## PERBAIKAN KUALITAS SISTEM TENAGA LISTRIK DI PT DAYASA ARIA PRIMA MENGGUNAKAN SOFTWARE ELECTRIC TRANSIENT AND ANALYSIS PROGRAM (ETAP) 12.6.0
Muhammad Febri Prasetyo Utomo 1 , Denny Irawan 2
1 Jurusan Teknik Elektro, Universitas Muhammadiyah Gresik, Gresik
2 Jln. Sumatera No 101, Randuagung, Kec.Kebomas, Kabupaten Gresik, Jawa Timur 61121, Indonesia email: febriprasetyoutomo@gmail.com 1 , den2mas@umg.ac.id 2
Abstract ¯¯ Good quality electrical energy in the industry will produce  maximum  products,  while  also  making  existing equipment  in  the  industry  more  durable  and  stable.  This research was conducted to improve the quality performance of the  electric  power  system  at  PT  Dayasa  Aria  Prima.  After seeing  the  network  performance  at  PT  Dayasa  Aria  Prima, further  improvements  were  made  to  maximize  network performance. Based on the results of the analysis shows that there is a bad power factor from PLN of 79.8%. In Area TX- 01C , it has a power factor of 74% in measurement and 71% in simulation. In 15 days, by installing 3 MVAR the bank has been  able  to  improve  the  overall  PF  system  with  some conditions still below 85%. Meanwhile, with 4 MVAR almost every time it can be above 85%. From the results of harmonic measurements at PT. Dayasa Aria Prima, the system is in the safe category because the harmonic value represented by the THDv value is still below the standard. Due to the lack of data regarding the specifications and completeness of the motor at PT. Dayasa Aria Prima, then the motor starting simulation is carried out with the worst conditions when starting. There are some cables that are loaded more than 50% which means it is not safe and must be replaced with a larger one.
Abstrak  -  Kualitas  energi  listrik  yang  baik  di  industri  akan menghasilkan  produk  yang  maksimal  selain  itu  juga  dapat membuat peralatan yang ada di  industri  menjadi  lebih awet dan  stabil.  Penelitian  ini  dilakukan  untuk  meningkatkan kinerja kualitas sistem tenaga listrik di PT Dayasa Aria Prima. Setelah  melihat  performa  jaringan  Tegangan  di  PT  Dayasa Aria  Prima, Selanjutnya  dilakukan  perbaikan  supaya performa jaringan lebih maksimal. Berdasarkan hasil analisa menunjukkan  adanya  faktor  daya  yang  buruk  dari  PLN sebesar  79,8%.  Dalam  Area  TX-01C  ,  memiliki  faktor  daya sebesar 74% pada pengukuran dan 71% pada simulasi. Dalam 15  hari,  dengan  memasang  3  MVAR  kapasitor  bank  telah mampu meningkatkan PF sistem secara keseluruhan dengan beberapa kondisi masih di bawah 85%. Sedangkan dengan 4 MVAR  hampir  setiap  saat  bisa  diatas  85%.  Dari  hasil pengukuran  harmonik  pada  PT.  Dayasa  Aria  Prima,  sistem berada  pada  kategori  aman  karena  nilai  harmonik  yang diwakili  oleh  nilai  THDv  masih  dibawah  nilai  standar. Dikarenakan kurangnya data mengenai spek dan kelengkapan motor di PT. Dayasa Aria Prima, maka simulasi
starting  motor  dilakukan  dengan  kondisi  terburuk  saat starting.  Ada  beberapa  kabel  yang  dibebani  lebih  dari  50% yang berarti tidak aman dan harus diganti lebih besar.
Kata Kunci – Kualitas Sistem Tenaga Listrik, Analisa beban, Studi Harmonis, Analisis Starting Motor, Short Circuit, ETAP 12.6.0

## I. PENDAHULUAN
Kualitas  energi  listrik  yang  baik  di  industri  akan menghasilkan  produk  yang  maksimal  dan  juga  dapat membuat  peralatan  listrik  yang  ada  di  industri  akan  lebih awet.  Oleh  karena  itu  perlu  adanya  analisis/kajian  serta Terobosan-terobosan  yang  dapat  memaksimalkan  kualitas energi listrik, salah satunya dengan menggunakan simulasi perangkat lunak ETAP 12.6.0.
Kualitas  instalasi  jaringan  akan  terlihat  dari  kontinuitas suplai listrik ke beban. Untuk naik turunnya tegangan yang diperbolehkan ± 5%, Apabila batas tegangan normal dapat dikendalikan,  maka  akan  menetukan  kualitas  daya  yang disuplai ke beban, sehingga resiko kerusakan pada peralatan listrik juga bisa dihindari atau dapat diminimalkan .[1]
PT. Dayasa Aria Prima adalah perusahaan yang bergerak di bidang  manufaktur  /  pabrik  kertas  (Paper  Mill)  yang berlokasi  di  Jawa  Timur  tepatnya  di  Driyorejo  Kabupaten Gresik  anak  perusahaan  PT.  Fajar  Surya  Wisesa  Tbk. hampir  seluruh  sistem  menggunakan  perangkat  lama  dan switchgear lama yang telah beroperasi lebih dari dua puluh lima tahun dengan beberapa proteksi relai solid-state. Oleh karena itu perlu dilakukan kajian yang komprehensif untuk  menganalisis  kemungkinan  gangguan  dan  mencari solusi mitigasi untuk menghindari kemungkinan terjadinya Black  Out  atau  pemadaman  yang  meluas  pada  PT.Dayasa Aria Prima .
Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah  untuk  melakukan  studi serta  merumuskan  desain  untuk  keandalan  Sistem Kelistrikan  PT.  Dayasa  Aria  Prima  untuk  saat  ini  dan pengembangan  sistem  di  masa  yang  akan  datang  serta
memberikan  solusi  untuk  mengatasi  masalah  kelistrikan yang mungkin timbul di kemudian hari.

## II. PENELITIAN TERKAIT
Beberapa penelitian sudah dilakukan yang berkaitan dengan Perbaikan Sistem Kelistrikan di Industri antara lain dengan judul  “Analisa Peningkatan  Kinerja  Kualitas Daya Listrik Tegangan  20  kV  di  Indsutri  Berbasiskan  simulasi  ETAP 12.6.0” pada  penelitian  tersebut  menjelaskan  mengenai perbaikan  kualitas  daya  atau  faktor  daya  di  industri  tanpa menjelaskan perbaikan sistem yang lainnya.[1] Di  penelitian  kedua  yang  berjudul  “Perbaikan  Kualitas Daya  Menggunakan  Optimal  Capasitor  Bank  Pada  sistem Kelistrikan  PT  FMC  Agricultural  Manufacturing”  metode yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  adalah  Optimal Capasitor  Bank  yang  digunakan  untuk  menganalisa kebutuhan  dan  penempatan  kapasitor  bank  pada  sistem kelistrikan di Pabrik.[2]
Dari  beberapa  referensi  yang  sudah  disebutkan  maka peneliti  akan  mengembangkan  bagaimana  penelitian keandalan sistem keseluruhan dalam pabrik PT Dayasa Aria Prima  bukan  hanya  membahas  mengenai  faktor daya  juga akan  menambahkan  studi  harmonis,  analisis  start  motor, kapasitas  kabel,  kinerja  dan  kapasitas  transformator,  studi sirkuit pendek dan simulasi perlindungan koordinasi.

