## Perencanaan Sistem Proteksi Generator dari Putaran Balik di PLTMH Totabuan

## TEGUH ARFIANTO, NASRUN HARIYANTO , DELFAN TONIUS SITOHANG
Institut Teknologi Nasional Bandung Email : teguh_2000@itenas.ac.id
Received 17 Juni 2018 | Revised 26 Agustus 2018 | Accepted 30 September 2018

## ABSTRAK
Pada penelitian ini  penulis melakukan perhitungan, simulasi dengan aplikasi ETAP 12.6.0 kemudian membandingkan hasil simulasi dengan standar PLN. Pada setting relay  daya  balik  penulis  menerapkan  standart  IEEE  C37.102-2006,  daya  balik generator dengan kapasitas 2 x 2,5 MW adalah 50000 watt dengan waktu tunda relay 10 detik. Sedangkan daya balik untuk generator kapasitas 4 x 0,7 MW adalah 14000 watt dengan waktu tunda relay 10 detik. Hasil  yang didapat dari simulasi saat terjadi kenaikan tegangan 110%  adalah 0,57 detik dan saat 130% adalah 0,105 detik. Sedangkan untuk setting relay tegangan saat terjadi turun tegangan 50% adalah 0,125 detik dan saat 80% adalah 1,25 detik. Hasil simulasi dengan standar PLN tidak jauh berbeda, waktu yang diterapkan PLN ketika naik tegangan 110%  adalah  2  detik  dan  saat  130%  adalah  0,1  detik    kemudian  untuk  turun tegangan 50% adalah 0,1 detik dan saat 80% adalah 1 detik.
Kata Kunci: Generator, Daya Balik, Proteksi, Setting, Relay

## ABSTRACT
In  this  study  the  authors  perform  calculations,  simulations  with  software  ETAP 12.6.0 and then compare the results of simulation with standard PLN. On setting power relay writer applying standart IEEE C37.102-2006, generator reverse power capacity 2 x 2.5 MW is 50000 watt with relay time delay 10 second. While reverse power for generator capacity 4 x 0,7 MW is 14000 watt with a 10 second delay time. The results obtained from simulation when there is a 110% increase  voltage 0.57 seconds and when 130% is 0.105 seconds. As for the setting of  voltage relay when there voltage drop of 50% is 0.125 seconds and when 80% is 1.25 seconds. The result of simulation with PLN standard is not much different, the time applied by PLN when the  voltage  rise  of  110%  adds 2 seconds and  when 130%  is  0.1 seconds later to drop the 50% voltage 0.1 second and 80% is 1 second.
Keywords: Generator, Reverse Power, Proteksi, Setting, Relay

## 1. PENDAHULUAN
PLTMH Totabuan terletak di sungai Dumoga Desa Totabuan Kabupaten Bolaang Mongondow akan  masuk  ke  sistem  kotamubagu  dengan  beban  puncak  140,8MW.  Generator  sangat dibutuhkan sebagai pembangkitan energi listrik. Mengingat fungsinya yang berperan sangat penting dalam pembangkitan listrik baru maka sangat dibutuhkan suatu sistem proteksi yang melindungi peralatan dari gangguan. Misalnya gangguan kehilangan penggerak mula (prime mover) hilang pada saat generator masih terhubung pada jaringan sistem tenaga listrik dan medan penguat masih bekerja, apabila hal ini terjadi maka generator tersebut akan berubah menjadi motor. Bila hal ini dibiarkan maka akan menyebabkan generator mengalami panas berlebih (over heating) dan berpotensi untuk merusak turbin dan sirip-sirip turbin yang pada akhirnya dapat merusak unit pembangkit itu sendiri. Gangguan lain yang sering terjadi pada pembangkit adalah akibat terjadinya kehilangan beban secara mendadak yang mengakibatkan tegangan lebih, dengan demikian tegangan lebih sekecil apapun dapat menaikkan arus eksitasi dan  dapat  mengakibatkan  kerusakan.  Berdasarkan  dari  pemikiran  di  atas  maka  penulis bermaksud untuk mengangkat judul penelitian  yaitu “Perencanaan Sistem Proteksi Generator dari  Putaran  Balik  di  PLTMH  Totabuan”.  Penelitian  dilakukan  dengan  menghitung  dan mengatur relay proteksi generator sesuai standar SPLN dan IEEE. Software ETAP 12.6.0 akan digunakan untuk mengatur sistem proteksi pada PLTMH Totabuan. Salah satu contoh untuk perhitungan relay daya balik generator, seperti penelitian yang dilakukan oleh Maria Oktavia Fitriyani UNDIP Semarang 2015 dengan judul evaluasi setting relay proteksi generator dan trafo  generator  di  PLTGU  Tambak  Lombok  Blok  1.  Dalam  penelitiannya  tersebut  dilakukan evaluasi waktu kerja relay daya balik pada generator (Fitriyani, 2015). Sedangkan dalam penelitian penulis melakukan perhitungan dan setting relay daya balik dan relay tegangan lebih atau  kurang.  Untuk  perhitungan relay  tegangan  lebih  atau  kurang,  seperti  penelitian  yang dilakukan oleh Omer Ozgur Gencer yang berjudul performance of an over/under voltage relay at  non-sinusoidal  conditions (Gencer,  2006). Berdasarkan  penelitian (Gencer,  2006) penulis mengutip cara perhitungan relay tegangan lebih atau kurang.

