e-ISSN : 2715-5064

## KOORDINASI OVER CURRENT RELAY (OCR) BERBASIS ALGORITMA FIREFLY DI PT DAYASA ARIA PRIMA GRESIK
Mohamad Khoirul Huda 1*) , Deny Irawan 2, Rini Puji Astutik 3
1 Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Muhammadiyah Gresik, Gresik
1 Jln. Sumatera, Randuagung, Kec.Kebomas, Kab.Gresik, Jawa Timur 61121, Indonesia email: 1 khoirulh858@gmail.com, 2 den2mas@gmail.com, 3 astutik_rpa@umg.ac.id
Abstract PT.  Dayasa Aria Priama is a paper mill subsidiary of PT. Fajar Surya Wisesa Tbk. which is located in Driyorejo District, Gresik  Regency.  In  the  production  activities  of  PT.    Dayasa  Aria Prima  has  a  source  of  electricity  that  comes  from  PLN  and  Gas Turbine.  In  the  distribution  of  electric  power,  a  safety  system  is needed in the event of a disturbance, one of the disturbances that occurs  is  overcurrent.  Overcurrent  protection  uses  overcurrent protection  relays,  at  PT  Dayasa  Aria  Prima  in  coordinating overcurrent  protection  relays  using  conventional  methods.    This research  will  show  the results  of  coordination  using conventional methods with coordination using the Firefly method.
Abstrak PT. Dayasa Aria Priama merupakan pabrik kertas anak  cabang  perusahaan  PT.  Fajar  Surya  Wisesa  Tbk.  yang berada  di  Kecamatan  Driyorejo  Kabupaten  Gresik.  Dalam kegiatan  produksi  PT.  Dayasa  Aria  Prima  memiliki  sumber tenaga  listrik  yang  berasal  dari  PLN  dan  Gas  Turbin.  Dalam pendistribusian  tenaga  listrik  diperlukan  sistem  pengaman apabila  terjadi  gangguan,  salah  satu  gangguan  yang  terjadi adalah  arus  lebih.  Pengaman  arus  lebih  menggunakan  relai protection arus lebih, di PT Dayasa Aria Prima dalam koordinasi relay  protection  arus  lebih  menggunakan  metode  konvensional. Dalam  penelitian  ini  akan  menampilkan  hasil  koordinasi menggunakan metode konvensional dengan koordinasi menggunakan metode Firefly.
Kata Kunci – Koordinasi Relay Protection,  Algorima Firefly, Over Current Relay, ETAP 12.6
I. PENDAHULUAN
Sumber tenaga listrik merupakan bagian penting dalam dunia industri, tidak  lain PT. Dayasa Aria Prima  merupakan pabrik kertas.  Saat  ini  PT  Dayasa  Aria  Prima  mempunyai  2  sumber tenaga  listrik  yang  berasal dari PLN dan Gas turbin. Sumber tenaga  listrik di PT Dayaa Aria Prima tersebut terbagi dalam dua type yaitu 11,5 kV dan 6 kV yang masuk kategori tegangan menengah  kemudian  diturunkan  menggunakan  travo  step- down menjadi 380 V sebagai sumber tenaga listrik pada unit- unit produksi.
Selain  kehandalan  dari  dua  sumber  listrik  tersebut,  Sistem proteksi  dalam  pengoperasian  tenaga  listrik  berfungsi  secara kolektif  baik  untuk  melakukan  pengamanan  pada  peralatan tertentu maupun untuk menghindari sistem dari kemungkinan terjadinya pemadaman listrik akibat gangguan[1]. Jenis  gangguan  pada  sistem  distribusi  tenaga  listrik  sangat bervariasi,  salah  satu  gangguan  yang  biasanya  terjadi  adalah gangguan  arus  berlebih,  maka  diperlukan  sistem  koordinasi proteksi  yang  tepat  dengan  menampilkan  kurva  karakteristik
rele arus lebih yang didapat dari perbandingan hasil koordinasi secara  konvensional  dengan  metode  firefly.  Dari  analisis koordinasi  proteksi  dapat  diketahui  settingan  koordinasi  rele yang  tepat  untuk  mengamankan  system  kelistrikan  di  PT. Dayasa  Aria  Prima  sehingga  keandalan  dan  keamnan  dalam suplai daya tetap terjaga secara optimal.