## III.METODE PENELITIAN
Penelitian  ini  dilakukan  dengan  melakukan  langkah- langkah sebagai berikut : langkah ke-1 yaitu pengumpulan data  yang  mengenai  data  Pembangkit,  Transformator, Saluran  Transmisi,  dan  Beban.  Langkah  ke-2  melakukan pemodelan  sistem  tenaga  listrik  menggunakan  Software ETAP 12.6.0 dengan memasukkan data yang ada. Langkah ke-3 melakukan simulasi Single Line Diagram. Langkah ke- 5  melakukan  analisa  jaringan  dan  membuat  sebuah kesimpulan.

## Gambar. 1 Flow Chart Penelitian

## IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
A.

## Studi Aliran Beban
Analisis  aliran  daya  merupakan  analisis  yang  digunakan untuk  mengetahui  kondisi  sistem  tenaga  listrik,  apakah masih  dalam  keadaaan  aman  atau  tidak,  sehingga  sangat dibutuhkan  dalam  perencanaan  sistem  untuk  masa  yang akan datang dan merupakan bahan evaluasi terhadap sistem yang ada[3]. Hasil perhitungan aliran daya digunakan juga sebagai data awal untuk analisis gangguan sistem, analisis stabilitas  sistem.  Tujuan  utama  studi  sistem  daya  adalah untuk menentukan magnitude tegangan,
sudut/vektor  tegangan,  aliran  daya  aktif  dan  daya  reaktif pada saluran, serta rugi-rugi daya yang muncul dalam suatu sistem  tenaga  listrik.  Jadi  pada  setiap  bus  terdapat  empat besaran yaitu P,Q,V dan δ. Di dalam studi aliran daya dua dari ke-empat besaran itu diketahui dan dua yang lain perlu dicari. Berdasarkan hal tersebut, bus-bus dibedakan menjadi tiga  jenis  yaitu  bus  beban  ( load  bus ),  bus  generator  ( gen bus ), dan bus berayun ( slack bus ).[4]
Pemodelan sistem listrik PT Dayasa Aria Prima. Pada tahap ini  dilakukan  simulasi  mulai  dari  data-data  yang  telah dikumpulkan, meliputi SLD eksisting hingga loading data. Data  mengacu  pada  kondisi  yang  ada  yang  disediakan.
Pemodelan  dan  simulasi  dilakukan  dengan  menggunakan software ETAP 12.6.0
*) penulis korespondensi : Muhammad Febri Prasetyo Utomo Email: febriprasetyoutomo@gmail.com
TABEL I

## FLUKE MEASUREMENT DATA OF SUBSTATION AREA 1
No. Panel Name Area Operating Voltage (V)
Data Active Power (W) Reactive Power (VAR) Apparent Power (VA) Cos Phi A. Substation 1 1 Wt / Indp Substation 1 6000 719314 548500 901364 0.899 2 Pm123 Substation 1 6000 199324 179876 266828 0.74 3 Pm3 Substation 1 6000 1467000 536506 1558800 0.93 4 Sp3 Substation 1 6000 871875 761250 1260000 0.78 5 Dip Substation 1 6000 1470000 863583 2310000 0.81 6 Inc Line 2 Substation 1 6000 4800000 300000 5400000 0.99 7 Pm2 Substation 1 6000 1604100 374319 2331300 0.96 8 Sp2 Substation 1 6000 437087 555882 703404 0.92 9 Swg 2 Substation 1 11500 5100000 4800000 7200000 0.74 10 L2 Substation 1 11500 2280000 2310000 3225000 0.69
1. Analisa Aliran Beban
Kajian  analisis  aliran  daya  dilakukan  untuk  mengetahui parameter-parameter yang dimiliki masing-masing peralatan  pada  sistem  yang  ada.  Selain  itu,  analisis  aliran daya digunakan untuk mengetahui kondisi awal perencanaan  sistem  yang  baru.  Tenaga  listrik  akan  selalu mengalir ke beban, oleh karena itu dalam hal ini aliran daya juga merupakan aliran beban.
TABEL II