## 2. METEDOLOGI PENELITIAN
2.1. Diagram Alur Metode Penelitian (Flowchart)
Adapun  metedologi  penelitian  penyusun  laporan  penelitian  dijelaskan  pada  diagram  alur sebagai berikut :
Gambar 1. Diagram Alur Metodologi Penelitian (Flowchart)

## 2.2. Pengolahan Data
A. Langkah Setting Relay Daya Balik
Dari data yang didapat maka penulis dapat melakukan perhitungan setting relay daya balik. Pada saat perhitungan yang dilakukan maka penulis menggunakan persamaan :
1. Menghitung arus beban penuh (I FL ) generator (Zuhal, 1991) .
𝐼 = ×√ (1)
Keterangan :  S = Daya Semu Generator (MVA)
V LL = Tegangan line to line (V)
2. Menentukan ratio CT dan ratio PT.
3. Menghitung daya balik disisi primer.
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑖𝑛𝑔(%) × 𝑀𝑊 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 (2)

## 4. Menghitung daya balik disisi sekunder.
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 = ( )×( ) (3)
5. Menentukan Time Delay Relay di  Unit I dan II.
Untuk mengatur time delay relay, penulis menggunakan standar IEEE  C37.102-2006 yaitu dengan waktu tunda relay maksimal 30 detik. Pada penelitian ini penulis menggunakan
1. Single Line 2. Data Generator 3. Data Relay 4. Data Potensi Trafo & Trafo Arus 5. Data  Awal  system  PLN  area kotamubagu
time  delay  10 detik,  waktu tunda  ini  digunakan  untuk  mencegah  operasi  relay  selama ayunan daya yang disebabkan oleh gangguan sistem dan kerja paralel generator.
Gambar 2. Data Daya Balik Berbagai Tipe Turbin (Saputro, 2015)
B. Langkah Setting Relay Tegangan Kurang
1. Untuk relay ini digunakan range 50% dan 80% dari tegangan sistem generator (Standar PLN NO. 0357.K/DIR/2014) .
2. Rumus untuk menghitung tegangan kurang (Chapman, 1999) .
𝑉 =  𝑅𝑎𝑛𝑔𝑒 𝑥 𝑇𝑒𝑔𝑎𝑛𝑔𝑎𝑛 𝐵𝑢𝑠 (4)
3. Dari  hasil  perhitungan  di  atas  maka  penulis  melakukan  perhitungan  waktu  kerja relay dengan menggunakan persamaan (Gencer, 2006).
𝑡 = × × , + 𝑐 (5)
Keterangan :
t : Waktu Kerja (detik) k : Time Multiplier
U/U s : Multiplies Of Relay Tap Setting
a,b,c : Manufacturer Defined Constants
p : Inversity Constant
Untuk penentuan relay tegangan kurang penulis menggunakan kurva standart inverse seperti dibawah ini.
Gambar 3. Kurva Karakteristik Standart Inverse Relay (Sumber: Gencer, 2006)

