT. KALTIM DAYA MANDIRI (KDM) PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM) merupakan perusahaan yang bergerak di bidang pupuk Kaltim serta sebagai suplai daya pada fasilitas produksi dan perumahan PT. Pupuk Kaltim. Sistem kelistrikan PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM) menggunakan konfigurasi sistem ring yang terdiri dari 3 level tegangan utama, yakni 33 kV, 11kV, dan 6.6 kV. Dalam memenuhi kebutuhan listrik sebesar 107.8 MW, suplai listrik didapatkan dari dua buah Steam Turbine Generator (STG) dan empat buah Gas Turbine Generator (GTG) yang berjalan secara bersamaan. Kemudian berdasarkan perencanaan pengembangan substation Tursina Timur sendiri memiliki sistem dengan tegangan 20 kV yang kemudian diturunkan menjadi 11 kV melalui transformer berkapasitas 7.5 MVA. Melalui sistem 11 kV tersebut, kemudian pembebanan akan dibagi menjadi 3 bagian yakni Green Port dengan kapasitas 2 MVA, Gudang KCL dengan kapasitas 2 MVA, dan trafo utilitas sebesar 0.2 MVA. Selain itu, terdapat rencana pembangunan infrastruktur kelistrikan untuk shore connection pada daerah Tursina Timur dengan tegangan utama 0.4 kV  dan  menggunakan asumsi kebutuhan tidak lebih dari 0.25 MVA setiap shore connection.  Gambar 3 single diagram PT. KDM, Gambar 4 single line diagram tursina timur PT.KDM

## IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Analisis Busur Api Kondisi Eksisting pada  Substation Tursina Timur PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM)
Analisis dilakukan dengan simulasi menggunakan software ETAP 12.6 dan perhitungan yang mengacu pada standar IEEE 1584-2002. Sedangkan untuk penentuan kategori level busur api serta peralatan perlindungan diri atau PPE menggunakan standar NFPA 70E. Simulasi dan analis dilakukan pada level tegangan 33 kV, 20 kV, 11 kV, dan 0,4 kV, dapat kita lihat pada Tabel 5. Data perbandingan besar flash Flash Protection Boundary Untuk Kondisi Eksisting Menggunakan standar IEEE 1584-2002 dapat kita lihat pada Tabel 6.
Tabel  8.
Data Perbandingan Besar Flash Protection Boundary Untuk Kondisi Resetting Menggunakan standar IEEE 1584-2002
ID Bus Kondisi Resetting Simulasi Flash Protetion Boundary (m) Perhitungan Flash Protetion Boundary (m) SS SC-01 2,240 2,223 SS SC-02 1,871 1,857 SS SC-00 1,485 1,339 TT SG-01 2,511 2,264 TU-SG-02 3,579 3,092 TU-SG-01 4,635 4,632 Tabel  9. Standar PPE yang di Rekomendasikan  Sesuai NFPA 70E ID Bus Kategori Level Bahaya Personal Protective Equipment (PPE) SS SC-01 C/2 - Seperti Kategori 1 -  Kaos T Shirt dengan bahan natural fiber
- Pakaian dengan Baju Lengan, Panjang Sekaligus Celana Panjang Tertutup SS SC-02 B/1 - Seperti Kategori 0 - Pelindung Kepala - Pelindung Wajah
- Sepatu SS SC-00 A/1 TT SG- 01 B/1 TU-SG- 02 D/3 - Seperti Kategori 2 -  Jaket dan celana Suite dengan
Arc Rated 40 cal/cm 2 - Pelindung Kepala dengan Arc Rated 40 cal/cm 2 TU-SG- 01 E/4 - Seperti Kategori 2 -  Jaket dan celana Suite dengan
Arc Rated 40 cal/cm 2 - Pelindung Kepala dengan Arc Rated 40 cal/cm 2
Gambar  9. Label Bahaya Busur Api Pada Bus TU-SG-01 33 kV.
Berdasarkan hasil simulasi dan juga perhitungan kondisi eksisting, terlihat pada bus TU-SG-02 dan TU-SG-01 memiliki nilai energi busur api maksimum yang lebih besar dari level 4 dan memiliki jarak yang cukup jauh. Untuk itu perlu dilakukan evaluasi pada sistem kelistrikan substation Tursina Timur yang dapar dilihat pada kurva TCC rele tipikal 2 yang mewakili bus tersebut.
Tipikal 1 merupakan koordinasi proteksi OCR terhadap gangguan fasa dimulai dari beban lumped load SHORE1.1 ke bus SS SC-01 dan dilanjut ke trafo TR 01 kemudian ke bus SS SC-00, bus TT-SG-01 dan dilanjut ke trafo TT-TR-01 kemudian ke bus TU-SG-02 ke dan berakhir pada trafo TU- TR-03. LVCB dan rele yang termasuk pada tipikal ini meliputi OUT1.1, INC1.1, OUT-1A, INC, OUT.4, INC.1 OUT-2 SPARE, dan TU-SG-02.
Tipikal 2 merupakan koordinasi proteksi OCR terhadap gangguan fasa dimulai dari beban lumped load GUDANG KCL ke bus TT-SG-01 dilanjut ke trafo TT-TR-01 lalu ke bus TU-SG-02 dan berakhir pada trafo TU-TR-03. LVCB dan rele yang termasuk pada tipikal ini meliputi OUT.1, INC.1, OUT-2 SPARE, dan TU-SG-02. Single line diagram untuk tipikal 2 dapat dilihat pada gambar 5.
Berdasarkan kurva TCC Gambar 6, terlihat bahwa sistem belum terkoordinasi dengan baik dikarenakan grading time atau waktu kerja antar rele pengaman belum sesuai dengan standar waktu tunda minimum 0,2-0,4 detik. Sehingga ketika terjadi gangguan, rele tidak bekerja sesuai dengan urutannya.
B. Analisis Busur Api Kondisi Resetting pada Substation Tursina Timur PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM)
Berdasarkan persamaan (1),(2),(3), dan (5) maka, koordinasi proteksi pada tipikal 2 dapat di resetting. Gambar 10 Kurva TCC Tipikal 2 Saat Terjadi Gangguan di G. KCL 11 kV. Gambar 11  Kurva TCC Tipikal 2 Saat Terjadi Gangguan di Trafo TT-TR-01 20 kV Dengan hasil perhitungan dan simulasi kondisi resetting tipikal 2, terlihat bahwa sistem telah terkoordinasi dengan baik dan dan grading time telah memenuhi standar waktu tunda minimum, yaitu antara 0,2-0,4 detik. Setelah resetting sistem proteksi sudah sesuai, maka analisis busur api kondisi resetting dapat dilakukan. Tabel  10 Data Perbandingan Besar Energi Insiden Busur Api Untuk Kondisi Resetting Menggunakan standar IEEE 1584-2002 Dari tabel 8, terlihat bahwa besar nilai energi insiden busur api Substation Tursina Timur PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM) pada kondisi resetting mengalami penurunan dibandingkan dengan kondisi eksisting. Hal ini disebabkan karena pada kondisi eksisting rele pengaman belum terkoordinasi sesuai dengan standar. Selain nilai energi insiden, level kategori potensi bahaya busur api dan besar Flash Protection Boundary (FPB) juga mengecil. Contohnya seperti di bus TU-SG-01 yang mengalami penurunan nilai energi dari 50,53 cal/cm 2 dengan level kategori maksimum (F/>4)  dan FPB 5,945 menjadi 30,815 cal/cm 2 FPB 4,635 dengan level kategori empat dan FPB 4,635. Penurunan level tersebut sudah sesuai dengan level pada standar NFPA 70E.