## HASIL SEBELUM PEMASANGAN KAPASITOR BANK
ID Bus Nominal Voltase Pu 6_1a_Line-1 6 5.816 0,97 6_1a_Line-2 6 5.926 0,99 6_Boi/Wt-T 6 5.816 0,97 6_Dip-2 6 5.808 0,97 6_Dp 6 5.875 0,98 6_Pm-2 6 5.923 0,99 6_Pm-3 6 5.912 0,99 6_Pm-123 6 5.814 0,97 6_Sp-2 6 5.924 0,99 6_Sp-3 6 5.913 0,99 11.5_1b_Swg-2 11.5 11.579 1.01 11.5_Gg 11.5 11.566 1.01 11.5_Sub2a 11.5 11.566 1.01
ID Bus MW Mvar % Pf Pln 10.1 7.6 79.8 Tx-01a 4.9 2.6 88.3 Tx-01c 5.2 5.0 71.0
Berikut catatan setelah melakukan simulasi aliran beban :
 Setelah mensimulasikan data yang telah diperoleh dari  pengukuran,  nilai  faktor  daya  pada  meteran PLN  diperoleh  sebesar  79,8%.  Peraturan  PLN yang  tidak  boleh  di  bawah  85%  menunjukkan bahwa  faktor  daya  di  PT.  Dayasa  Aria  Prima berada di bawah standar yang ada.
 Dengan  data  pengukuran  dan  simulasi  yang diperoleh di area TX -01A memiliki faktor daya di atas  85%  (99%  dalam  pengukuran,  88%  dalam simulasi).  Hal  tersebut  menunjukkan  bahwa daerah  tersebut  tidak  mengalami  masalah  faktor daya  dan  tidak  memberikan  kontribusi  yang signifikan  terhadap  buruknya  nilai  faktor  daya yang dimiliki oleh PT. Dayasa Aria Prima.
 Dalam  Area  TX-01C ,  memiliki  faktor  daya sebesar  74%  pada  pengukuran  dan  71%  pada simulasi.  Yang  menunjukkan  bahwa  daerah tersebut  memberikan  kontribusi  yang  buruk terhadap  faktor  kualitas  daya  di  PT.  Dayasa  Aria Prima.
 Tegangan  masih  dapat  dipertahankan  dalam kisaran standar yang ada. (0,9 PU < V < 1,05 PU)
2. Pemasangan Kapasitor Bank
Karena  nilai  faktor  daya  PT.  Dayasa  Aria  Prima  jauh  di bawah  standar  PLN  <85%.  Hal  ini  akan  memberikan dampak pinalti dan inefisiensi pada sistem. Oleh karena itu, dengan adanya data pengukuran konsumsi daya PT Dayasa Aria  Prima  yang  telah  diberikan  oleh  PT.  PLN,  dapat menentukan jumlah kapasitor bank yang akan dipasang.
Gambar. 3 Bagan Peningkatan Faktor Daya
 dalam  15  hari,  dengan  memasang  3  MVAR kapasitor  bank  telah  mampu  meningkatkan  PF sistem  secara  keseluruhan  dengan  beberapa kondisi masih di bawah 85%. Sedangkan dengan 4 MVAR hampir setiap saat bisa diatas 85%.
 Ada beberapa kondisi dimana faktor daya menjadi sangat buruk ( dapat kita lihat pada grafik dengan penurunan  faktor  daya  yang  tajam)  hal  ini disebabkan kapasitas kapasitor bank yang dipasang terlalu besar sehingga sistem menjadi kapasitif. hal ini dapat diantisipasi dengan mematikan kapasitor bank saat beban rendah
 Dengan  memasang  4  MVAR  di  area  TX-01C, diperoleh dari simulasi basecase tegangan area TX- 01A  meningkat  menjadi  102%  dan  PF  sistem meningkat  dari  79,8%  menjadi  95%.  Untuk mengantisipasi lonjakan tegangan tersebut terutama  pada  kondisi  beban  rendah,  disarankan penggunaan step-capacitors bank agar penggunaannya dapat disesuaikan dengan kebutuhan tanpa mengganggu kualitas daya listrik yang ada.
 Melihat daerah TX-01A sudah ada kapasitor bank 600 kVAR, dimana daerah tersebut sudah memiliki nilai  faktor  daya  yang  cukup  baik.  Dapat dihidupkan menjadi kompensasi tambahan dengan 3  kapasitor  bank  MVAR.  Namun  karena berdasarkan pengukuran nilai faktor daya nilainya mendekati  1,  maka  dengan  menyalakan  kapasitor bank  dapat  mengambil  resiko  area  TX-01A menjadi  kapasitif  sehingga  disarankan  untuk mentransfer koneksi instalasi ke area TX-01C dan dapat  menghemat  pembelian  kapasitor  cukup dengan 3 MVAR saja.
Simulasi Pemasangan Kapasitor Bank
Mengingat  area  Gardu  Induk  1  tidak  direncanakan  untuk pembangunan  kembali,  dan  perencanaan  perluasan  berada di Gardu Induk 2 yang dalam hal ini berada di area TX-01C , maka sangat disarankan untuk dipasang kapasitor bank di area  tersebut.  Hal  ini  cukup  efektif  karena  jika  dilakukan pemuaian maka kebutuhan kapasitor bank berbanding lurus dengan  kenaikan  beban.  Dengan  demikian  perluasan kapasitor  bank  dapat  dipasang  di  lokasi  yang  sama,
sehingga  dari  segi  pengoperasian,  pemeliharaan,  metering dapat memudahkan pekerja PT. Dayasa Aria Prima.
Gambar. 4 Pemasangan Kapasitor Bank pada SUB2B ETAP TABEL III

## HASIL SIMULASI PEMASANGAN KAPASITOR BANK
ID Bus Nominal Voltase Pu 6_1a_Line-1 6 5.903 0,98 6_1a_Line-2 6 5.926 0,99 6_Boi/Wt-T 6 5.903 0,98 6_Dip-2 6 5.895 0,98 6_Dp 6 5.968 0,99 6_Pm-2 6 5.923 0,99 6_Pm-3 6 5.912 0,99 6_Pm-123 6 5.901 0,98 6_Sp-2 6 5.924 0,99 6_Sp-3 6 5.913 0,99 11.5_1b_Swg- 2 11.5 11.74 1.02 11.5_Gtg 11.5 11.736 1.02 11.5_Sub2a 11.5 11.736 1.02 11.5_Sub2b 11.5 11.735 1.02 ID Bus Mw Mvar % Pf Pln 10.4 3.34 94.9 Tx-01a 4.9 2.6 88.3 Tx-01c 5.2 0,7 99,0

## B. Studi Harmonis
Standar harmonik berisi pedoman, rekomendasi praktis atau batasan  harmonik  agar  sistem  kelistrikan  yang  ada  tidak mengalami  hal  yang  tidak  diinginkan.  Standar  ini melibatkan semua pihak mulai dari sisi pemasok hingga sisi konsumen  untuk  kesesuaian  peralatan  sisi  beban  dengan peralatan  sistem,  sehingga  ketidaksesuaian  respon  akibat harmonisasi  dapat  diminimalisir.  Standar  yang  mencakup batasan harmonik termasuk IEEE 519-1992, IEC 61000-2- 2,  IEC  61000-3-2,  IEC  61000-3-4.  Standar  ini  membatasi harmonisasi  yang  dihasilkan  dari  sisi  beban  agar  tidak menimbulkan  cacat  gelombang  pada  keadaan  normal  dan membatasi  cacat  gelombang  akibat  harmonisasi  dari  sisi utilitas.[5]
0.6

## Koreksi Faktor Daya
PF PF (3 MVAR) PF (4 MVAR)
Berdasarkan  IEEE  519-1992;  bahwa  dalam  menentukan standar  harmonik  terdapat  dua  kriteria  yang  digunakan untuk mengevaluasi distorsi harmonik, yang pertama adalah batas harmonisa arus (ITHD) dan yang kedua adalah batas harmonisa tegangan (VTHD). Persentase (%) ITHD adalah persentase  dari  jumlah  total  arus  yang  terdistorsi  oleh harmonik  terhadap  frekuensi  dasarnya.  Batas  harmonisa arus (ITHD) ditentukan oleh perbandingan ISC/IL, di mana Isc adalah arus hubung singkat yang ada di PCC (Point of Common  Coupling)  dan  IL  adalah  arus  beban  dasar nominal.  Berbeda  dengan  batas  arus,  persentase  batas tegangan VTHD ditentukan oleh besarnya tegangan sistem yang terpasang. Tabel berikut menunjukkan batas harmonik tegangan untuk sistem < 65 kV .[5]
TABEL IV

## BATASAN HARMONIK TEGANGAN
Tegangan Bus di Pcc Distorsi Tegangan Individu (%) Total Distorsi Tegangan  THD (%) 69 kV ke bawah 3,0 5,0 69.001 kV hingga 161 kV 1,5 2,5 161.001  kV  ke atas 1,0 1,5
Harmonik  standar  saat  ini  yang  digunakan  menurut  IEEE St.  519-1992  [10.3];  [10.4];  [10.5]  Batas  Distorsi  Arus adalah sebagai berikut.