## II.PENELITIAN YANG TERKAIT
A. Gangguan Pada Sistem Tenaga
Pada  Sistem  Tenaga  Listrik  merupakan  kondisi  tidak  normal yang terjadi pada sistem kelistrikan. Pada kondisi tidak normal, suplai  listrik  berasal  dari  sumber  dan  menuju  ke  beban  jika terjadi  sebuah  gangguan  maka  akan  terdapat  arus  yang mengalir ke titik gangguan yang menyebabkan arus total pada titik tersebut sangat besar sehingga kontinuitas suplai ke beban terganggu.[2]. Gangguan arus  lebih dapat dibedakan  menjadi dua[3],  yaitu  akibat  beban  lebih  yang  diproteksi  oleh  Arus Lebih  Waktu  (ANSI:51)  dan  Arus  Lebih  Sesaat  (ANSI:50). Untuk  perhitungan  pengaturan  aliran  pickup  rele  terbalik (ANSI:51) dapat menggunakan Standar IEC:
1.05𝑥𝐹𝐿𝐴 < 𝐼𝑠𝑒𝑡 < 1.4𝑥𝐹𝐿𝐴 (1) FLA merupakan arus beban nominal dan merupakan nilai arus untuk  pickup[4].  Dalam  menentukan  pemilihan  dan kemiringan  kurva  untuk  menemukan  apa  yang  kita  butuhkan dari  koordinasi  proteksi  dapat  ditentukan  berdasarkan persamaan berikut:
t op = TDS x k (( Isc max IP ) ∝ -1 ) xβ (2)
Top merupakan waktu operasi relay, TDS  adalah  Pengaturan Time Dial, Isc max adalah arus maksimum 3 fasa pada keadaan hubung  singkat.  Persamaan  (2)  juga  menggunakan  beberapa koefisien[5].
Tabel 1 Kurva Koefisien Invers Relay Standar IEC Tipe Kurva 𝒌 ∝ 𝜷 Invers waktu yang lama 120 1 13,33 Standar Invers 0,14 0,02 2,97 Sangat terbalik 13,5 1 1.5 Sangat Terbalik 80 2 0,808
*) penulis korespondensi : Mohamad Khoirul Huda Email: khoirulh858@gmail.com
e-ISSN : 2715-5064
𝑖=
0
Untuk  manfaat  proteksi  peralatan  terhadap  arus  hubung singkat,  perhitungan  pengaturan  aliran  pickup  rele  sesaat (ANSI: 50) dapat  menggunakan Standar IEC:
1.6𝑥𝐹𝐿𝐴 < 𝐼𝑠𝑒𝑡 < 0.8𝑥𝐼𝑠𝑐 𝑚𝑖𝑛 (3) 𝐼𝑠𝑐 𝑚𝑖𝑛 =  adalah  arus  hubung  singkat  2  fasa  yang  dirasakan oleh relai[6].

