JTERA (Jurnal Teknologi Rekayasa), Vol. 7, No. 1, Juni 2022, Hal. 1-10 Terakreditasi “ Peringkat 3” oleh Kemenristek/BRIN, Nomor SK: 85/M/KPT/2020 DOI: 10.31544/jtera.v7.i1.2022.1-10

## Pengaruh Level Penetrasi Pembangkit Skala Kecil Tersebar Terhadap Mitigasi Fuse Saluran Udara Tegangan Menengah
Supriyanto # , Heri Budi Utomo, Hari Purnama, R. Wahyu Tri Hartono Jurusan Teknik Elektro, Politeknik Negeri Bandung Jalan Gegerkalong Hilir, Ciwaruga, Bandung, 40012, Indonesia
# supriyanto_suhono@polban.ac.id

## Abstrak
Fuse dan recloser secara tradisional digunakan untuk mereduksi gangguan pada saluran udara dimana pada feeder utama dipasang recloser dan pada lateral feeder dipasang fuse. Fuse adalah alat proteksi murah dan andal yang akan melebur dalam beberapa  siklus akibat  suatu arus gangguan  yang tinggi.  Untuk  minimalisasi  jumlah fuse yang putus, dilakukan back-up oleh recloser . Pada gangguan temporer, recloser akan mengkliring gangguan yang menjadi prioritas fuse . Skema proteksi ini dikenal sebagai fuse saving operation .  Mekanisme koordinasi proteksi ini akan berubah ketika dilakukan integrasi unit pembangkit ke jaringan. Hal ini terjadi akibat perubahan arus gangguan akibat kontribusi arus gangguan  dari  generator.  Magnitud  perubahan  signifikan  dipengaruhi  oleh  lokasi  dan  kapasitas  unit  pembangkit. Tujuan penelitian adalah mengembangkan perangkat evaluasi untuk proses mitigasi fuse yang terdampak malkoordinasi akibat  penempatan  lokasi  pembangkit  dan  level  penetrasi  pembangkit.  Metodologi  penelitian  dilakukan  dengan mengembangkan software menggunakan MATLAB dengan subjek kajian jaringan IEEE Test 34 node . Hasil penelitian menunjukkan  bahwa  level  penetrasi  rendah  20%  hanya  berdampak  kecil  terhadap  koordinasi  proteksi  dan  level penetrasi tinggi  hanya mempertahankan  tidak terjadi gagal koordinasi pada pemasangan dekat gardu induk.
Kata kunci: recloser , fuse , pembangkit tersebar

## Abstract
Fuse and recloser are traditionally used to reduce interference in the airways where the main feeder is installed recloser and the  lateral feeder is installed  fuse. Fuses are  inexpensive  and reliable  protection devices that will  fuse over several cycles due to a high fault current. To minimize the number of broken fuses, a back-up is performed by the recloser. In the case of temporary disturbances, the recloser will clear the disturbance that is the priority of the fuse. This protection scheme is known as fuse saving operation. This protection coordination mechanism will change when the  generating  unit  is  integrated  into  the  network.  This  occurs  due  to  changes  in  the  fault  current  due  to  the contribution  of  the  fault  current  from  the  generator.  The  magnitude  of  the  significant  change  is  influenced  by  the location  and  capacity  of  the  generating  unit.  The  research  objective  is  to  develop  an  evaluation  tool  for  the  fuse mitigation process that is affected by mal coordination due to the location of the generator and the penetration level of the generator. The research methodology was carried out by developing software using MATLAB with the subject of the 34 node IEEE Test network study. The results showed that a low penetration level of 20% only had a small impact on  protection  coordination  and  a  high  penetration  level  only  prevented  mal  coordination  in  installations  near substations.