## TABEL V KENDALA UNTUK HARMONIK ARUS
Distorsi Arus Harmonik Maksimum dalam Persen I L Orde Harmonik Individu (Harmonik Ganjil)
I sc /I L <1 1 11≤ h < 17 17≤ h < 23 23≤ h < 35 35 ≤ h TH D <20* 4,0  2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 20<50 7,0  3,5 2,5 1,0 0,5 8,0 50<100 10, 0 4,5 4,0 1,5 0,7 12, 0 100<10 00 12, 0 5,5 5,0 2,0 1,0 15, 0 >1000 15, 0 7,0 6,0 2,5 1,4 20, 0
Harmoni  genap  dibatasi  hingga  25%  dari  batas harmonik ganjil di atas
Distorsi  arus  yang  menghasilkan  offset  dc,  misalnya, konverter setengah gelombang, tidak diperbolehkan
*Semua peralatan pembangkit listrik terbatas pada nilai distorsi arus ini, terlepas dari I sc /I L actual aktual di mana I sc = arus hubung singkat maksimum pada PCC. I L =  arus  beban  permintaan  maksimum  (komponen frekuensi dasar) pada PCC

## TABEL VI HASIL PENGUKURAN THD
N o. Panel Name Area Opera ting Voltag e (V) Harmonics Standart Harm onic Power Unbala nce Power THD
Voltage Harmonic (H0) Amps Harmonic (H0) Power Harmonic Freque ncy (Hz)
R S ST RT R S T RS ST RT R S T H0 H 1 H 2 H 3
IEEE 519- 1992 VA Voltage Current A. Substation 1 1 Wt / Indp Substati on 1 6000 27.27 18859. 1 1. 27 1.3 5 1.2 7 1.9 5 2. 21 2.3 3 0.1 5 0.0 8 0.1 5 0.9 3 1.0 7 0.9 5 0 1 0 0 0 0 49.99
Below Standart 2 Pm123 Substati on 1 6000 39.71 1658.8 2 1. 29 1.3 7 1.2 9 1.8 9 1. 51 1.3 6 0.1 3 0.0 6 0.1 4 1.8 3 2.0 3 1.6 9 0 1 0 0 0 0 49.99 Below Standart 3 Pm3 Substati on 1 6000 10181 6 20109. 7 1. 47 1.4 3 1.4 6 6.3 6 6. 68 6.6 7 0.1 2 0.0 5 0.1 2 1.1 4 1.3 3 1.1 8 0 1 0 0 0 0 50
Below Standart 4 Sp3 Substati on 1 6000 20625 150000 2. 96 2.8 7 2.9 6 10. 18 7. 43 11. 36 0.1 28 0.0 37 0.1 28 34. 3 35. 98 33. 07 0 1 0 0 0 0 49.95
Below Standart 5 Dip Substati on 1 6000 3529.4 1 982299 1. 61 1.6 1 1.6 1 2.6 7 2. 82 2.7 5 0.0 72 0.0 93 0.0 72 14. 48 15. 95 14. 23 0 1 0 0 0. 01 0. 01 49.99
Below Standart 6 Pm2 Substati on 1 6000 98937. 3 37249. 3 3. 08 3.0 7 3.0 8 4.2 9 4. 17 4.1 7 0.1 3 0.0 43 0.1 3 0.9 3 0.8 9 0.9 8 0 1 0 0 0 0 50.04
Below Standart 7 Sp2 Substati on 1 6000 8155.5 6 11811. 1 3. 28 3.2 6 3.2 8 3.5 1 3. 43 4.5 4 0.1 1 0.0 32 0.1 1 2.2 6 1.9 2 2.5 7 0 1 0 0 0 0 50
Below Standart 8 Swg 2 Substati on 1 11500 36050 4 300000 2. 01 2.0 2 2.0 1 4.6 6 4. 87 4.0 9 0.0 67 0.0 65 0.0 67 45. 43 45. 75 37. 54 0.0 04 1 0 0 0 0 50.04
Below Standart 9 L2 Substati on 1 11500 800 74800 2. 01 2.1 04 2.0 11 2.3 4 2. 39 2.1 3 0.1 2 0.0 65 0.1 23 0.9 22 1.2 59 1.1 34 0 1 0 0 0 0 49.96
Below
Standart
Berikut catatan hasil pengukuran harmonik :
 Nilai THD tertinggi  sebesar 3,3% diperoleh pada bus PM 2, SP 2, SP 3 Sekunder, PM 3 Sekunder.
 Dari hasil pengukuran harmonik pada PT. Dayasa Aria  Prima,  sistem  berada  pada  kategori  aman karena  nilai  harmonik  yang  diwakili  oleh  nilai THDv  masih  dibawah  nilai  standar  seperti  yang dijelaskan pada tabel dari IEEE 519-1992 dengan standar THDv pada tegangan di bawah 69kV yaitu 5%.

## C. Analisis Starting Motor
Hal  ini  memperhatikan respon sistem  saat starting dengan kapasitas  terbesar  yaitu  DP  motor  4  sebesar  1000  kW. Dikarenakan  kurangnya  data  mengenai  spek  dan kelengkapan  motor  di  PT.  Dayasa  Aria  Prima,  maka simulasi  dilakukan  dengan  kondisi  terburuk  saat  starting (tidak ada metode starting, tidak ada PKS, Mulai langsung menuju  operasi  maksimum)  untuk  mendapatkan  respon terburuk.
Parameter  yang  dilihat  adalah  Daya  PLN,  Arus  Start, Kecepatan  Motor,  dan  Tegangan  untuk  menunjukkan dampak  starting  pada  sistem  transien  PT.  Dayasa  Aria Prima,  serta  menampilkan  fenomena  kelistrikan  yang terjadi pada saat proses starting. Simulasi dilakukan selama 30  detik,  dimana  pada  t=1s  MOTOR  DP  4  melakukan proses starting ke sistem kelistrikan PT Dayasa Aria Prima.
Hasil simulasi parameter motor
Gambar. 5 Pasokan PLN
Gambar. 6 Kecepatan Motor
Gambar. 7 Tegangan Gardu Induk
Berikut catatan hasil simulasi yang dilakukan :
 Ada  tegangan  celup  4%  (dari  101  hingga  97). Masih  dalam  standar  ,  namun  perlu  diantisipasi ketika start tegangan sistem dalam keadaan cukup untuk  mengantisipasi  tegangan  jatuh  pada  saat proses starting.
 Kebutuhan  cadangan  daya  aktif  saat  start,  dapat dilihat pada grafik PLN, untuk start motor 1 MW terjadi lonjakan daya aktif  sebesar 1 MW. Hal ini perlu diperhatikan terutama pada saat terjadi beban puncak untuk mengantisipasi terjadinya kerja relai trafo (atau kontrak operasi) yang dapat menyebabkan  padamnya  seluruh  pembangkit  jika tidak diperhatikan .
D . Kapasitas Kabel
TABEL VII

