## REKONFIGURASI RELAI PROTEKSI SETELAH PENAMBAHAN PEMBANGKIT TERSEBAR PADA JARINGAN DISTRIBUSI

## Nurul Mukhlisiah dan Adrianti*
Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Andalas
* Corresponding author, e-mail : adrianti@ft.unand.ac.id
Abstrak — Pemasangan  Pembangkit Tersebar (PT)  di  jaringan distribusi  dapat mengubah arah aliran arus saat kondisi  normal dan kondisi gangguan. Hal  ini dapat menyebabkan relai-relai proteksi  yang sudah  ada sebelum pemasangan PT tidak bekerja sebagaimana seharusnya. Relai dapat mengalami maloperasi ataupun tidak berhasil mendeteksi adanya gangguan di daerah proteksinya. Untuk itu, perlu dilakukan pengkajian ulang terhadap kerja dan koordinasi relai-relai setelah penambahan DG. Pada tulisan ini, dilakukan upaya rekonfigurasi dan resetting relai-relai proteksi setelah penambahan PT di bagian yang sensitif dari jaringan distribusi, yaitu bagian paling hilir. Perbaikan dilakukan dengan menambahkan relai arus lebih berarah untuk mengantisipasi sumber arus gangguan dari  grid  dan  PT  yang  berbeda  arah,  serta  setting  ulang  relai-relai  akibat  perubahan  yang  disebabkan  oleh pemasangan  PT.  Selanjutnya,  dilakukan  pengujian  koordinasi  relai  yang  telah  direkonfigurasi  dan  diresetting tersebut menggunakan software ETAP. Untuk mengantisipasi kondisi PT  yang dapat  berubah dilakukan variasi kapasitas  PT  yaitu kapasitas penuh, setengah kapasitas dan kondisi PT terlepas dari  jaringan.  Pengujian  urutan kerja  relai  ini  dilakukan  pada  berbagai  titik  gangguan  dan  untuk  setiap  titik  gangguan  disimulasikan  3  jenis gangguan yaitu gangguan tiga fasa, antar fasa dan satu fasa ke tanah. Dari pengujian tersebut didapatkan bahwa rekonfigurasi dan resetting yang sudah dilakukan berhasil memberikan koordinasi relai yang benar untuk ketiga macam kapasitas PT tersebut.
Kata Kunci :, Pembangkit Tersebar , Relai arus lebih berarah, Koordinasi proteksi.
Abstract —  Installation  of  distributed  generation  (DG)  on  a  distribution  network  can  change  the  direction  of electrical current during normal and faulted condition. This change can cause failures to operate of the existing relay protection. The failures are including unwanted operation and protection blinding. Therefore, evaluation of the  existing  protection  after  DG  installation  is  needed.  This  paper  proposes  a  method  for  reconfiguration  and resetting  of  the  relays  after  installation  of  a  DG  on  the  sensitive  part  of  a  distribution  network  i.e.  the  very downstream of the distribution network. The reconfiguration suggests the application of directional overcurrent relay in order to distinguish the sources of fault current: from the grid and from the DG. The reconfiguration and the resetting results then are simulated in ETAP software. The simulation  is carried out for several variation i.e. DG  capacity,  type  of  fault  and  fault  position  on  the  network.  From  the  simulation  can  be  concluded  that  the reconfiguration and resetting of the protection relays after installation of the DG have provided a correct operation of protection coordination as intended to.
Keywords : Distributed Generation (DG), Directional Overcurrent Relay, Protective Coordination.
Copyright © 2017 JNTE. All rights reserved

## 1. PENDAHULUAN
Strategi yang sangat populer untuk memenuhi  kebutuhan  energi  listrik  yang  terus meningkat adalah dengan menggunakan Pembangkit  Tersebar  (PT).    Pembangkit Tersebar  didefinisikan  sebagai  pembangkit tenaga  listrik  berskala  kecil  yang  ditempatkan pada  jaringan  distribusi  atau  pada  sisi  jaringan pelanggan.  PT  memberikan  berbagai  kelebihan dibandingkan pembangkitan konvensional seperti  lebih  ramah  lingkungan,  mengurangi
rugi-rugi  transmisi  dan  sekaligus  mengurangi kebutuhan  investasi  peningkatan  kapasitas saluran  transmisi.  Akan  tetapi  PT  juga berpotensi  menimbulkan  permasalahan  baru yang  salah  satunya  adalah  terjadinya  kesalahan operasi  dari  relai  proteksi  yang  sudah  ada sebelum pemasangan PT [1, 2] .