Keywords: recloser, fuse, distributed generation

## I. P ENDAHULUAN
Untuk  mengantisipasi  peningkatan  kebutuhan suplai energi listrik baik dalam rangka elektrifikasi nasional  maupun  pertumbuhan  industri,  bermacam langkah  dilakukan  untuk  mencukupi  kebutuhan
tersebut. Pembangkit listrik skala kecil adalah salah satu  diantaranya.  Permasalahan  geografis  dan kebutuhan  peningkatan    rasio  elektrifikasi  di Indonesia menunjukan bahwa mayoritas pembangunan  pembangkit  tersebar  ( distributed generation ) akan terdapat di wilayah pedesaan. Ciri
karakteristik    jaringan    akan  terkait  dengan  sistem Saluran  Udara  Tegangan  Menengah  (SUTM)  dan dengan  topologi  jaringan  radial.  Sehingga permasalahan  operasi  jaringan    dengan    sifat gangguannya  akan  sangat  erat  terkait  dengan lingkungan  atau  faktor  eksternal    seperti    petir, pohon,  dan  binatang.  Beberapa  penelitian menunjukan  gangguan  yang  terjadi    pada  jaringan 70-95% adalah  gangguan temporer, dengan durasi gangguan antara seperempat siklus sampai beberapa siklus [1]-[6].
Menjawab permasalahan pengembangan integrasi pembangkit tersebar yang ada di Indonesia dan pertimbangan beberapa hasil riset menunjukan bahwa solusi non-adaptif  sampai tahun 2020 masih luas digunakan. Arafa, dkk. mengembangkan teknik non-adaptif  yang  tidak  membutuhkan  pengukuran online untuk mengendalikan gangguan. Solusi yang ditawarkan  adalah  dengan  melakukan  pergantian fuse secara  selektif  pada  integrasi  pembangkit tersebar  baru.  Pertimbangan dari pilihan ini adalah temuan  dari  hasil  riset  mereka  bahwa  gangguan paling banyak ditemukan pada fuse yang terpasang pada feeder lateral.    Pertimbangan  lainnya  adalah ketika  terjadi  gangguan feeder masih  akan dipertahankan  terhubung  dengan  unit  pembangkit dengan  lokasi  tertentu  dan  level  penetrasi  yang tertentu  [1].  Elmitwally,  dkk.  mendeskripsikan pengaruh fault current limiters terhadap koordinasi recloser-fuse akibat  perubahan  dari  monopolar (memiliki  satu  arah)  menjadi  lebih  dari  satu  arah mengakibatkan  terjadinya  perubahan  arah  dan magnitud  arus  gangguan.  Perubahan  ini  adalah akibat  kontribusi  arus  gangguan  hubung  singkat yang  mengalir  dari  generator.  Kajian  ini menunjukan  bahwa  magnitud  arus  gangguan signifikan  dipengaruhi  oleh  pemasangan fault current limiter pada jaringan [2].
Naiem, dkk. mengembangkan teknik penyesuaian  kondisi  relai  yang  mampu  merespon kondisi real-time untuk  meningkatkan  keandalan sistem.  Operasi  sistem  dirancang  hanya  dengan membutuhkan sedikit atau tanpa intervensi operator [3].  Jamali,  dkk.  menunjukan  hasil    penelitian pengaruh  pemasangan Single  Pole  Auto  Recloser (SPAR)  pada    operasi  unit  yang  integrasi  dengan pembangkit  tersebar.  Hasil  simulasi  menunjukan bahwa kestabilan transien masih dapat dipertahankan.  Studi  lanjutan  terhadap  kajian  ini akan  menarik  karena  pemasangan  SPAR  dapat meningkatkan keberlangsungan pasokan mengingat bahwa  banyak  beban  pelanggan  jaringan  distribusi adalah  satu  fase  [4].    Shah,  dkk.  mengembangkan skema  adaptif  pada recloser untuk  melakukan pencegahan  gagal  kordinasi  pada recloser [5]. Hussain,  dkk    mengembangkan  skema fuse  saving
tidak  dengan recloser tiang  tetapi  recloser  pada relai  proteksi  arus  lebih  yang  terdapat  pada  gardu induk [6]. Alam, dkk. mendeskripsikan dengan rinci skema  pengembangan  karakteristik  arus-waktu kombinasi  untuk  relai  proteksi  arus  lebih    yang khusus untuk aplikasi mikrogrid [7]. Zeineldin, dkk. mengembangkan directional relai  menggunakan dual  setting dengan  relai  arah  pada  proteksi integrasi feeder dengan    pembangkit  tersebar.  Dua buah  relai  arah  dikembangkan  pada  titik  lokasi interkoneksi  pemasangan  unit  pembangkit.  Dua buah  relai  memonitor  gangguan  dan  menentukan arah  gangguan.  Arah  gangguan  yang  termonitor oleh  relai  akan  mengoperasikan breaker untuk isolasi  unit  pembangkit  dengan  memungkinkan tercapainya  minimasi  gagal  koordinasi recloser- fuse [8]. Sa'ed, dkk.  menampilkan skema pengaruh integrasi  terkait  kapasitas  pada  topologi  jaringan radial.  Pada  paper  ini  dirinci    pola  arus  gangguan yang berdampak pada recloser dan fuse fungsi dari lokasi fuse dan recloser [9].  Abdel-Ghany,  dkk. pada tologi jaringan radial mengembangkan sistem untuk  mendapatkan  representasi  optimal  ketika dilakukan  integrasi  dengan  generator  sinkron  [10]. Norshahrani, dkk. menampilkan data perbandingan beberapa  metode  mitigasi  proteksi  terkait perkembangan  di  beberapa  unit  pembangkit  [11]. Pazzini, membuat kajian review detail setting relai arus  lebih  ketika  integrasi  [12].  Norshahrani,  dkk. mengembangkan koordinasi proteksi terkait dengan rekonfigurasi jaringan [13].