## STATUS KEAMANAN KABEL
ID kW Flow kvar Flow Amp Flow % Loading Status Comp.Inc-Pp.Comp1 63.665 26.522 6.608 2.7 Safe Gtg-Sub2b 2786 2349 181.9 20 Safe L1-Gtg 2853 2379 185.2 44.1 Safe Line1-Sub1a 4887 2341 521.2 62.1 Warning Line1c-Line2 2414 1318 268 57.2 Warning Line2-Sub1b 5139 4832 350.4 38.5 Safe Riser-Sub1a 4837 2299 521.2 32.8 Safe Sub1a-Dip2 1522 1414 206.2 30.3 Safe Sub1a-Pm2 1762 371 175.5 16.6 Safe Sub1a-Pm3 1445 551 150.8 32.8 Safe Sub1a-Pm3(B) 134 137 19.08 5.6 Safe Sub1a-Pm123 198 178 26.39 7.8 Safe Sub1a-Sp2 656 605 86.96 8.2 Safe Sub1a-Sp3 968 764 120.2 26.1 Safe Sub1a-Sub1b_2 2260 2336 317.9 37.9 Safe Sub1a-Wt 375 571 67.79 31 Safe Sub2b-Dp 2064 1692 262.1 26.2 Safe Sub2b-Md 707 530 86.73 8.7 Safe Swg2-L1 2854 2379 185.2 44.1 Safe Swg2-L2 2268 2435 165.9 39.5 Safe T1-Sub2b 2776 2230 348.7 69.7 Warning
Berikut catatan status keamanan kabel :
 Ada beberapa saluran yang dibebani lebih dari 50% sebagai  tanda  peringatan  yang  diperlukan  jika terjadi  kelebihan  muatan.  Perlunya  antisipasi saluran  yang  berada  di  area  Trafo  TX-01C mengingat  area  tersebut  merupakan  area  pabrik yang diproyeksikan akan diperluas.
 Untuk  Jalur  LINE1-SUB1A  dan  LINE1C-LINE2 merupakan  saluran  yang  terdapat  pada  daerah
pembebanan trafo TX-01A dimana daerah tersebut tidak direncanakan perluasan pembebanan,
sehingga  perlu  diperhatikan  fungsi  monitoring operasi, tanpa adanya rencana penambahan saluran.
 Sedangkan  untuk  saluran  T1-SUB2B  termasuk dalam  daerah  Sub  2  yang  merupakan  daerah  yang akan  mengalami  pemekaran,  sehingga  beban kedepannya akan bertambah, hal ini dirasakan jika PT. Dayasa Aria Prima mempertahankan pengoperasian  1  trafo  dari  2  trafo  yang  tersedia, sehingga diperlukan penambahan kanal, mengingat kapasitas  1  trafo  sebesar  10  MVA.  Jika  tidak, pengoperasian  2  transformator  dapat  mengurangi beban saluran.

## E. Kinerja dan Kapasitas Transformator

## TABEL VIII KINERJA DAN KAPASITAS TRANSFORMER
ID Kw Flow Kvar Flow Amp Flow % Loadi ng Status T1.Sub 2 2785 2348 181.9 36.4 Safe T2.S1b 2267 2434 165.9 33.3 Safe T6.Gtg 63.694 26.697 3.448 4.3 Safe T15.Pm 3 288 98.038 29.74 19 Safe T16.Pm 3 288 98.038 29.74 19 Safe T17.Pm 3 288 98.038 29.74 19 Safe T18.Pm 2 587 123 58.49 47.5 Safe T20.Pm 2 587 123 58.49 47.5 Safe T21.Pm 2 587 123 58.49 47.5 Safe T22.Sp 3 322 311 43.7 28 Safe T23.Sp 3 322 311 43.7 28 Safe T24.Sp 2 85.586 197 20.92 10.7 Safe T25.Sp 2 85.586 197 20.92 10.7 Safe T26.Di p2 39.568 166 17.01 8.6 Safe T27.Di p2 39.566 166 17.01 8.6 Safe T29.Pm 3 134 137 19.08 12 Safe T34.Dp 347 403 52.26 21.3 Safe TX- 01A 4907 2605 45.82 55.6 Warni ng TX- 01C 5145 4978 59.05 23.5 Safe Wt 374 570 67.79 34.1 Safe
Berikut catatan kinerja dan kapasitas transformator :
 Ada  satu  trafo  yang  beratnya  lebih  dari  50% sebagai tanda warning yang diperlukan jika terjadi pengisian  daya  yang  berlebihan.  Namun,  trafo tersebut  merupakan  trafo  utama  area  TX-01A. sehingga selama daerah tersebut tidak  mengalami perkembangan  pemekaran  yang  signifikan,  maka perlu  memperhatikan  pembebanan  dari  segi operasi saja.

## F. Studi Short Circuit
Menurut ANSI/IEEE Std. 100-1992, interferensi didefinisikan  sebagai  suatu  kondisi  fisik  yang  disebabkan oleh tidak berfungsinya suatu alat, komponen, atau elemen sesuai  dengan  fungsinya.  Gangguan  hampir  selalu disebabkan oleh hubungan pendek antar fasa atau hubungan pendek  satu  fasa  ke  tanah.  Suatu  gangguan  hampir  selalu merupakan kontak langsung atau melalui impedansi. Hubungan pendek adalah hubungan antara dua titik dengan resistansi  rendah  yang  disebabkan  oleh  kesalahan  operasi atau kegagalan  isolasi. Karena nilai resistansi  yang sangat rendah, arus yang mengalir pada titik tersebut memiliki arus yang  sangat  kuat.  Arus  yang  sangat  besar  ini  dapat menyebabkan  kerusakan  peralatan,  panas  berlebih,  busur api, ledakan dan sebagainya.
TABEL IX