Pada  penelitian  [1],  didapatkan  bahwa penempatan  PT  pada  jaringan  distribusi  dapat menyebabkan  kesalahan operasi dan  koordinasi relai  proteksi  yang  sudah  ada,  baik  pada  saat kondisi  gangguan  maupun  saat  kondisi  normal.
Maloperasi  relai  arus  lebih  saat  tidak  ada gangguan  terjadi  karena  adanya  peningkatan arus nominal akibat suplai dari PT yang besarnya melebihi  setting  relai.  Sehingga  pada  [1] dilakukan  investigasi  kapasitas  maksimum  PT yang  dapat  dipasang,  agar  tidak  menyebabkan terjadinya kesalahan operasi relai proteksi. Hasil penelitian tersebut menyimpulkan bahwa semakin  ke  hilir  dari  grid,  maka  semakin  kecil kapasitas PT yang dapat dipasang.
Untuk dapat memanfaatkan secara maksimal potensi  PT  di  berbagai  lokasi  di  jaringan distribusi, perlu dicari solusi bagi permasalahan sistem  proteksi  tersebut.  Relai  proteksi  perlu direkonfigurasi  dan  disetting  ulang  agar  dapat mengantisipasi  keadaan  gangguan  dan  keadaan tanpa gangguan setelah penempatan PT.
Pada  penelitian  ini,  dilakukan  rekonfigurasi dan  setting  ulang  sistem  proteksi  pada  jaringan distribusi  yang  dibahas  pada  [1]  setelah penempatan  sebuah  PT  berkapasitas  2  MW  di bagian  hilir  saluran.  Tipe  PT  yang  dipasang adalah PT yang menggunakan generator sinkron. Penggunaan generator sinkron dilakukan karena besar  dan  lama  arus  gangguan  yang  dihasilkan oleh generator sinkron lebih signifikan dari pada generator induksi atau inverter [2-4].

## 2. PENGARUH PEMBANGKIT TERSEBAR    TERHADAP  ARUS  SAAT KONDISI  NORMAL  DAN  GANGGUAN DAN ANTISIPASI SISTEM PROTEKSI
Aliran arus kondisi normal dapat berubah jika output  PT  melebihi  permintaan  lokal.  Untuk kondisi  ini,  PT  mengekspor  listrik  ke  sisi  hulu jaringan  atau  bahkan  ke  grid.  Jika  ekspor  daya cukup  besar,  maka  arus  yang  terbaca  oleh  relai dapat  lebih  besar  dari  pada  setting  relai,  maka sistem proteksi akan mengalami maloperasi.
Kondisi  ini  dapat  diatasi  dengan  menaikkan setting  arus  relai  atau  mengganti  jenis  relai menjadi  relai  arus  lebih  berarah.  Menaikkan setting  arus  relai  harus  dilakukan  dengan  hati- hati  karena  dapat  memungkinan  relai  menjadi gagal  beroperasi  ( blinding )  saat  terjadinya gangguan  karena  arus  gangguan  yang  terjadi lebih kecil dari setting baru tersebut.
Untuk  mencegah  kondisi blinding ini, penggunaan  relai  arus  lebih  berarah  lebih dianjurkan. Selain itu penambahan relai berarah pada  kedua  ujung  saluran  dapat  memisahkan proteksi berdasarkan sumber arus (dari grid dan
dari  PT),  sehingga  setting  relai  lebih  mudah dilakukan.
Saat  terjadi  gangguan  di  jaringan,  PT  akan menyuplai arus gangguan ke titik gangguan. PT menjadi  sumber  arus  gangguan  baru  selain suplai  dari  grid.  Jika  terjadi  gangguan  pada saluran  lain  yang  berdekatan  dengan  lokasi  PT seperti  ditunjukkan  pada  Gambar  1,  maka  relai R2  harus  beroperasi.  Namun,  karena  PT menyuplai  arus  gangguan  ke  bagian  yang terganggu, relai R1 membaca arus yang mengalir melebihi arus settingnya, sehingga R1 juga akan beroperasi.  Untuk  mengatasi  hal  tersebut,  R1 diganti  dengan  relai  arus  lebih  berarah  ke  hilir (forward) sehingga tidak akan trip saat arus dari PT mengalir ke titik gangguan.