## B. Algoritma Firefly
Algoritma Firefly adalah metode perhitungan yang terinspirasi dari  serangga  kunang-kunang  dimana  pola  prilakunya  di implementasikan  ke  dalam  metode  firefly.  Algoritma  Firefly ini  dikembangkan  seseorang  bernama  Xin-She  Yang  di Universitas Cambride sekitar tahun 2007. Pada tahap ini akan dijelaskan koordinasi rele pengaman arus lebih  menggunakan metode Firefly (FA)[7].
Mulai
Inisialisasi posisi random partikel TDS dan Iset dengan batasan yang telah ditentukan Iterasi = 1 Hitung nilai P best dan G best dari TDS dan I Hitung kecepatan partikel TDS dan partikel Hitung posisi partikel TDS dan Iset terbaru. Ijinkan perubahan posisi jika memenuhi batasan partikel & Tolak perubahan posisi jika tidak memenuhi batasan pertikel Iterasi < iterasi maksimum Selesai Tidak Ya Nilai posisi saat ini dari masing-masing partikel merupakan nilai koordinasi Iterasi = iterasi +1
Gambar. 1 Flow chart koordinasi rele dengan metode FA
1. Langkah  pertama  yaitu  menggambil  nilai  IFLA,  isc max rele primare dan relle backup, dan CT rasio.
2. Langkah  kedua  Tujuan  pada  fungsi (f) adalah meminimalkan  waktu  total  operasi  dari  semua  relay proteksi arus lebih dalam sistem sehubungan dengan batasan waktu koordinasi antara rele utama dan rele backup [8]. Fungsi objektif yang digunakan adalah Min (J) = ∑ 𝑛 1 𝑤𝑖𝑡𝑖 (4) Dimana  n  adalah  total  rele,  ti  adalah  waktu  operasi rele  utama  pada  saat  gangguan,  dan  wi  merupakan koefisien  probabilitas  gangguan  yang  terjadi  pada setiap  zona  proteksi.  Dalam  penelitian  ini  nilai  wi yang diberikan adalah 1[9].
3. Langkah  ketiga  yaitu  pengambilan  batasan  dalam kondisi lowset . Constraint untuk  menginisiasi  nilai posisi  TDS    dan  arus pickup dinyatakan  dalam persamaan berikut.
TDSi min ≤ TDS ≤ TDSi max  (5) 1,05 x IFLA ≤ Ip ≤ 1,4 x IFLA  (6)
4. Pada  tahap  ini  menghitung  intensitas  cahaya  (i)  dan koefisien penyerapan ( 𝛾 ) seperti kabut dll.
5. Langkah kelima adalah mengatur koefisien ketertarikan  ( 𝛽 ).  Formula  yang  digunakan  adalah sebagai berikut:
𝛽 ( 𝑟 ) = 𝛽 0 𝑒 −𝑦.𝑟𝑛𝑝𝑞 𝑛 ≥ 1  (7)
6. Langkah keenam adalah keadaan dimana firefly yang memiliki  itensitas  cahaya  lebih  redup  ( i )  bergerak menuju  firefly  yang  memiliki  itensitas  cahaya  yang lebih terang ( j )[10].
7. Langkah  ketujuh  adalah  variasi  pendekatan  firefly terhadap  jarak  ( r ).  Beberapa  parameter  yang terpengaruhi adalah posisi( x ), rumus yang digunakan dalam penentuan parameter tersebut adalah:
𝑋 𝑖 =   𝑋 𝑖 + 𝛽(𝑟) ∗ (𝑋 𝑖 −  𝑋 𝑗 ) 𝛼(𝑟𝑎𝑛𝑑 − 1 2 (8)
Koefisien 𝛼 , 𝛽 , dan 𝛾 bernilai 0 sampai 1.
8. Langkah kedelapan  parameter firefly  yang  berkaitan dengan  fitness  function  akan  screening  berdasarkan batasan  yang telah ditetapkan. Adapun batasan  yang harus perhatikan:
a. Selisih waktu (CTI)  antara relai primare dan relai backup dengan acuan 0,2 – 0,4 detik[11].
tbackup – tutama ≥ CTI  (9)
b. t max relai utama sebesar 1 detik
9. Langkah  kesembilan  proses  constraint  parameter posisi Pbest TDS dan Pnotbest TDS Pbest TDS = xTDS  (10)
Pnotbest TDS = Pnotbest TDSawal  (11)
10. Langkah  terakhir  proses  iterasi  akan  berhenti  pada posisi max iterasi yang ditentukan. Dan mendapatkan nilai TDS dan Ipickup secara optimal.
C Cl earing Time Interval (CTI)
Untuk  koordinasi  beberapa  relai  perlu  mempertimbangkan clearing time interval (CTI). Tanpa adanya interval antar rele, peralatan  pengaman  mungkin  bekerja  secara  tidak  tepat  dan dapat  memutus  aliran  daya  ke  lokasi  yang  tidak  mengalami gangguan. Berdasarkan standar IEEE 242 [12] telah dijelaskan bahwa  terdapat  rekomendasi  CTI  minimum  untuk  jenis  rele elektromekanik dan rele static seperti pada table berikut:
Tabel 2 CTI Minimum Relai Uraian Respond Waktu Elektromekanik Satatic Waktu pembukaan circuit breaker 0,08 0,08 Overtravel pada rele 0,1 0 Toleransi  dan  error  pada rele 1,2 0,2 Total CTI 0,3 0,2
e-ISSN : 2715-5064
D