Penelitian ini adalah penelitian yang fokus untuk mendapatkan  model  evaluasi  yang    aplikatif  dan praktis.  Bentuk  yang  dihasilkan  adalah  perangkat lunak  yang  mampu  melakukan  evaluasi  koordinasi proteksi fuse-recloser .  Penelitian  ini  akan menghasilkan kajian pengaruh lokasi dan kapasitas daya  unit  pembangkit  tersebar  terhadap  mitigasi perangkat fuse akibat  gagal  koordinasi  proteksi. Berbeda  dengan  penelitian  sebelumnya,  secara khusus kajian ini fokus untuk mendapatkan metode mitigasi fuse pada  jaringan  tegangan  menengah ketika  dilakukan  integrasi  dengan  pembangkit tersebar.

## II. M ETODE P ENELITIAN
A. Mekanisme Koordinasi Proteksi
Pertama recloser harus  melepas  rangkaian dengan  cepat  pada  gangguan  temporer  dengan karakteristik  pemutusan  cepat  ( instantanous ), sebelum  arus  gangguan  mengakibatkan fuse beroperasi  pada  area  MM  ( minimum  melting ), sehingga  karakteristik  pemutusan  cepat  dari recloser harus  berada  di  bawah  karakteristik fuse pada  range  koordinasi.  Kedua recloser juga
memiliki  karakteristik  operasi  lambat  ( delay  time ), yang  fungsinya  sebagai back  up terhadap karakteristik fuse  TC ( total  clearing ) . Fuse akan memutus  rangkaian  ketika  terjadi  gangguan permanen dan tidak akan memutus rangkaian pada gangguan  temporer,  sehingga  karakteristik  operasi lambat  dari recloser harus  berada  di  atas karakteristik  MM dari fuse pada range koordinasi. Arus  operasi recloser akan  berada  pada range diantara  I F minimal dan I F maksimal.
Konsep  koordinasi  proteksi  ditunjukan  pada Gambar  1.  Pada  arus  gangguan  yang  melalui fuse (I Fi )  pada  waktu  operasi fuse t  (I Fi ),  harus melampaui waktu operasi cepat dari recloser t (I RA ).
( )    ( ) { (1)
Pada  arus  gangguan  yang  melalui fuse (I Fi )  waktu operasi fuse t (I Fi ),  tidak boleh  melampaui waktu operasi delay time dari recloser t (I RB ).