Gambar 1. Gangguan  yang  terjadi  berdekatan dengan Pembangkit Tersebar [4]
Sebelum  adanya  PT,  arus  gangguan  hanya berasal  dari  grid,  sehingga  relai  proteksi  hanya dibutuhkan  di  bagian  pangkal  saluran-saluran, seperti  ditunjukkan  Gambar  2.  Jika  PT ditempatkan  dibagian  hilir  dari  jaringan,  maka saat  terjadi  gangguan  di  jaringan,  relai  proteksi harus  mampu  memutus  suplai  arus  gangguan baik dari grid maupun dari PT. Kedua suplai ini dapat  mempunyai  arah  yang  berlawanan, sehingga  diperlukan  relai  proteksi  pada  kedua ujung  saluran  atau  pada  kedua  sisi  peralatan  di jaringan  distribusi,  seperti  ditunjukkan  pada Gambar  3.  Sebelum  PT  dipasang  di  jaringan, relai  R1  pada  Gambar  2  adalah  relai  arus  lebih biasa,  sedangkan  setelah  penambahan  PT,  R1 memerlukan  kemampuan  membedakan  arah arus gangguan, yaitu hanya untuk arus gangguan yang  disuplai  dari  grid  (arah  ke  hilir/ forward ). Untuk  arus  gangguan  yang  berasal  dari  PT, dibutuhkan tambahan relai arus lebih berarah ke hulu/ reverse yaitu  R2  yang  ditunjukkan  oleh Gambar 3.
Gambar 2. Relai proteksi pada jaringan distribusi sebelum penempatan PT. Gambar 3.  Relai proteksi pada jaringan distribusi setelah penambahan PT.

## 3. METODE PENELITIAN
Langkah-langkah  rekonfigurasi  dan  setting ulang  relai  proteksi  setelah  pemasangan  PT adalah sebagai berikut:
Setelah  data  sistem  diperoleh,  dilakukan pemodelan  sistem  tenaga  listrik  berupa single line diagram pada software ETAP 12.6 Selanjutnya  dilakukan  simulasi  aliran  daya untuk  mengetahui  arus  nominal.  Simulasi gangguan  hubung  singkat  pada  berbagai  titik gangguan  untuk  mengetahui  arus  gangguan hubung  singkat  yang  terlihat  oleh  masing- masing  relai.  Kedua  nilai  ini  diperlukan  untuk perhitungan setting relai
Berbagai  titik  gangguan  pada  jaringan diamati untuk melihat arah arus gangguan yang datang dari grid dan dari PT. Jika kedua sumber arus  gangguan  ini  datang  dari  arah  yang  sama, maka tidak diperlukan penggantian relai menjadi relai  berarah.  Sebaliknya  jika  kedua  arus gangguan  tersebut  datang  dari  arah  yang berlawanan,  maka  akan  dibutuhkan  dua  relai dengan setting arah yang berlawanan pada kedua ujung saluran atau komponen sistem distribusi.
Selanjutnya  dilakukan  perhitungan  setting relai  arus  lebih  dan  relai  arus  lebih  berarah.
Setting dan koordinasi  relai  proteksi  dihitung menggunakan rumus sebagai berikut [5, 6]:
𝐼 𝑠𝑒𝑡 = 1.1 𝑥 𝑎𝑟𝑢𝑠 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 (𝐼 𝑛 ) (1)
𝐼 𝑝𝑖𝑐𝑘 𝑢𝑝 =   𝐼 𝑠𝑒𝑡 𝑥 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 𝐶𝑇 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 𝐶𝑇 (2) 𝑃𝑆𝑀 = 𝐼 𝑓𝑎𝑢𝑙𝑡 𝐼 𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 (3) 𝑡 𝑜𝑝 = 𝑇𝑀𝑆  × [ 0,14 (𝑃𝑆𝑀) 0,02 − 1 ] (4)
Dimana 𝐼 𝑠𝑒𝑡 adalah  setting  arus  relai  dalam besaran  sisi  primer  CT,  sedangkan 𝐼 𝑝𝑖𝑐𝑘 𝑢𝑝 adalah  nilai 𝐼 𝑠𝑒𝑡 setelah  ditranformasi  oleh  CT. 𝑡 𝑜𝑝 adalah  waktu  operasi  relai.  Perhitungan setting  waktu  untuk  relai  berarah  dilakukan dengan memperhatikan relai mana yang menjadi relai utama dan mana yang menjadi relai back up sesuai arah relai dan arah arus gangguan.
Kemudian,  untuk  mengecek  kebenaran setting  yang  akan  diaplikasikan  ke  masing- masing  relai,  dilakukan  simulasi  operasi  relai dengan  software  ETAP.  Dari  simulasi  untuk suatu  titik  gangguan,  akan  dapat    diketahui urutan  trip  dari  relai-relai  yang  ada.  Sehingga dapat dicek apakah koordinasi relai sudah sesuai dengan  yang  diinginkan.  Jika  koordinasi  relai belum sesuai, dilakukan perbaikan setting relai. Jika  sudah  sesuai,  lakukan  pengecekan  untuk titik-titik gangguan lainnya di dalam jaringan.