## HASIL SIMULASI SHORT CIRCUIT
Bus Device Short-Circuit Current (kA) ID kV ID Idc I"k ip Ib asym 0.4_Dp.Pm 1 0.400 0.4_Dp.Pm 1 41.087 92.138 34.015 0.4_T15.Pm3 0.400 0.4_T15.Pm3 35.122 77.091 30.612 0.4_T16.Pm3 0.400 0.4_T16.Pm3 35.122 77.091 30.612 0.4_T17.Pm3 0.400 0.4_T17.Pm3 35.122 77.091 30.612 0.4_T18.Pm2 0.400 0.4_T18.Pm2 31.608 70.887 25.848 0.4_T20.Pm2 0.400 0.4_T20.Pm2 31.608 70.887 25.848 0.4_T21.Pm2 0.400 0.4_T21.Pm2 31.608 70.887 25.848 0.4_T22.Sp3 0.400 0.4_T22.Sp3 36.060 78.803 30.612 0.4_T23.Sp3 0.400 0.4_T23.Sp3 36.060 78.803 30.612 0.4_T26.Dip2 0.400 0.4_T26.Dip2 37.285 81.813 32.287 0.4_T27.Dip2 0.400 0.4_T27.Dip2 37.689 82.673 32.611 0.4_T29.Pm3 0.400 0.4_T29.Pm3 31.792 68.991 27.764 0.4_T66.Sp2 0.400 0.4_T66.Sp2 41.649 92.280 36.845 0.4_T67.Sp2 0.400 0.4_T67.Sp2 41.649 92.280 36.845 0.4_Wt 0.400 0.4_Wt 31.873 66.586 24.709 6_1A-Tit2 6.000 6_1A-Tit2 8.988 20.011 6.834 6_1A_Boi/Wt 6.000 6_1A_Boi/Wt 8.021 16.841 5.849 6_1A_Dip-2 6.000 6_1A_Dip-2 8.021 16.841 5.849
Bus Device Short-Circuit Current (kA) ID kV ID Idc I"k ip Ib asym 6_1A_Line-1 6.000 6_1A_Line-1 8.021 16.841 5.849 6_1A_Line-1-C 6.000 6_1A_Line-1-C 10.853 22.541 7.975 6_1A_Line-2 6.000 6_1A_Line-2 11.203 23.604 8.236 6_1A_Line-2-C 6.000 6_1A_Line-2-C 8.946 19.860 6.810 6_1A_Pm-2 6.000 6_1A_Pm-2 11.203 23.604 8.236 6_1A_Pm-3 6.000 6_1A_Pm-3 10.853 22.541 7.975 6_1A_Pm-123 6.000 6_1A_Pm-123 8.021 16.841 5.849 6_1A_Riser 6.000 6_1A_Riser 11.329 23.981 8.377 6_1A_Sp-2 6.000 6_1A_Sp-2 11.203 23.604 8.236 6_1A_Sp-3 6.000 6_1A_Sp-3 10.853 22.541 7.975 6_1b-L2 6.000 6_1b-L2 9.516 22.755 7.370 6_Boi/Wt-T 6.000 6_Boi/Wt-T 8.021 16.841 5.849 6_Comp.Inc 6.000 6_Comp.Inc 2.992 6.814 2.431 6_Dip-2 6.000 6_Dip-2 7.839 16.158 5.704 6_Dp 6.000 6_Dp 9.278 20.953 6.760 6_In-Line-2 6.000 6_In-Line-2 12.417 29.784 9.650 6_Md.Pnl.Sp-1 6.000 6_Md.Pnl.Sp-1 9.213 20.768 6.760 6_Md.Sp-1 6.000 6_Md.Sp-1 9.213 20.768 6.760 6_Md.Sp-1.Comp 6.000 6_Md.Sp-1.Comp 9.213 20.768 6.760 6_Mtr.Ht-Sp2.A 6.000 6_Mtr.Ht-Sp2.A 10.176 20.547 7.557 6_Mtr.Ht-Sp2.B 6.000 6_Mtr.Ht-Sp2.B 10.864 22.689 8.031 6_Mtr.Ht-Sp2.C.I 6.000 6_Mtr.Ht-Sp2.C.I 10.864 22.689 8.031 6_Mtr.Ht-Sp2.C.II 6.000 6_Mtr.Ht-Sp2.C.II 10.176 20.547 7.557 6_Mtr.Ht.Dip-1 11.500 6_Mtr.Ht.Dip-1 11.187 24.269 9.272 6_Mtr.Ht.Dip-2 6.000 6_Mtr.Ht.Dip-2 7.839 16.158 5.704 6_Pm-2 6.000 6_Pm-2 10.880 22.720 8.031 6_Pm-3 6.000 6_Pm-3 10.206 20.624 7.557 6_Pm-3 (Boiler) 6.000 6_Pm-3 (Boiler) 7.442 14.729 5.532 6_Pm-3.Ht 6.000 6_Pm-3.HT 10.206 20.624 7.557 6_Pm-123 6.000 6_Pm-123 7.501 14.932 5.562 6_Pp.Comp1 6.000 6_Pp.Comp1 2.986 6.772 2.426 6_Sp-2 6.000 6_Sp-2 10.864 22.689 8.031 6_Sp-3 6.000 6_Sp-3 10.176 20.547 7.557 6_Sub2b 6.000 6_Sub2b 9.451 21.596 6.905 6_T1.Sub2b 6.000 6_T1.Sub2b 9.742 22.772 7.210 6_T_H.Ln.A.B 6.000 6_T_Ht.Ln.A.B 10.176 20.547 7.557 6_T_Ht.Ln.A.C 6.000 6_T_Ht.Ln.A.C 10.864 22.689 8.031 6_T_Md.Sp1 6.000 6_T_Md.Sp1 9.213 20.768 6.760 6_Wt 6.000 6_Wt 7.201 13.229 5.376
Bus Device Short-Circuit Current (kA) ID kV ID Idc I"k ip Ib asym 11.5_1B-L1 11.500 11.5_1B-L1 12.323 28.714 10.148 11.5_1B-L2 11.500 11.5_1B-L2 12.320 28.704 10.148 11.5_1B_Swg-2 11.500 11.5_1B_Swg-2 12.352 28.860 10.173 11.5_1B_T_Swg-2 11.500 11.5_1B_T_Swg- 2 12.352 28.860 10.173 11.5_Bio.T 11.500 11.5_Bio.T 11.788 26.203 9.707 11.5_Dip-1 11.500 11.5_Dip-1 11.187 24.269 9.272 11.5_Gtg 11.500 11.5_Gtg 11.844 26.517 9.746 11.5_In-Line-1 11.500 11.5_In-Line-1 13.166 32.979 11.008 11.5_Out_Dip-1 11.500 11.5_Out_Dip-1 11.620 25.651 9.564 11.5_Sub2a 11.500 11.5_Sub2a 11.574 25.489 9.564 11.5_Sub2b 11.500 11.5_Sub2b 11.620 25.651 9.564 11.5_T_Bio.T 11.500 11.5_T_Bio.T 11.788 26.203 9.707 11.5_Wwtp 11.500 11.5_Wwtp 11.237 23.693 9.340 70_Pln 70.000 70_Pln 5.176 12.592 4.668
Untuk  perhitungan  hubung  singkat,  Ip  tertinggi  untuk tegangan 0,4kV pada bus 0.4_DP.PM 1 dengan nilai 92.138 kA. Untuk tegangan 6 kV adalah bus 6_IN-LINE-2 dengan nilai 29.784 kA dan untuk tegangan 11,5 kV nilai tertinggi pada bus 11.5_1B_SWG-2 dengan nilai 28.860 kA. nilai ini dapat  dipertimbangkan  sebagai  referensi  untuk  memilih rating circuit breaker.
G. Simulasi Koordinasi Perlindungan
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.[6] Ada tiga aspek sistem proteksi yang harus diperhatikan, antara lain:
 Sistem  perlindungan  untuk  gangguan  hubung singkat
 Sistem proteksi untuk keamanan sistem (berdasarkan  frekuensi  atau  tegangan)  secara kolektif.
 Sistem perlindungan untuk mengamankan peralatan secara individual.
Pada  dasarnya  sistem  proteksi  harus  dapat  bekerja  secara koordinatif  antara  rele  yang  satu  dengan  rele  lainnya. Tujuan dari koordinasi antar rele adalah untuk menghindari terjadinya pemadaman listrik akibat kemungkinan gangguan  pada  sistem.  Fungsi  utama  sistem  proteksi  dan koordinasi  adalah  untuk  membatasi  lamanya  terjadinya gangguan  yang  disebabkan  oleh  kesalahan  manusia, kegagalan peralatan, atau fenomena alam yang tidak dapat dihindari.[7]  Selain  itu,  fungsi  lain  dari  sistem  proteksi
adalah  meminimalkan  kerusakan  pada  peralatan  yang terkena gangguan listrik.
1. Koordinasi Tipikal
Dalam  melakukan  pengaturan  koordinasi  proteksi  perlu dilakukan  pemilihan  tipikal  koordinasi  proteksi  yang nantinya  akan  menjadi  acuan  bagi  pengaturan  proteksi peralatan keselamatan lainnya. Pemilihan tipikal koordinasi dilakukan untuk memudahkan evaluasi koordinasi proteksi pada sistem, sehingga pada tipikal pemilihan koordinasi ini harus  memperhitungkan  beban  terbesar  dan  koordinasi proteksi  terlama  agar  tidak  terjadi  miskoordinasi  sistem. Koordinasi khusus proteksi pada keseluruhan sistem Sistem PT  Dayasa  Aria  Prima  secara  keseluruhan  memiliki  2 tipikal koordinasi proteksi  yang terdiri dari sistem dengan tegangan kerja 6 kV dan 11,5 kV .