( )    ( ) { (2)
Gambar 1. Konsep koordinasi proteksi
Titik  gangguan  berada  diantara recloser dan gardu  induk  seperti  ditunjukkan  pada  Gambar  2, sedangkan  titik  gangguan  berada  sebelum  gardu induk  dan recloser seperti  ditunjukkan  pada Gambar 3. Arus gangguan yang mengalir pada fuse dan recloser ketika  terjadi  gangguan  pada  titik  di lateral feeder . Arus yang melaui recloser (I R ) adalah I F,GI dan arus yang melaui fuse (I Fuse ) adalah sebesar I F,GI + I F,DG. GARDU INDUK 51 R Fuse I OCR I R Pembangkit Tersebar I F-DG I F-GI Titik Gangguan a b I Fuse I F-DG I F-GI
Gambar 2. Titik gangguan diantara GI dan recloser GARDU INDUK 51 R Fuse I OCR I R Pembangkit Tersebar I F-DG I F-GI Titik Gangguan a b I Fuse I F-DG I F-GI
Gambar 3. Titik gangguan sebelum GI dan recloser 4 3 5 2 6 7 1 R 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 31 32 33 26 27 24 23 25 28 29 22 19 20 21 18
Gambar 4. Recloser dan fuse pada feeder uji IEEE 34- node
B. Feeder Uji IEEE 34-Node
Model  jaringan  distribusi  tegangan  menengah menggunakan feeder uji IEEE 34- node . Karakteristik feeder adalah radial dengan mayoritas jaringan  adalah  SUTM.  Total  permintaan  daya adalah  1770  kW  dan  72%  dari  beban  yang  berada 56  km.    Titik node paling  jauh  adalah  59  km  dari gardu  induk.    Rasio X/R  adalah 0,91  sampai  2,25. Pada penelitian ini jaringan disederhanakan dengan melepas transformator 24,9 kV/4,16 kV dari feeder uji  yang  asli,  sehingga  jaringan  hanya  dimodelkan dengan satu level tegangan. Begitu pula  AVR pada jaringan    dilepas,  sehingga  model  jaringan  dapat dilihat  pada  Gambar  4. Terdapat  8  buah fuse yang dilindungi oleh recloser jaringan.
C . Perancangan Pengujian Sesuai feeder uji  pada  Gambar  4  mekanisme koordinasi  proteksi  yang  dikembangkan  yaitu recloser dirancang  untuk  melindungi  8  buah fuse. Pengaruh  secara  umum  integrasi  unit  pembangkit ke  jaringan distribusi. Akibat perubahan dari yang semula  monopolar  (memiliki  satu  arah)  menjadi lebih  dari  satu  arah  mengakibatkan  terjadinya perubahan  arah  dan  magnitud  arus  gangguan. Perubahan  ini  adalah  akibat  kontribusi  arus gangguan  hubung  singkat  yang  mengalir  dari generator,  magnitud,  dan  arah  gangguan  ini signifikan dipengaruhi oleh  lokasi dan ukuran unit pembangkit.
Satu  buah recloser dirancang  untuk  melindungi kedelapan fuse dengan  mekanisme fuse  saving operation. Mekanisme  ini  dilakukan  dengan membuat  subprogram  perhitungan  hubung  singkat untuk  menentukan  arus  maksimum  dan  minimum pada  setiap node gangguan.  Pada  seluruh  jalur koordinasi  masukan  data input  rating fuse dilakukan  untuk  menentukan  titik  gangguan maksimum  dan  minimum  pada  setiap  zona perlindungan.
Pengaruh  lokasi  penempatan  unit  pembangkit diuji dengan menempatkan pembangkit pada node 1 sampai node 17.  Level  penetrasi  yang  akan  diuji meliputi pembangkit generator sinkron dengan level penetrasi  20%,  30%,  40%,  50%,  dan  60%. Fuse yang diuji secara berurut adalah fuse tipe K dengan rating K15,  K12,  K20,  K10,  K25,  K15,  K10,  dan K15  yang  berada  pada node 8, node 11, node 13, node 14, node 15, node 17, node 17, dan node 28. Diagram  alir  program  ditunjukan  pada  Gambar  5. Proses ini meliputi pemrograman fiting kurva waktu pemutusan recloser cepat  t(I RA )  dan recloser lambat ( ) yang bersamaan melalui fuse (I Fi ).