Karena dalam operasinya PT dapat terkoneksi atau  terputus  dari  sistem,  maka  perlu  diketahui apakah  setting  relai  yang  telah  diperoleh  masih dapat  bekerja  dengan  baik  untuk  berbagai kondisi PT. Untuk itu simulasi dilakukan untuk 3  macam  kapasitas  PT  yaitu  kapasitas maksimum,  setengah kapasitas  dan PT dilepas dari sistem.

## 4. HASIL DAN PEMBAHASAN
Pada  penelitian  ini  dilakukan  rekonfigurasi relai proteksi pada sistem distribusi yang dibahas pada  [1]. Single  line  diagram sebelum penambahan  PT  disajikan  pada  Gambar  4. Sebuah  PT  dengan  kapasitas  2  MW  dipasang pada Bus 6 (Gambar 5). Akibat pemasangan PT tersebut, sistem proteksi  mengalami maloperasi dan  kesalahan  koordinasi  relai.  Sehingga diperlukan rekonfigurasi dan setting ulang  relai- relai proteksi.
Gambar 4. Jaringan distribusi sebelum penambahan PT [1]
Jika terjadi gangguan pada saluran dari bus 3 ke bus 6, arus gangguan akan mengalir dari dua arah yang berlawanan yaitu dari grid (hulu) dan dari  PT  (hilir)  akibatnya  dibutuhkan  relai  arus lebih pada kedua ujung saluran tersebut (R6 dan R7) seperti ditunjukkan pada Gambar 5.
Gambar 5. Rekonfigurasi relai setelah pemasangan PT pada bus 6
R6  diganti  menjadi  relai  arus  lebih  berarah forward  dan  R7  merupakan  penambahan  relai arus lebih berarah yang diset melihat arus ke arah hulu  (reverse).    Penempatan  relai  arus  lebih berarah  pada  kedua  ujung  saluran  selain  untuk memutuskan arus gangguan dari grid dan dari PT
jika  terjadi  gangguan  di  saluran  tersebut,  juga untuk  mencegah  maloperasi  relai  saat  terjadi gangguan di bagian lain di dalam jaringan.
Penempatan  PT  pada  bus  6  mengakibatkan diperlukannya  pemasangan  relai  arus  lebih  R9 pada  terminal  PT  dan  R8  pada  jaringan  di  hilir Bus 6. R9 diset untuk berkoordinasi dengan R7, sedangkan  R6  berkoordinasi  dengan  R8.  Jika terjadi gangguan pada saluran antara Bus 3 dan Bus 6 maka arus dari grid akan diputus oleh R6 yang jika gagal akan dibackup oleh R3 kemudian R1.  Sedangkan  arus  dari  PT  akan  diputus  oleh R7  yang  dibackup  oleh  R9.  Untuk  gangguan yang terjadi pada Bus 6, maka arus dari grid akan diputus oleh R6 dengan backup R3 kemudian R1, sedangkan  arus  dari  PT  akan  diputus  oleh  R9. Selain  itu,  R7  juga  berfungsi  sebagai  relai backup untuk memutus arus dari PT saat terjadi gangguan dibagian lain dari jaringan
Berdasarkan  hasil  simulasi  aliran  daya, simulasi  gangguan  dan  urutan  koordinasi masing-masing  relai  dilakukan  perhitungan setting relai-relai di jaringan. Hasil perhitungan setting  masing-masing  relai  ditunjukkan  pada Tabel 1.
Tabel 1.   Setting  masing-masing  relai  setelah penambahan pembangkit tersebar Nama Relai arah Iset A TMS R1 - 9,9 0,765 R2 - 2 0,362 R3 - 72,16 0,458 R4 - 30,91 0,262 R5 - 28,49 0,248 R6 forward 13,31 0,264 R7 reverse 5,388 0,485 R8 - 14,9 0,05 R9 - 18,04 0,46
Untuk  pengujian  koordinasi  relai,  jaringan distribusi  diberi  gangguan  di  berbagai  lokasi guna  melihat  urutan  relai  yang  bekerja. Pengujian  koordinasi  juga  dilakukan  dengan variasi  kapasitas  PT  (2  MW,  1  MW  dan  PT terlepas).