## Sistem Kelistrikan  PT Dayasa Aria Prima
Sistem  kelistrikan  merupakan  hal  yang  sangat  penting  untuk menganalisa suatu keadadaan agar lebih mudah dipahami.
Gambar. 2 Single Line Diagram PT. Dayasa Aria Prima
Gambar. 3 Koordinasi Umum 1 (6 kV) Sistem proteksi OCR PT. Dayasa Aria Prima
Koordinasi 1 arus rele gangguan fasa lebih (50/51) mulai dari motor sp-2&3 HT Line B ke PLN masuk. Relai yang termasuk dalam  tipikal  ini  termasuk  R  HT.  SP2,  RSP2.  IN,  R  SP2,  R IC.LN2, R LN1. OUT, R TX-01A, dan R MICOM P122 .
Gambar. 4 Koordinasi Umum 2 (11,5 kV) Sistem proteksi OCR PT. Dayasa Aria Prima
Koordinasi 2 arus rele gangguan fasa (50/51) dimulai dari sisi trafo masuk T1. PM-1 ke PLN Masuk . Relai  yang termasuk dalam tipikal ini termasuk R T1. PM-1, RPM1. IN, R PM1, R IC.1, R GTG PM1, R SYK 2/3, R SWG2. KELUAR, R SWG1. KELUAR, dan R TX-01 C.
Beban PT Dayasa Aria Prima dibagi menjadi 2 area yaitu area trafo  1A  dan  trafo  1C.  dimana  beban  transformator  1A membebani  beberapa  sub  area  Gardu  1.  Sedangkan  beban transformator 1C membebani sisa sub-area di Gardu Induk 1, Pembangkit Listrik, dan Gardu Induk 2.
Gambar. 5 Pemodelan Distribusi Area Beban ETAP
.III.METODE PENELITIAN Alur  metodologi  penelitian  ini  dilakukan  dengan  langkah- langkah sebagai berikut:
PLN 1000 MVAsc R R R T1.PM1 PM-1 11.5 kV R PM1.IN T1.PM-1 R R PM1 SUB-2 11.5 kV R R IC.1 R R GTG PM1 GT 11.5 kV TX-01 C 30 MVA 70/11.5 kV R R TX-01 C INC GI PLN 70 kV R R MICOM P122 R R SYK  2/3 R R SWG2.OUT SWG-2 11.5 kV R R SWG1.OUT SWG-1 11.5 kV Zig-Zag Transf ormer
e-ISSN : 2715-5064
Mulai
Studi literatur tentang sistem distribusi tenaga listrik dan Artificial Intelligence dalam kaitan sistem distribusi tenaga listrik
Pengumpulan data kabel, transformator, generator, motor, bus dan rele proteksi Pemodelan sistem dalam bentuk Single Line
Diagram pada Software simulasi menggunakan ETAP 12.6
Simulasi dan Analisis Short Circuit minimum 30 cycle, maksimum duty
Koordinasi rele arus lebih dengan metode FA
Koordinasi rele Arus lebih secara manual OPTIMAL Pembuatan Laporan Tugas Akhir Selesai Resetting Rele Tidak Ya
Gambar. 6  Flow Chart Penelitian

## 3.1 Studi Literatur
Dalam perancangan dan perhitungan dalam rangka penelitian ini,  dibutuhkan  sumber-sumber  refrensi  sebagai  bahan  acuan dan  pertimbangan.  Refrensi  yang  dibutuhkan  adalah  tentang sistem  pengaman  distribusi  tenaga  listrik,  aplikasi  algoritma FA  untuk  perhitungan  sistem  tenaga  listrik  serta  sistem program  ETAP  dan  MATLAB.  Sumber  refrensi  didapatkan dari  sumber  langsung  maupun  tidak  langsung,  Sumber langsung  bisa  didapatkan  dari  orang  yang  mempunyai kompetensi  di  bidangnya  sedangkan  sumber  tidak  langsung didapatkan dari buku maupun laporan-laporan penelitian yang berkaitan dengan penelitian ini[13].