##  Koordinasi Tipikal 1 (6 kV)
Gambar. 8 Tipikal 1 (6 kV) sistem proteksi OCR
Berdasarkan  ilustrasi  yang  ditunjukkan  pada  Gambar  8, dapat diketahui bahwa rele yang termasuk dalam koordinasi tipikal  1  terhadap  gangguan  fasa  dan  gangguan  tanah diringkas sebagai berikut:
 Tipikal Fasa : Koordinasi 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 .
 Tipikal  Khas :  Koordinasi  rele  arus  gangguan tanah  (50/51  G)  memiliki  garis  koordinasi  yang sama dengan  bagian tipikal  fasa,  yaitu dari Ruas SP-2&3 HT Motor Line B ke masuk PLN. Relai yang termasuk dalam tipikal  ini termasuk R HT. SP2,  RSP2.  IN,  R  SP2,  R  IC.LN2,  R  LN1. KELUAR, dan R TX-01A.
Pada  fase  koordinasi  tipikal,  perlu  diketahui  bahwa  tidak ada  data  relai  di  bagian  gardu  PLN  seperti  rasio  CT  atau jenis relai seperti R LN1. OUT dan R TX-01 A. Maka dalam menyelesaikan  koordinasi  digunakan  asumsi  yang  dapat disesuaikan dengan kondisi sebenarnya di lapangan. Untuk proteksi  terhadap  gangguan  tanah  pada  sistem  yang  ada, diasumsikan dan diusulkan untuk menggunakan transformator  zig-zag  pada  level  tegangan  berapa  pun sehingga gangguan tanah dapat dideteksi oleh relai. Urutan kerja  skema  proteksi  sistem  harus  berurutan  seperti  yang dijelaskan pada uraian Gambar 8.
 Koordinasi Tipikal 2 (11,5 kV)
Gambar. 9 Kordinasi Tipikal 2 (11,5 kV) proteksi OCR ke Generator
R R R T1 .PM1 PM-1 11.5 kV R PM1 .IN T1 .PM-1 R R PM1 SUB-2 1 1.5 kV R R IC.1 R R GTG PM1 GT 1 1.5 kV R R 5 2-R R R GPP GEN 43.5 M VA
Berdasarkan Gambar 9 diketahui bahwa rele yang termasuk dalam  tipikal  koordinasi  2  terhadap  gangguan  fasa  dan gangguan tanah terdiri dari:
 Tipikal Fasa: Koordinasi arus rele gangguan fasa lebih (50/51) mulai dari sisi masuk trafo 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 52-R, R GPP
 Tipikal  Tanah: Koordinasi  rele  arus  atas gangguan  tanah  (50/51  G)  memiliki  jalur koordinasi  yang  sama  dengan  bagian  tipikal  fasa, yaitu  dari  trafo  masuk  T1.  PM-1  ke  Generator. Relai  yang termasuk dalam tipikal 3  sama seperti pada tipikal 3 fase yang dijelaskan sebelumnya.
Pada  koordinasi  fasa  tipikal  perlu  diketahui  bahwa  relai pada  generator  menggunakan  relai  51  VR,  sehingga  akan dipengaruhi  oleh  level  tegangan  bus  GT  ketika  terjadi hubung singkat pada titik tertentu. Selain itu, untuk proteksi terhadap gangguan tanah pada sistem eksisting diasumsikan menggunakan  NGR  dengan  besaran  100  A.  Urutan  kerja skema  proteksi  sistem  harus  berurutan  seperti  yang dijelaskan pada uraian Gambar 9.