## C. Langkah Setting Relay Tegangan Lebih
1. Untuk relay  ini  digunakan  range  mencapai  110%  dan  130%  dari  tegangan  sistem generator (Standar PLN NO. 0357.K/DIR/2014) .
2. Rumus untuk menghitung tegangan lebih menggunakan Persamaan (6).
𝑉 =  𝑅𝑎𝑛𝑔𝑒 𝑥 𝑇𝑒𝑔𝑎𝑛𝑔𝑎𝑛 𝐵𝑢𝑠 (6)
3. Dari  hasil  perhitungan  di  atas  maka  penulis  melakukan  perhitungan  waktu  kerja relay dengan menggunakan Persamaan 7 (Gencer, 2006).
𝑡 = × × , + 𝑐 (7)
Keterangan : t : Waktu Kerja (detik) k
: Time Multiplier
U/U s : Multiplies Of Relay Tap Setting
a,b,c  : Manufacturer Defined Constants
p : Inversity Constant
Untuk penentuan relay tegangan lebih penulis menggunakan kurva standart inverse seperti Gambar 4.
Gambar 4. Kurva Karakteristik Standart Inverse Relay (Sumber: Gencer, 2006)
Ketetapan nilai a, b, c pada Rumus 7 dapat dilihat pada Tabel 1.
Tabel 1. Spesifikasi Kurva Inverse Time Curve Description a b c 3 3 3

## 3. HASIL DAN ANALISIS
3.1. Data Generator, Current Transformer (CT) dan Potential Transformer (PT)
Data generator, CT dan PT yang digunakan pada penelitian ini adalah:
3.2. Perhitungan Relay Daya Balik Pada Unit I dan II
A. Menghitung arus beban penuh (I FL ) generator (Persamaan 1):
𝐼 = 𝑆 𝑉 × √3 = 2941000
6300 × √3 = 269,52 𝐴

## B. Daya balik generator :
Generator  unit  Totabuan  1#1  dan  generator  unit  Totabuan  1#2  menggunakan  penggerak mula  turbin  air.  Berdasarkan  IEEE  std  C37.102-2006  daya  balik  maksimal  yang  diizinkan mengalir pada generator yaitu 0,2% - 2% dari daya yang dibangkitkan generator (Persamaan 2).
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 2% × 2500000 𝑤𝑎𝑡𝑡 𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 50000 𝑤𝑎𝑡𝑡
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 0,2% × 2500000 𝑤𝑎𝑡𝑡 = 5000 watt

## C. Daya balik di sisi sekunder :
Untuk menghitung daya balik di sisi sekunder dilakukan dengan perhitungan (Persamaan 3).
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 =
50000 𝑤𝑎𝑡𝑡 (300/5) × (7200/120) 𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 = 13,8 𝑤𝑎𝑡𝑡 𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 = 5000 𝑤𝑎𝑡𝑡
(300/5) × (7200/120) = 1,38 𝑤𝑎𝑡𝑡

## D. Menentukan time delay/ waktu tunda
Berdasarkan standar IEEE C37.102-2006, waktu tunda relay daya balik maksimal di-setting pada 30 detik. Pada penelitian ini setting relay daya balik digunakan 10 detik, waktu tunda ini digunakan  untuk  mencegah  operasi relay  selama  ayunan  daya  yang  disebabkan  oleh gangguan sistem dan kerja paralel generator.

## 3.3. Perhitungan Relay Daya Balik Pada Unit III dan VI
A. Menghitung arus beban penuh (I FL ) generator (Persamaan 1) :
𝐼 = 𝑆 𝑉 × √3 = 2941000
6300 × √3 = 269,52 𝐴