## C. Rekomendasi  Personal Protective Equipment (PPE) berdasarkan standar NFPA 70E
Setelah dilakukan serangkaian simulasi dan perhitungan dalam kondisi eksisting dan resetting didapatkan, maka rekomendasi Personal Protective Equipment (PPE) dapat diberikan. Tabel  11 Standar PPE yang di Rekomendasikan Sesuai NFPA 70E .

## D. Labelling
Selain rekomendasi PPE, label tanda bahaya busur api dapat diberikan setelah mengetahui jarak aman bagi pekerja dan peralatan perlindungan yang tepat sesuai kategori energi busur api yang dihasilkan. Salah satu contoh label yang ada pada Bus TU-SG-01 gambar 9.

## V. KESIMPULAN
Berdasarkan hasil evaluai koordinasi proteksi dan busur api yang diperoleh dari simulasi dan analisis data perhitungan yang telah dilakukan pada Tugas Akhir ini, maka dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut :(1)Sistem koordinasi proteksi kondisi eksisting pada substation Tursina Timur PT. Kaltim Daya Mandiri (KDM) belum terkoordinasi dengan baik, sehingga koordinasi rele pengaman harus disempurnakan untuk menghindari terjadinya false tripping pada masing-masing island yang berujung kepada blackout pada sistem;(2)Pada kondisi Eksisting, terdapat nilai energi insiden busur yang menunjukkan level maksimum atau melebihi kategori level menurut standar NFPA 70 E, contohnya pada bus TU-SG-01. Hal ini dikarenakan koordinasi antar rele pengaman belum sesuai dengan standar, sehingga FCT terlalu lama dan mengakibatkan nilai insiden energi menjadi sangat besar;(3)Setelah dilakukan resetting, terdapat perubahan pada karakteristik kurva rele pengaman agar kurva tidak saling bersinggungan;(4)Besar nilai energi insiden kondisi resetting pada tiap bus mengalami penurunan dibanding kondisi eksisting. Maka, level kategori bahaya busur api dan jarak aman pelindung atau Flash Protection Boundary (FPB) tiap bus menjadi lebih baik dan rekomendasi PPE bagi pekerja dapat diberikan dengan tepat.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  PT. PLN, “Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PLN,” Jakarta, 2017.
[2]  J. Simms and G. Johnson, “Protective Relaying Methods for Reducing Arc Flash Energy,” 2010. doi: 10.1109/CPRE.2010.5469495.
[3]  Canadian Electricity Forum Inc., Electrical Safety and Arc Flash Handbook , 5th ed. Pickering, Ont: Electricity Forum, 2009.
[4]  L. Hewitson, M. Brown, and R. Balakrishnan, Practical Power System Protection , vol. 4. Oxford ; Burlington, MA: Elsevier/Newnes, 2004.
[5]  J Gers and E Holmes, Protection of Electricity Distribution Networks , 2nd ed. Stevenage: Institution of Engineering and Technology, 2004.
[6]  IEEE, IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems (IEEE Buff Book) - IEEE Standard . Piscataway, New Jersey: IEEE, 2001. doi: 10.1109/IEEESTD.2001.93369.
[7]  Pfeiffer Engineering Co, Arc Flash . Pfeiffer Engineering Co, 2008.
[8]  IEEE Industry Applications Society, Petroleum and Chemical Industry Committee. and Institute of Electrical and Electronics Engineers . IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., 2002.
[9]  NFPA 70E®, Standard for Electrical Safety in the Workplace . National Fire Prot. Assoc, NFP A 70E , 2015.