## 3.2 Pengambilan Data
Pengambilan data Tegangan Rele, KVBase, FLA, Isc max, CT prime[14].

## 3.3 Pemodelan Sistem Single Line Diagram
Pemodelan  single  line  diagram  sistem  distribusi  dibutuhkan untuk mensimulasikan kurva secara perhitungan konvensional maupun menggunakan argoritma firefly.
3.4 Simulasi dan Analisis Short Circuit
Simulasi ini dilakukan untuk mendapatkan hasil short circuit yang dirasakan relai yaitu isc max adalah short circuit 3 fasa
dan isc min adalah short circuit 2 fasa[15].
3.5

## Koordinasi Setting Rele Secara Konvensional
Koordinasi ini dilakukan agar mendapatkan nilai Iset arus lebih waktu, time dial, Iset arus lebih sesaat, dan time delay.
3.6

## Koordinasi Setting Rele Dengan Metode Firefly
Koordinasi  ini  dilakukan  agar  mendapatkan  nilai  kurva  dari dari koordinasi relai proteection menggunakan metode firefly.
IV.HASIL DAN PEMBAHASAN Setting  arus  dan  waktu  pada  setiap  relai  untuk  mendapatkan nilai koordinasi proteksi sebagai kehandalan untuk menggatasi gangguan arus  lebih pada sistem kelistrikan. Bab  ini  memuat hasil dan pembahasan dalam proteksi arus lebih dengan metode konvensioal  yang  dibandingkan  dengan  metode    algoritma firefly.
A. Perhitungan Koordinasi Biasa 1 (6kV)
Relai  RHT.  SP2  berperan  sebagai  proteksi  cadangan  ke  SP- 2&3  Motor  HT  Line  B,  jadi  relay  R  HT.  SP2  harus  mampu mengakomodir  distribusi  daya  nominal  pada  semua  motor yang  terdapat  pada  motor  SP-2&3  HT  Line  B  dengan  arus nominal 201 A. Sehingga perhitungan akan seperti ini:
1. Pickup Arus Lebih Waktu
1,05 × 𝐹𝐿𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 1,4 × 𝐹𝐿𝐴 1,05 × 201 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 1,4 × 201 𝐴 211.05 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 281.4 𝐴
Dipilih 𝐼 𝑠𝑒𝑡 = 225 A (12)
2. Pengaturan Panggilan Waktu
Jenis kurva yang dipilih adalah IEC Very Inverse, dengan waktu pengoperasian 0,3 detik. Dengan nilai 7,5 kA dan jika  relai  diharapkan  beroperasi  pada  0,3  detik,  maka diperoleh nilai TDS sebagai berikut:
𝑇𝑖𝑚𝑒 𝐷𝑖𝑎𝑙 = 0.3 × [(7500 225 ) 1 − 1]
13,5
𝑇𝑖𝑚𝑒 𝐷𝑖𝑎𝑙 = 0.718 (13) 3. Pickup Arus Lebih Sesaat
1,6 × 𝐹𝐿𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 0.8 × Isc Min 1,6 × 201 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 0.8 ×  7500 𝐴 211.05 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 6000 𝐴
Dipilih 𝐼 𝑠𝑒𝑡 = 1000 A (14) 4. Waktu tunda
Karena rele ini berfungsi sebagai proteksi cadangan pada HT Motor SP-2&3 Line B maka waktu tunda yang dipilih
adalah 0,3 detik.
Untuk  perhitungan  relai  berikutnya  hingga  relai  RTX-01A sama  dengan  perhitungan  pada  relai  RHT.  SP2  dengam memperhatikan arus beban pada setiap relai.
e-ISSN : 2715-5064
Gambar. 7 Verifikasi Koordinasi 1 (6kV)

## B. Perhitungan Koordinasi Biasa 2 (11,5kV)
Relai  R  T1.  PM1  berperan  sebagai  proteksi  utama transformator T1. PM1, jadi Relay  R T1. PM1 harus  mampu menampung  distribusi  daya  nominal  pada  trafo  dengan  arus nominal 125,5 A. sehingga perhitungannya akan seperti ini:
1. Pickup Arus Lebih Waktu
1,05 × 𝐹𝐿𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 1,4 × 𝐹𝐿𝐴 1,05 × 125.5 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 1,4 × 125.5 𝐴 131.775 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 175.7 𝐴
Dipilih 𝐼 𝑠𝑒𝑡 = 150 A (15)
2. Pengaturan Panggilan Waktu
Jenis kurva yang dipilih adalah IEC Normal Inverse, dengan waktu pengoperasian 0,1 detik. Dengan nilai 9,7 kA dan jika relai diharapkan beroperasi pada 0,1 detik maka diperoleh nilai TDS sebagai berikut:
𝑇𝑖𝑚𝑒 𝐷𝑖𝑎𝑙 = 0.1 × [(9700 150 ) 0.02 − 1] 0.14 𝑇𝑖𝑚𝑒 𝐷𝑖𝑎𝑙 = 0.06 (16)
Dari  hasil  perhitungan  didapatkan  setting  time  dial minimum  sebesar  0,06.  Berdasarkan  pertimbangan koordinasi, pengaturan panggilan waktu 0,16 dipilih
3.