## B. Daya balik generator :
Generator  unit  Totabuan  1#1  dan  generator  unit  Totabuan  1#2  menggunakan  penggerak mula  turbin  air.  Berdasarkan  IEEE  std  C37.102-2006  daya  balik  maksimal  yang  diizinkan mengalir pada generator yaitu 0,2% - 2% dari daya yang dibangkitkan generator (Persamaan 2).
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 2% × 2500000 𝑤𝑎𝑡𝑡 𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 50000 𝑤𝑎𝑡𝑡
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 = 0,2% × 2500000 𝑤𝑎𝑡𝑡 = 5000 watt
C. Daya balik di sisi sekunder :
Untuk menghitung daya balik di sisi sekunder dilakukan dengan perhitungan (Persamaan 3).
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 = 50000 𝑤𝑎𝑡𝑡 (300/5) × (7200/120) = 13,8 𝑤𝑎𝑡𝑡 𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑏𝑎𝑙𝑖𝑘 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 = 5000 𝑤𝑎𝑡𝑡 (300/5) × (7200/120) = 1,38 𝑤𝑎𝑡𝑡
D. Menentukan time delay/ waktu tunda Untuk penentuan time delay pada unit III dan VI sama dengan penentuan time delay pada unit I dan II yaitu 10 detik, waktu tunda ini digunakan untuk mencegah operasi relay selama ayunan daya yang disebabkan oleh gangguan sistem dan kerja paralel generator.

## 3.4. Perhitungan Setting Relay Tegangan Lebih
A. Kenaikan Tegangan Pada Saat 110%
Untuk perhiitungan tegangan lebih di saat range 110% (Persamaan 4).
𝑉 = 110%  × 6300 𝑣𝑜𝑙𝑡 = 6930 𝑉𝑜𝑙𝑡 Adapun waktu kerja relay dapat ditentukan (Persamaan 5) sebagai berikut :
𝑡 = 1  × 3 3 ×  6300 6930 − 1 − 0,5 ,
+ 3 =  0,57 𝑑𝑒𝑡𝑖𝑘
Sehingga  waktu  kerja relay  tersebut  adalah  0,57  detik  ketika  kenaikan  tegangan    pada generator sebesar 6930 volt dengan time multiplier 1.
B. Kenaikan Tegangan Pada Saat 130%
Untuk perhitungan tegangan lebih di saat range 130% (Persamaan 4).
𝑉 = 130%  × 6300 𝑣𝑜𝑙𝑡 = 8190 𝑉𝑜𝑙𝑡 Adapun waktu kerja relay dapat ditentukan (Persamaan 5) sebagai berikut :
𝑡 = 1,6  × 3
3  ×   6300 8190 − 1 − 0,5 , + 3 = 0,105 𝑑𝑒𝑡𝑖𝑘
Sehingga  waktu  kerja relay  tersebut  adalah  0,105  detik  ketika  kenaikan  tegangan    pada generator sebesar 8190 volt dengan time multiplier 1,6.
3.5. Perhitungan Setting Relay Tegangan Kurang
A. Penurunan tegangan pada paat 80%
Untuk perhitungan tegangan kurang di saat range 80% (Persamaan 4).
𝑉 = 80%  × 6300 𝑣𝑜𝑙𝑡 = 5040 𝑣𝑜𝑙𝑡 Adapun waktu kerja relay dapat ditentukan (Persamaan 5) sebagai berikut :
𝑡 = 1  × 3 3 ×  1 −   6300 5040 − 0,5 , + 3 =  1,25 𝑑𝑒𝑡𝑖𝑘
Sehingga  waktu  kerja relay  tersebut  adalah  1,25  detik  ketika  penurunan  tegangan    pada generator sebesar 5040 volt dengan time multiplier 1.
B. Penurunan tegangan pada saat 50%
Untuk perhitungan tegangan kurang di saat range 50% (Persamaan 4).
𝑉 = 50%  × 6300 𝑣𝑜𝑙𝑡 = 3150 𝑣𝑜𝑙𝑡 Adapun waktu kerja relay dapat ditentukan (Persamaan 5) sebagai berikut :
𝑡 = 3,8  × 3 3  ×   1 −   6300 3150 − 0,5 , + 3 = 0,12 𝑑𝑒𝑡𝑖𝑘
Sehingga  waktu  kerja relay  tersebut  adalah  0,12  detik  ketika  penurunan  tegangan    pada generator sebesar 3150 volt dengan time multiplier 3,8.
3.6. Hasil Simulasi Sofware ETAP 12.6.0
Skenario pada binterkoneksi diberi gangguang 3 fasa
Pada penelitian ini untuk melihat kerja reverse power relay (32) penulis melakukan dengan simulasi transient stability analysis dengan kondisi relay tegangan tidak diaktifkan.