Mekanisme  koordinasi  proteksi  dengan  kriteria persamaan  (1)  dan  (2)  digunakan  untuk mengevaluasi  penempatan  unit  pembangkit  dan pengaruh level penetrasi kapasitas unit pembangkit. Sistem  koordinasi  proteksi  pada jaringan  distribusi radial  dikembangkan  berdasarkan  konsep grading berbasis  arus  dan  waktu.  Oleh  karena  itu, pertimbangan  pemilihan rating dan  penentuan setting dari  peralatan  proteksi  menggunakan  nilai arus hubung singkat sesuai lokasi tempat peralatan dipasang. Model persamaan karakteritik setiap tipe fuse diperoleh  dari  data  pabrikan.  Nilai  a  dan  b digunakan  untuk  proses  pembuatan  kurva fitting . Pendekatan  yang  digunakan  adalah  menggunakan persamaan  regresi  polinomial  menggunakan persamaan  garis  lurus  logaritmis ( ) ( ) .  Penggunaan  persamaan  ini  artinya menggunakan  pendekatan  polinomial  orde  1. Perhitungan  hubung  singkat  dengan  memastikan data  impedansi  sistem  mengambil  data  sekunder menggunakan  pada    parameter  impedansi    gardu induk Z sys0 = j 10.7  Ohm, Z sys1 =  2.9+ j 2.7  Ohm, memasukan impedansi antar node , memasukan data ke  dalam  format toolbox Zbuild  dari  menguji program  sesuai  diagram  alir  Gambar  5  untuk menguji  arus  hubung  singkat  yang  terjadi  pada semua node .
Mulai
nfx=nfmaks(i)
„j =j terakhir „j =j+1 T Hitung Arus Hubung Singkat IntDG(MVA_G,kV_G,xdii,BusDG) nfx=nfmin(i) Hitung Arus Hubung Singkat IntDG(MVA_G,kV_G,xdii,BusDG)
Hitung · Waktu Pemutusan Fuse MM fuseMMK(Fuse_k(i),Ifmaks)
· Waktu Pemutusan Rec_Cepat
RecloserDelay(In,TMSR,Ifmaks)
Hitung · Waktu Pemutusan Fuse TC fuseK(Fuse_k(i),Ifmin) · Waktu Pemutusan Rec_Cepat
RecloserDelay(In,TMSR,Ifmin) (tRec_F < tMM) & (tRec_S > tTC) Y „i =i terakhir Set i=1 , j=1 Node  Integrasi =j Node gangguan = i „i =i+1 T T Y Y
Input
Untuk setiap jalur koordinasi proteksi · Fuse yang digunakan · Node  Arus Hubung Singkat Tertinggi · Node Arus Hubung Singkat Terendah Cetak tRec_F t MM Cetak tRec_F t MM Cetak Tabulasi Hasil Koordinasi Baik Cetak Tabulasi Hasil Mal   Koordinasi
Gambar 5. Diagram alir program evaluasi koordinasi proteksi

## III. H ASIL DAN P EMBAHASAN
Hasil running program  detil  koordinasi ditampilkan  pada  Gambar  6.  Kurva  karakteristik fuse ditampilkan pada Gambar 7, sedangkan  kurva koordinasi proteksi ditampilkan pada Gambar 8 dan Gambar 9. Mekanisme koordinasi proteksi berjalan baik,  sesuai  persamaan  (1)  dan  (2)  pada  arus
gangguan yang melalui fuse (I Fi ) waktu operasi fuse t(I Fi ),  harus  melampaui  waktu  operasi  cepat  dari recloser t(I RA ).    Pada  arus  gangguan  yang  melalui fuse  (I Fi )  waktu  operasi  fuse  t(I Fi ),  tidak  boleh melampaui  waktu  operasi delay  time dari recloser t(I RB ).
Gambar 6. Running evaluasi koordinasi proteksi recloser fuse feeder test IEEE 34- node
Gambar 7. Kurva waktu arus untuk fuse rating 10 K
Gambar 8. Kurva TC dan recloser lambat
Gambar 9. Kurva MM dan recloser cepat
Koordinasi  proteksi  pada  integrasi  0,406  MVA dengan penempatan unit pembangkit pada node 10 sampai dengan 17 pada integrasi unit sebesar 0,406 MVA berakibat kegagalan koordinasi pada fuse F.6 dan  F.9.  Pada  pemasangan  unit  pembangkit  pada lokasi node 10 sampai node 17.  Dengan  menaikan rating fuse satu  level rating akan  menormalkan koordinasi proteksi sistem. Integrasi unit pembangkat  dengan  penetrasi  kecil  (20%) berdampak  kecil  terhadap  koordinasi  proteksi. penggantian fuse secara terbatas masih memungkinkan.