## Pickup Arus Lebih Sesaat
1,6 × 𝐹𝐿𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 0.8 × Isc Min
1,6 × 125.5 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 0.8 ×  9700 𝐴 200.8 𝐴 ≤ 𝐼 𝑠𝑒𝑡 ≤ 7760 𝐴
Dipilih 𝐼 𝑠𝑒𝑡 = 2100 A (17)
4.
Waktu tunda
Karena rele ini berfungsi sebagai proteksi utama pada trafo  T1.  PM1  kemudian  memilih  waktu  tunda  0,1 detik.
Untuk  perhitungan  relai  berikutnya  hingga  relai  RTX-01C sama  dengan  perhitungan  pada  relai  R  T1.PM1  dengam memperhatikan arus beban pada setiap relai.
Gambar. 8 Verifikasi Koordinasi 2 (11,5kV)

## C. Perhitungan dengan Metode FA 1 (6kV)
Gambar. 9 Inputan data pada program FA (6 kV)
Inputan data pada program FA pada settingan koordinasi 6 kV terdiri dari nilai Isc Max Relay Primare dan Backup, Nilai CT, FLA.
e-ISSN : 2715-5064
Gambar. 10 Hasil medode FA koordinasi perlindungan khusus 1 (6 kV)
Hasil yang didapatkan dari compailer program FA yaitu nilai TDS, Ipickup, Waktu operasi relai primare dan sekunder
D . Perhitungan dengan Metode FA 2 (11,5kV)
Gambar. 10 Inputan data pada program FA (11,5 kV)
Untuk  Inputan  data  pada  program  FA  pada  settingan koordinasi 11,5 kV terdiri dari nilai Isc Max Relay Primare dan Backup, Nilai CT, FLA.
Gambar. 11 Hasil medode FA koordinasi perlindungan khusus 2 (11,5 kV)