## Gambar 5. Single Line PLTMH Totabuan

## 3.7. Waktu 10 detik dengan Operation Mode Generator Voltage Control
Gambar 6 merupakan laporan hasil simulasi transient stability.
Gambar 6. Data Hasil Simulasi Transient Stability

## Gambar 7. Kurva Daya Generator Terhadap Waktu
Percobaan ini penulis mengatur time delay relay (32) 30 detik ketika pick-up 0,2% dan 2%. Bila dilihat Gambar 7 pada kurva generator Totabuan 1#1 dan Totabuan 1#2 saat waktu 0 sampai 6 detik adalah gelombang waktu kerja generator saat dioperasikan. Untuk generator Totabuan  2#1,  2#2,  2#3,  dan  2#4  saat  0  sampai  5  detik  adalah  gelombang  waktu  kerja generator saat dioperasikan. Kemudian kurva generator Totabuan 1#1 dan 1#2  dari waktu 6 sampai 10 detik daya generator stabil (steady state), dan untuk generator Totabuan 2#1, 2#2, 2#3, 2#4 saat waktu 5 sampai 10 detik daya generator stabil (steady state). Saat waktu 10 detik generator Totabuan 1#1 trip sehingga saat waktu 10,01 terjadi osilasi hingga mencapai 2,6  MW  kemudian  turun  secara  perlahan  sampai  mencapai steady  state  generator.  Akibat terjadi  osilasi  hingga  mencapai  2,6  MW  maka relay  daya  balik  (32)  mendeteksi  terjadinya gangguan sehingga pada waktu 40,04 detik CB12 trip (open). Akibat generator Totabuan 1#1 trip maka terjadi osilasi saat 10,01 detik sampai 16 detik pada generator Totabuan 2#1, 2#2, 2#3, 2#4. Kemudian disaat waktu 40,04 detik generator Totabuan 1#2 trip sehingga terjadi pengulangan  osilasi  mencapai  0,85  MW  kemudian  menurun  sampai  mencapai  titik steady state, akibat hal tersebut maka relay daya balik (32) pada generator Totabuan 2#1, 2#2, 2#3, 2#4 mendeteksi adanya gangguan sehingga pada waktu 70,09 detik CB14, CB13, CB11, CB1 dalam kondisi terbuka (open).
Gambar 8 merupakan hasil simulasi kurva tegangan di bus 2 dan bus 7.
Gambar 8. Kurva Tegangan di bus 2 dan bus 7
Efek lain dari percobaan yang dilakukan dapat mempengaruhi tegangan pada bus generator. Untuk melihat tegangan yang terjadi saat gangguan dapat dilihat pada Gambar 8. Untuk kurva bus7 saat waktu 0 detik sampai 10 detik tegangan mengalami kenaikan sampai 131% dari
tegangan nominal bus, hal ini disebabkan karena osilasi waktu kerja generator (dapat dilihat Gambar 7). Kemudian saat waktu 10 detik mengalami penurunan hingga mencapai 128% dari tegangan nominal bus. Saat waktu 40 detik tegangan kembali mengalami penurunan sampai mencapai 125,8% dari tegangan nominal bus, hal ini disebabkan CB trip. Saat waktu 70,09 detik, tegangan kembali mengalami penurunan hingga mencapai 100% dari tegangan bus, bila dilihat tegangan tidak turun sampai 0% karena bus masih terhubung ke jaringan sistem.
Untuk tegangan pada bus 2 bila dilihat Gambar 8. Untuk kurva bus 2 saat waktu 0 detik sampai 10 detik tegangan mengalami kenaikan sampai 127,8% dari tegangan nominal bus, hal ini disebabkan  karena  osilasi  waktu  kerja  generator  (dapat  dilihat  Gambar  7).  Kemudian  saat waktu 10 detik mengalami penurunan hingga mencapai 119,5% dari tegangan nominal bus. Saat waktu 40 detik tegangan kembali mengalami penurunan  sampai mencapai 110% dari tegangan nominal bus, hal ini disebabkan CB trip. Saat waktu 70,09 detik, tegangan kembali mengalami penurunan hingga mencapai 100% dari tegangan bus, bila dilihat tegangan tidak turun sampai 0% karena bus masih terhubung ke jaringan sistem.