Rekapitulasi hasil pengujian koordinasi relai pada variasi kapasitas PT: 2 MW, 1 MW dan 0 W,  ditunjukan  pada  Tabel  2  dan  Table  3.  Pada
pengujian tersebut, gangguan yang
disimulasikan  meliputi  gangguan  3  fasa,  antar fasa  dan  satu  fasa  ke  tanah.  Tidak  terdapat perbedaan urutan trip relai untuk ke tiga macam jenis gangguan tersebut.
Urutan  trip  relai  yang  diperoleh  untuk kapasitas  PT  2  MW  sama  dengan  urutan  untuk kapasitas  PT  1  MW  seperti  yang  ditunjukkan pada  Tabel  2.  Hal  ini  menunjukkan  bahwa konfigurasi  dan  setting  yang  dibuat  dapat digunakan untuk kondisi dimana semua unit PT beroperasi maupun saat sebagian unit PT dalam keadaan tidak beroperasi.
Tabel 2 . Rekapitulasi  pengujian koordinasi relai dengan kapasitas PT 2 MW dan 1 MW
Konfigurasi  dan  setting  yang  sama  juga berhasil bekerja sesuai dengan urutan koordinasi yang diharapkan untuk kondisi PT terlepas dari sistem,  seperti  ditunjukkan  pada  Tabel  3.  Dari Tabel  3  dapat  dilihat  bahwa  relai  dengan  arah reverse  (R7)  dan  relai  pada  terminal  PT  (R9) tidak pernah trip, karena tidak ada arus gangguan yang disuplai dari PT.
Tabel 3.  Rekapitulasi  pengujian koordinasi relai penambahan PT 0 kW

## 5. KESIMPULAN
Dari  hasil  perhitungan,  simulasi  dan  analisa yang  dilakukan,  dapat  diambil  kesimpulan bahwa  rekonfigurasi  sistem  proteksi  dengan penambahan 2 unit relai arus lebih berarah dan 2 unit relai arus lebih serta perubahan setting relai pada  jaringan  distribusi  dengan  pembangkit tersebar,  telah  berhasil  beroperasi  saat  terjadi gangguan  didalam  zona  proteksinya  dan mencegah  maloperasi  saat  terjadi  gangguan  di luar daerah proteksinya.
Koordinasi relai saat penambahan PT dengan variasi kapasitas 2 MW, 1 MW dan kondisi PT terputus dari jaringan, sudah bekerja dengan baik. Hal  ini  ditandai  dengan  kesesuaian  antara  hasil simulasi koordinasi relai yang dilakukan dengan koordinasi yang diharapkan.
Pada penelitian selanjutnya, disarankan agar dapat  membahas  skema  proteksi  pada  kondisi grid  terputus  dari  sistem  dan  PT  bekerja  secara islanding di jaringan distribusi.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] A.  Adrianti  and  R.  Prasetya,  "Maximum Capacities  of  Distributed  Generation  in order to Avoid Failures of the Overcurrent
Relay  Coordination  on  a  Distribution
Networks," Jurnal  Nasional  Teknik Elektro, vol. 5, (2016).
[2] M.  H.  Bollen  and  F.  Hassan, Integration of  distributed  generation  in  the  power system vol.  80:  John  Wiley  &  Sons, (2011).
[3] S.  K.  Salman  and  I.  M.  Rida, "Investigating  the  Impact  of  Embedded Generation on Relay Settings of Utilities'
Electrical Feeders," IEEE Transaction on Power  Delivery, vol.  16,  pp.  246-251, (2001).
[4] T. N. Boutsika and S. A. Papathanassiou, "Short-circuit  calculations  in  networks with  distributed  generation," Electric Power  Systems  Research, vol.  78,  pp. 1181-1191, (2008).
[5] Alstom-Grid. Network  Protection  & Automation  Guide .  (2011)  Available: http://www.alstom.com/grid/products- and-services/Substation-automation-
system/protection-relays/Network- Protection-Automation-Guide-NEW-
2011-Edition/
[6] Y.  G.  Paithankar  and  S.  R.  Bhide, Fundamentals of power system protection .  New  Delhi:  PHI  Learning Private Limited, (2010).

## Biodata Penulis
Adrianti, Saat ini bertugas sebagai dosen di
Jurusan Teknik Elektro, Universitas Andalas, Padang, Indonesia. Dia
menyelesaikan  studinya  di  Universitas Sriwijaya  dan  gelar  magister  di  Institut Teknologi  Bandung.  Dia  menyelesaikan studi  PhD  di  University  of  Strathclyde, Glasgow, Inggris pada tahun 2015.