## V.KESIMPULAN DAN SARAN
Pada  kurva  TTC  6  kV  Tampak  bahwa  dalam  proteksi koordinasi tipikal 1 terhadap interferensi fasa memiliki CTI 0,2
detik. Pada kurva terlihat kurva Relay SYK 3 memotong kurva rele  proteksi  dibawahnya,  hal  ini  terjadi  karena  gardu  induk dibawahnya  disuplai  oleh  dua  penyulang  sehingga  nominal aliran  distribusi  daya  terbagi  menjadi  2.  Oleh  karena  itu pemilihan aliran pickup relay harus menyesuaikan kemampuan kanal  masing-masing  penyulang,  namun  jika  terjadi  hubung singkat maka relai akan tetap bekerja secara koordinatif sesuai dengan urutan kerja yang ditentukan.
Sedangkan  pada  kurva  TCC  11.5  kV  tampak  bahwa  dalam proteksi  koordinasi  tipikal  1  terhadap  interferensi  fasa memiliki CTI 0,2 detik. Pada kurva terlihat kurva Relay SYK 3  memotong  kurva  rele  proteksi  dibawahnya,  hal  ini  terjadi karena  gardu  induk  dibawahnya  disuplai  oleh  dua  penyulang sehingga nominal aliran distribusi daya terbagi menjadi 2. Oleh karena  itu pemilihan  aliran pickup relay  harus  menyesuaikan kemampuan  kanal  masing-masing  penyulang,  namun  jika terjadi  hubung  singkat  maka  relai  akan  tetap  bekerja  secara koordinatif sesuai dengan urutan kerja yang ditentukan. Saran kedepannya sebelum menerapkan pengaturan pada relai penahan tegangan lebih (ANSI 51V) pada generator turbin gas perlu dilakukann pengecekan terkait ranting VT dan rasio VT yang digunakan.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Ucapan  terima  kasih  penulis  kepada  pihak  yang  membantu ataupun memberikan dukungan terkait dengan penelitian yang dilakukan.
DAFTAR PUSTAKA [1] IEEE  Std  242,  IEEE  Recommended  Practice  for  Protection  and
Coordination of Industrial and Commercial Power Systems, vol. 2001. 2001.
[2] K.  Area,  S.  Selatan,  F.  G.  Savio,  M.  Pujiantara,  and  K.  Aryani,
“Optimasi Koordinasi Sistem Proteksi Inverse-time Over Current Relay pada Sistem Distribusi Radial dengan Pertimbangan Distributed Generator,” vol. 10, no. 2, 2021.
[3]
Rosa  dan  Shalahuddin,  “Politeknik  Negeri  Sriwijaya  4,” Pembangkitan Energi List., vol. 7, no. 1, pp. 4–31, 2016.
[4]
M.  R.  Naparin,  “Analisis  Koordinasi  Proteksi  Overcurrent  Relay pada Jaringan Distribusi 70 kV PT. Makmur Sejahter Wisesa,” pp. 1–43, 2018.
[5]
F. T. Industri, “Perancangan Sistem Proteksi Pada Tambang Emas Banyuwangi  Menggunakan  Pltmh  10  Mw  Protection  System  Design  At Banyuwangi Gold Mine Using 10 Mw Micro Hydro Power Plant,” 2017.
[6] K.  Proteksi,  S.  Upaya,  D.  I.  K.  Tursina,  and  P.  T.  P.  Kaltim,
“Terjadinya  Sympathetic  Trip  Protection-Coordination  To  Prevent Sympathetic Trip At Tursina Region , Pt . Pupuk Kaltim,” 2016. [7] X. S. Yang, “Firefly algorithms for multimodal optimization,” in
Lecture  Notes  in  Computer  Science  (including  subseries  Lecture  Notes  in Artificial Intelligence and Lecture Notes in Bioinformatics), 2009, vol. 5792 LNCS, pp. 169–178, doi: 10.1007/978-3-642-04944-6_14. [8] R.  Atmanegara,  I.  Winarno,  I.  DPK,  and  D.  Rahmatullah,
“Optimalisasi  Koordinasi  Relay  Arus  Lebih  Kapal  Bulk  Carrier  50.000 DWT(Dead  Weight  Ton)  Menggunakan  Metode  Genetic  Algorithm,”
Cyclotron , vol. 2, no. 2, 2019, doi: 10.30651/cl.v2i2.3258. [9] D.  S.  Lestari  et  al.,  “PEMBANGKIT TERSEBAR MENGGUNAKAN METODE NEURAL NETWORK-FIREFLY,” 2018. [10] J. Alfredo and R. Rismala,  “Prediksi Harga Saham menggunakan Support  Vector  Regression  dan  Firefly  Algorithm  Stock  Market  Price Prediction using Support Vector Regression and …,” vol. 2, no. 2, pp. 6217– 6231, 2014, [Online]. Available: https://core.ac.uk/download/pdf/299901716.pdf. [11]
E. D. Widodo, D. Irawan, and R. P. Astutik, “Analisis Koordinasi Proteksi  Relay  Arus  Lebih  Pada  Sistem  Kelistrikan  Pt.  Petrokimia  Gresik Pabrik Amurea 2 Berbasis Algoritma Genetika,” E-Link J. Tek. Elektro dan Inform., vol. 16, no. 1, p. 1, 2021, doi: 10.30587/e-link.v16i1.2693.
[12] V. R. Mahindhara, M. Pujiantara, and A. Priyadi, “Algorithm Pada Sistem Kelistrikan PT . Pupuk,” vol. 5, no. 2, 2015.
[13] M. Machmud, “Tuntunan Penulisan TUGAS AKHIR Berdasarkan
e-ISSN : 2715-5064
Prinsip Dasar Penelitian Ilmiah,” Nucleic Acids Res. , pp. 1–266, 2016.
[14] H. C. Mohammadi, “Short Circuit Current Calculations and Relay
Coordination  for Industrial and Commercial Power Systems,” Power ,  p.  43, 1986.
[15] R.  Ariyanta  and  S.  T.  A.  Budiman,  “Perancangan  Koordinasi
Proteksi  Di  Pt  Pertamina  Ep-Central  Processing Plant  Area  Gundih,” 2017,
[Online].
Available: http://eprints.ums.ac.id/id/eprint/50290.