## Gambar 9. Kurva Arus Generator Terhadap Waktu
Pengaruh  saat  terjadi  gangguan  untuk  kurva  arus  generator  Totabuan  1#1  dan  1#2  saat waktu  0,03  detik  terjadi  kenaikan  arus  hingga  mencapai  251  ampere  kemudian  turun  dan mengalami osilasi hingga waktu 6,3 detik. Saat 6,31 detik arus secara perlahan mengalami kenaikan hingga mencapai 177 ampere. Karena generator Totabuan 1#1 saat waktu 10 detik trip maka arus turun hingga mencapai 0 ampere, akibat generator trip maka arus generator Totabuan  1#2  mengalami  osilasi  hingga  250,2  ampere  kemudian  mengalami  penurunan secara  perlahan  sampai  220  ampere.  Saat  waktu  40  detik  generator trip  dan  arus  pada generator menurun sampai titik 0 ampere. Untuk kurva generator Totabuan 2#1, 2#2, 2#3, 2#4 saat waktu 0 detik arus mulai dari 52,2 ampere, kemudian naik secara perlahan hingga mencapai  151,  8 ampere,   kenaikan  arus  ini  disebabkan karena osilasi  yang terjadi  (dapat dilihat  gambar  7).  saat  waktu  10,1  detik  arus  naik  152,2  ampere.  Saat  waktu  40  detik generator Totabuan 1#2 trip dan mengakibatkan arus generator Totabuan 2#1, 2#2, 2#3,
2#4 naik hingga mencapai 154, 9 ampere, dan saat waktu 70,09 detik generator trip dan arus juga ikut turun hingga mencapai 0 ampere.
3.8. Skenario Gangguan 3 Fasa di bus Binterkoneksi Pada  percobaan  relay  tegangan  dilakuakn  simulasi Protective  Divice  Coordination  dengan gangguan 3 fasa. Gambar 10 merupakan hasil simulasi Protective Divice Coordination dengan gangguan 3 fasa.

## Gambar 10. Single Line Saat Percobaan Short Circuit 3 Fasa
Gambar  11  merupakan  laporan  waktu  hasil  simulasi software  ETAP  12.6.0.  Diberikan gangguan 3 fasa pada bus binterkoneksi kemudian tegangan yang terbaca pada bus 7 yaitu 31,76% dan  untuk bus  2 tegangan  yang  terbaca saat  gangguan 3  fasa  yaitu 38,89%  dari tegangan nominal bus. Sehingga saat waktu 0,12 detik relay tegangan kurang (VR12, VR14, VR15,  VR16,  VR17,  VR18)  mendeteksi  ada  gangguan  di bus  generator,  sehingga  relay memerintahkan CB1, CB11, CB12, CB13, CB14, CB15 trip (open) kemudian saat waktu 0,13 detik CB trip. Saat waktu 0,125 detik relay tegangan kembali mendeteksi adanya tegangan kurang dengan range 80% dari tegangan nominal bus.
Gambar 11. Hasil Laporan Simulasi Gangguan 3 Fasa di bus Binterkoneksi
3.9. Skenario Gangguan 3 Fasa di bus 2
Gambar 12 merupakan hasil simulasi Protective Divice Coordination dengan gangguan 3 fasa.
Gambar 12. Single Line Saat Percobaan Short Circuit 3 Fasa di bus 2
Gambar 13 merupakan laporan waktu hasil simulasi software ETAP 12.6.0. Bila dilihat hasil simulasi saat gangguan 3 fasa diberikan di bus 2, tegangan yang terbaca di bus 2 yaitu 0% dan  di bus  7  68,77%  dari  tegangan  nominal  bus.  Sehingga  saat  waktu  0,12  detik  relay tegangan pada bus 2 mendeteksi gangguan tegangan kurang range 50% dari tegangan bus dan  saat waktu 0,13 detik CB12, CB15 trip. Kemudian saat waktu 1,25 detik relay tegangan (VR12,  VR13,  VR14,  VR15,  VR16,  VR17,  VR18)  mendeteksi  tegangan  kurang.  Untuk  relay tegangan  pada bus  7  mendeteksi  tegangan  kurang  range  80%  sehingga  relay  mendeteksi gangguan dan saat waktu 1,26 detik CB1, CB11, CB13, CB14 trip.
Gambar 13. Hasil Laporan Simulasi Gangguan 3 Fasa di bus 2
3.10. Skenario Gangguan 3 Fasa di bus 7
Gambar 14 merupakan hasil simulasi Protective Divice Coordination dengan gangguan 3 fasa.
Gambar 14. Single Line Saat Percobaan Short Circuit 3 di bus 7
Gambar 15 merupakan laporan waktu hasil simulasi software ETAP 12.6.0.
Gambar 15. Hasil Laporan Simulasi Gangguan 3 Fasa di bus 7
Saat diberi gangguan 3 fasa pada bus 7 tegangan yang terbaca di bus 7 yaitu 0% dan bus 2 73,61% dari tegangan nominal bus. Saat waktu 0,12 detik relay tegangan (VR12, VR16, VR17,
VR18) mendeteksi tegangan kurang sehingga saat waktu 0,13 detik CB1, CB11, CB13, CB14, trip.  Dan  ketika  waktu  1,25  detik  relay  tegangan  (VR14,  VR15)  pada  bus  2  mendeteksi tegangan kurang range 80% sehingga saat waktu 1,26 detik CB12, CB15 trip.