Pada integrasi  0,6  MVA, fuse F.3,  F.6,  dan  F.9 menjadi  kritis  terhadap  kegagalan  koordinasi  pada lokasi  pemasangan  pada node 5  sampai node 17. Pada  integrasi  unit  pembangkit  besar  1,075  MVA (60%)  seperti  ditunjukkan  Gambar  10,  peluang pemasangan  yang  memiliki  dampak  kecil  terhadap koordinasi  berbasis fuse  saving  operation adalah pemasangan  unit  pembangkit  dekat  dengan  gardu
gardu induk. Menaikan rating fuse satu tingkat pada jalur  koordinasi  yang  mengalami  kegagalan koordinasi  akan  mengembalikan  ke  kondisi koordinasi  proteksi  yang  baik.  Pada  pengujian range integrasi antara 10% sampai 60% terdapat 4 buah fuse yang  mengalami  gagal  koordinasi proteksi.  Pada  integrasi  20%, fuse F.6  dan  F.9 adalah fuse yang mengalami gagal koordinasi untuk pemasangan  unit  pada node 10  sampai node 17. Pada  integrasi  30%, fuse F.3,  F.6,  dan  F.9  akan gagal  koordinasi.  Untuk  pemasangan  unit  pada node 5  sampai node 17.  Pada  integrasi  dari  40% sampai  60%,  fuse  F.3,  F.4,  F.6,  dan  F.9  akan  mal koordinasi  Untuk  pemasangan  pada  unit node 10 sampai node 17.
Pada  Tabel  1  ditunjukkan  hasil  pengujian kegagalan mekanisme koordinasi terhadap penetrasi unit pembangkit pada feeder test IEEE 34- node .
Gambar 10 . Hasil pengujian evaluasi pengaruh pada kapasitas 1,075 MVA (60%)
Tabel 1.  Hasil pengujian kegagalan mekanisme koordinasi  terhadap  penetrasi unit pembangkit pada feeder test IEEE 34- node Titik Instalasi Kapasitas unit pembangkit 0,406 MVA 20% 0,600 MVA 30% 0,700 MVA 40% 0,900 MVA 50% 1,075 MVA 60% Node 3 NO NO NO NO NO Node 4 NO NO NO NO NO Node 5 NO F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 Node 6 NO F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 Node 7 NO F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 Node 8 NO F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 Node 9 NO F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 F3,F6,F9 Node 10 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 11 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 12 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 13 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 14 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 15 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 16 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 Node 17 F6,F9 F3,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9 F3,F4,F6,F9

## IV. K ESIMPULAN
Level penetrasi signifikan berpengaruh terhadap mekanisme  koordinasi  proteksi fuse  recloser berbasis fuse saving operation . Level penetrasi 20% lokasi  penempatan  unit  pembangkit  hanya berdampak  kecil  terhadap  koordinasi  proteksi. Penggantian fuse pada  lokasi  yang  terbatas  sudah dapat  memulihkan  koordinasi  proteksi.  Level penetrasi  yang  lebih  dari  40%  menunjukan  bahwa untuk  mempertahankan  mekanisme  koordinasi proteksi  mengharuskan  penggantian  sampai  50% jumlah fuse . Pada level penetrasi tinggi sampai 60% hanya pada pemasangan di lokasi node 3 dan node 4 saja yang tidak tidak berdampak pada koordinasi proteksi,  artinya  membutuhkan  penggantian  semua fuse terpasang.  Hal  ini  terjadi  karena  lokasi  dan posisi  antara titik  gangguan,  gardu  induk,  dan  unit pembangkit  tersebar  yang  berbeda  sehingga menyebabkan arus yang mengalir pada recloser dan fuse berbeda.  Antisipasi  yang  dapat  dilakukan diantara  adalah  dengan  menggunakan recloser directional ,  menambahkan  diferensial  tegangan, dan  menerapkan  skema  adaptif.  Penelitian selanjutnya yang dapat dilakukan adalah mengoptimasi  lokasi  penempatan  pembangkit tersebar  agar  meminimalisasi  mal  koordinasi proteksi.