## V. KESIMPULAN DAN SARAN
Kondisi  aliran  beban  eksisting  di  PT.  Dayasa  Aria  Prima pada  bus  PLN  sebesar  10,1  MW,  7,1  MVAR  dan  PF  lag 0,798. Di bawah bus PLN ada dua bus utama TX-01A dan TX-01C. TX-01A memiliki 4.9 MW, 2.6 MVAR dan PF lag 0.883. TX-01C memiliki 5,2 MW, 5,0 MVAR dan PF  lag 0,71.  Tegangan  keseluruhan  masih  bagus  dengan  nilai terendah 0,97 pu.
Dengan  kondisi  tersebut  maka  perlu  dilakukan  perbaikan faktor  daya.  Kapasitor  bank  yang  ada  sudah  terpasang dengan  ukuran  600  kVAR  di  area  TX-01A.  Perlu penambahan 3MVAR dari kapasitor bank yang dipasang di area  TX-01C  untuk  meningkatkan  faktor  daya  minimum menjadi 0,85 lag.
Untuk kondisi harmonisa THDv tertinggi terdapat pada bus SP2  sebesar  3,28%.  Kondisi  ini  masih  di  bawah  standar. Kondisi  THDv  maksimum  adalah  5%.  Jadi,  harmonisa  di PT. Dayasa Aria Prima tetap bagus.
Analisis  starting  motor  yang  diberikan  oleh  start  motor terbesar di PT. Dayasa Aria Prima yaitu motor DP 4, ukuran 1000  kW  dengan  metode  start  online  langsung  untuk mensimulasikan  kondisi  terburuk.  Hasilnya  menunjukkan ada tegangan dip 4% (dari 101 hingga 97). Itu masih dalam standar. Dan arus awal tidak memicu perlindungan relai apa pun.
Untuk  kapasitas  kabel,  beberapa  kabel  memiliki  loading lebih  dari  50%  yaitu  LINE1-SUB1A,  LINE1C-LINE2 terletak  di  TX-01A  dan  T1-SUB2B  dengan  kapasitas maksimal 69,7%. Untuk pembebanan trafo kebanyakan di bawah 50% pembebanan. TX-01A merupakan satu-satunya trafo  yang  memiliki  pembebanan  tertinggi  sebesar  55,6%. Baik untuk kabel maupun trafo masih jauh dari beban lebih
sehingga  tetap  bagus  untuk  pengembangan  ekspansi selanjutnya.
Sedangkan untuk perhitungan  hubung singkat, Ip tertinggi untuk tegangan 0,4kV pada bus 0.4_DP.PM 1 dengan nilai 92.138 kA. Untuk tegangan 6 kV adalah bus 6_IN-LINE-2 dengan  nilai 29.784 kA dan untuk tegangan 11,5  kV nilai tertinggi  pada  bus  11.5_1B_SWG-2  dengan  nilai  28.860 kA. nilai ini dapat dipertimbangkan sebagai referensi untuk memilih peringkat peralatan.
Untuk  koordinasi  rele  ada  dua  pengaturan  tipikal.  Tipikal pertama  untuk  dari  sp-2&3  motor  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 untuk fasa dan ground dari Ruas SP-2&3  Motor  HT  Line  B  ke  saluran  masuk  PLN.  Relai yang termasuk dalam tipikal ini termasuk R HT. SP2, RSP2. IN, R SP2, R IC.LN2, R LN1. KELUAR, dan R TX-01A. Untuk tipikal kedua tegangan 11 kV dimulai dari sisi trafo masuk T1. PM-1 ke Incoming PLN untuk fase dan ground. Pada  level  tegangan  menengah,  metode  pentanahan  tidak tepat.  Hal  ini  dapat  mengakibatkan  terbakarnya  peralatan listrik karena tidak adanya mitigasi pada kejadian gangguan tanah. Untuk menyempurnakan  metode pentanahan sistem tegangan  menengah,  solusi  yang  ditawarkan  adalah pemasangan  trafo  zig  zag  pada  masing-masing  level tegangan menengah (6 dan 11,5 kV). Pemasangan trafo zig zag  lebih  efisien  dan  ekonomis  jika  dibandingkan  dengan perubahan  trafo  daya  yang  ada.  Kehadiran  trafo  zig  zag berfungsi untuk membatasi nilai arus gangguan tanah yang berimplikasi pada penurunan energi/ledakan pada kejadian arc flash. Selain itu, keberadaan trafo zig zag juga bertujuan untuk pendeteksian jalur rele proteksi terhadap arus urutan nol.  Perlu  dipastikan  kesiapan  fitur  relai  proteksi  pada penyulang  tegangan  menengah  (6  dan  11,5  kV)  untuk mendeteksi  kejadian  gangguan  tanah  (Kode  ANSI:  50G, 51G).  Selain  memastikan  fitur  proteksi,  juga  perlu diperhatikan ketersediaan komponen bantu seperti SUMMING CT atau ZCT untuk mendeteksi adanya hubung singkat gangguan tanah pada sistem.

## VI. DAFTAR PUSTAKA
[1]

## A.  Carmanto,  “ANALISIS  PENINGKATAN  KINERJA
KUALITAS  DAYA  LISTRIK  TEGANGAN  20  kV  DI  INDUSTRI BERBASISKAN  SIMULASI  ETAP  12.6.0,” Epic    J.  Electr.  Power, Instrum. Control , vol. 2, no. 2, pp. 1–12, 2019, doi:
10.32493/epic.v2i2.2912.
[2]
M. Elektrika, “Perbaikan Kualitas Daya Menggunakan Optimal Capacitor  Placement  (  Ocp  )  Pada  Sistem  Kelistrikan  Pt  .  Fmc Agricultural,” vol. 13, no. 2, 2020.
[3] “Analisis  sistem  tenaga  listrik  /  William  D.  Stevenson,  Jr. ; penterjemah,  Kamal  Idris  |  OPAC  Perpustakaan  Nasional  RI.” https://opac.perpusnas.go.id/DetailOpac.aspx?id=101255  (accessed  Dec. 03, 2021).
[4] “Grainger,  J.J.  and  Stevenson,  W.D.  (1994)  Power  System Analysis.  McGraw-Hill,  New  York.  -  References  -  Scientific  Research Publishing.”
https://scirp.org/reference/referencespapers.aspx?referenceid=1580338 (accessed Dec. 03, 2021).
[5] “519-1992  IEEE  Recommended  Practices  and  Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems.”
[6] V. R. Mahindara, D. Celeita, M. Pujiantara, A. Priyadi, M. H. Purnomo,  and  E.  Muljadi,  “Modern  Concerns  and  Challenges  of  Over- Current Protection Coordination in Distribution Systems,” Conf. Rec. - Ind. Commer.  Power  Syst.  Tech.  Conf. ,  vol.  2020-June,  Jun.  2020,  doi: 10.1109/ICPS48389.2020.9176749.
[7] IEEE Std 242, IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination  of  Industrial  and  Commercial  Power  Systems ,  vol.  2001. 2001.