## 4. KESIMPULAN
Kesimpulan yang dapat diambil dalam penelitian penelitian ini adalah sebagai berikut : 1. Berdasarkan hasil perhitungan maka setting relay over voltage (59) saat simulasi kenaikan tegangan 110% adalah 0,57 detik dan saat kenaikan 130% adalah 0,105 detik. Sedangkan untuk relay under voltage (27) saat turun tegangan 50% adalah 0,125 detik dan saat turun tegangan 80% adalah 1,25 detik. Sehingga apabila dibandingkan hasil perhitungan dengan standar PLN tidak jauh berbeda, untuk SPLN no.0357.K/DIR/2014 saat relay over voltage 110% adalah 2 detik dan saat 130% adalah 0,1 detik kemudian untuk settingan relay under voltage saat 50% adalah 0,1 detik dan saat 80% adalah 1 detik.
2. Untuk setting  relay  daya  balik  (32)  penulis  menggunakan  standart  IEEE  C37.102-2006. Menurut standart IEEE waktu tunda yang diizinkan maksimal 30 detik. Setting generator kapasitas  2,5  MW  dan  0,7  MW  waktu  tundanya  dilakukan  hingga  beberapa  percobaan antara lain 1-30 detik. Hal ini bertujuan untuk mengetahui waktu kerja relay yang tepat saat  terjadi gangguan. Setelah  dilakukan percobaan  penulis menyimpulkan  waktu  tunda relay daya balik adalah 10 detik dengan pick-up 2 % dari daya yang dibangkitkan generator.
3. Berdasarkan  analisis  yang  dilakukan  penulis,  tegangan  antar  generator  harus  dijaga konstan  agar  daya  yang  dibangkitkan  generator  stabil.  Selain  itu  frekuensi  juga  harus dipertahankan  konstan  agar  tidak  terjadi  daya  balik,  sesuai  dengan  teori  dasar  tentang syarat sinkronisasi pada generator paralel.

## DAFTAR RUJUKAN
Fitriyani,  M.  O.  (2015). Evaluasi  Setting  Relay  Proteksi  Generator  dan  Trafo  Generator  Di PLTGU Tambak Lorok Blok I. Semarang:  Teknik Elektro Universitas Diponogoro. Gencer,  O.  O.  (2006). “Performance  Of  an  Over/Under  Voltage  Relay  at  Non-sinusoidal Conditions”. Jurnal IEEE. Spain. (Pp. 1103)
Saputro,  T.  D.  (2015). Evaluasi  Setting  Relay  Proteksi  Generator  Pada  Plan  PT.  Petrochina International  Jabung  Ltd.  Betara  Complex  Development  Project  Menggunakan Simulasi ETAP 12.6.0. Semarang:  Teknik Elektro Universitas Diponogoro.
Standar  PLN  NO.  0357.K/DIR/2014  – “Pedoman  Penyambungan  Pembangkit  Listrik  Energi Terbarukan Ke Sistem Distribusi PLN”.
Zuhal. (1991). Dasar Tenaga Listrik. Bandung: Institut Teknologi Bandung.
Chapman, S. J. (1999). Electrical  Machinery Fundamentals. New York: Mc Graw-hill.