## U CAPAN T ERIMA K ASIH
Terima kasih kepada Politeknik Negeri Bandung atas  dukungan  biaya  penelitian  melalui    Skema Penelitian  Peningkatan  Kapasitas  Laboratorium,
sesuai  Surat  Perjanjian  Pelaksanaan  Penelitian No.B/74.8/PL1.R7/PG.00.03/2021

## R EFERENSI
[1]  A. Arafa,  M.  M.  Aly  and  S.  Kamel,  “ Impact  of Distributed Generation on Recloser-Fuse Coordination  of  Radial  Distribution  Networks, ” 2019  International  Conference  on  Innovative Trends in Computer Engineering (ITCE) , 2019, pp. 505-509.
[2]  A.  Elmitwally,  E.  Gouda,  and  S.  Eladawy, “ Restoring  recloser-fuse  coordination  by  optimal fault  current  limiters  planning  in  DG  integrated distribution  systems, ” International    Journal Electric  Power , vol. 77, pp. 9 – 18, 2016.
[3]  A. F. Naiem, A. Y. Abdelaziz, M. Elsharkawy, and Y. Hegazy, “ A classification technique for recloser- fuse  coordination  in  distribution  systems  with distributed  generation,” IEEE  Trans  Power Delivery , vol. 27, pp. 176-185, 2012.
[4]  S. Jamali and H. Borhani, “ Recloser time – current – voltage characteristic for fuse saving in distribution networks  with  DG, ” Journals    IET  Generation, Transmission  &  Distribution ,  vol.  11,  no.  1,  pp. 272 – 279, 2017.
[5]  P. H. Shah and B. R. Bhalja, “ New adaptive digital relaying scheme to tackle recloser – fuse miscoordination  during  distributed  generation interconnections, ” IET  Gener.  Transm.  Distrib. , vol. 8, no. 4, pp. 682 – 688, 2014.
[6]  B.  Hussain,  S.  M.  Sharkh,  and  S.  Hussain, “ An adaptive  relaying  scheme  for  fuse  saving  in distribution  networks  with  distributed  generation, ” IEEE Trans. Power Deliv. , vol. 28, no. 2, pp. 669 – 677, 2018.
[7]  M.  N.  Alam, “ Overcurrent  protection  of  AC microgrids  using  mixed  characteristic  curves  of relays, ” Computers  and  Electrical  Engineering, Elsevier , vol. 74, pp. 74 – 88, 2019.
[8]  H. H. Zeineldin, H. M. Sharaf, D. K. Ibrahim, and E.  E.  El- Zahab,  “O ptimal  protection  coordination for  meshed  distribution  sys-tems  with  DG  using dual  setting  directional  over- current  relays,” IEEE Trans Smart Grid , vol. 6, no. 1, pp.115 – 123, 2015.
[9]  J.  A.  Sa'ed,  S.  Favuzza,  M.  G.  Ippolito,  and  F. Massaro, “ An  investigation  of  protection  devices coordination  effects  on  distributed  generators capacity in radial distribution systems, ” International  Conference  on  Clean Electrical , 2013, pp. 686-692.
[10]  H. A. Abdel-Ghany, A. M. Azmy, N. I. Elkalashy, and  E. M.  Rashad, “ Optimizing  DG  penetration in distribution networks concerning protection schemes  and  technical  impact, ” EPSR  Electric
Power  Systems  Research ,  vol.  128,  pp.  113-122, 2015.
[11]  A.  M.  Norshahrani,  H.  Mokhlis,  and  Sukumar, “ Progress  on  Protection  Strategies  to  Mitigate  the Impact  of  Renewable  Distributed  Generation  on Distribution  Systems ,” Journal  Energies ,  vol.  10, no. 11, 2017.
[12]  S.  Pazzini,  E.  L.  Frizera,  and  C.  B.  Donadel, “ Technical review of protection settings considering the influence of distributed generation, ” 2017  IEEE  Power  &  Energy  Society  Innovative Smart Grid Technologies Conference (ISGT) , 2017.
[13]  N. Norshahrani, M. Mokhlis, H. Bakar, A. Rahman, M.  Badran,  O.  Mansor,  and  Nurulafiqah, “Protection Coordination Toward Optimal Network Reconfiguration and DG Sizing ,” IEEE Access , vol.
7, 2019.
.