Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pemeriksaan struktur anjungan lepas pantai berdasarkan risiko didasarkan dari data operasi dan lingkungan untuk menentukan tingkat peluang kegagalan dan konsekuensi kegagalan sehingga dapat ditentukan tingkat risiko dari masing-masing anjungan lepas pantai. Tingkat risiko dari anjungan lepas pantai menentukan jadwal, metode dan lingkup dari pemeriksaan bawah air suatu anjungan lepas pantai. Hasil penelitian dari total 65 anjungan lepas pantai yang dilakukan studi, terdapat diantaranya memiliki tingkat risiko tinggi sebanyak 19 anjungan lepas pantai, dan sisanya 46 anjungan lepas pantai memiliki tingkat risiko sedang. Banyaknya jumlah anjungan yang memiliki tingkat risiko sedang hingga tinggi tersebut dipengaruhi dominan oleh kondisi desain. Penerapan pemeriksaan bawah air berdasarkan risiko juga memberi manfaat penghematan biaya sebesar 67,5 % dibanding pemeriksaan bawah air berdasarkan jangka waktu.

---

Risk based inspection determined from risk level of offshore platform, risk level developed from probability of failure and consequences of failure. Operational and environmental database from platform are need to identified probability of failure and consequences of failure. Inspection interval, inspection method and scope of inspection for offshore platform underwater inspection are defined from risk level. The risk evaluation of the 65 platforms showed that 19 platforms were in high risk and 46 platforms were in medium risk. Platform baseline (design condition) is the major contribution for high and medium risk of the platform. The cost evaluation of the underwater inspection program based on risk compare to underwater inspection program based time interval showed the cost saving into 67,5%."

"Produksi minyak dan gas di Indonesia telah dilakukan lebih dari tiga puluh tahun, lebih dari 70% anjungan lepas pantai di Indonesia telah malampaui umur desainnya dan akan terus meningkat jumlahnya seiring berjalannya waktu serta biaya dekomisionig dan membangun platform baru yang relatif mahal. Platform yang mengalami penuaan dan penurunan akibat korosi, kerusakan dan anomali lainnya akan memunculkan masalah terhadap integritas struktur kecuali dikelola dan dirawat dengan baik dengan program inspeksi, perawatan, perbaikan serta metode analisis struktural yang baik. Program inspeksi bawah air rutin telah diatur pemerintah dalam keputusan Ditjen Migas No. 21.K/38/DJM/1999, dan sejak tahun 2013 pemerintah telah mengeluarkan persetujuan penerapan rencana inspeksi bawah air berbasis risiko dalam surat edaran Ditjen Migas no 8433/18.01/DMT/2013 yang memberikan kesempatan kepada operator untuk mengoptimalkan sumber daya untuk program peningkatan integritas struktural. Salah satu faktor yang menentukan risiko suatu platform adalah kemungkinan kegagalan yang selama ini dinilai dengan pendekatan semikuantitatif. Tulisan ini akan membahas pendekatan kuantitatif terhadap penilaian kemungkinan kegagalan anjungan lepas pantai berdasarkan tingkat robustness melalui analisa kekuatan ultimit yang akan meningkatkan konfidensi dalam penilaian kemungkinan kegagalan sesuai dengan karakter struktur, metocean, serta anomali platform di wilayah perairan Indonesia. Hasil penelitian menunjukkan bahwa metode semikuantitatif yang selama ini diterapkan dalam perencanaan inspeksi berbasis risiko untuk menyusun kemungkinan kegagalan platform telah cukup mengidentifikasi sejumlah faktor yang berpotensi memperngaruhi kemunduran struktur, namun tidak cukup memberikan gambaran pengaruhnya terhadap tingkat kemunduran platform. Pendekatan kuantitaif dapat memberikan gambaran pengaruh anomali terhadap kemunduran platform yang lebih baik.

---

Production of oil and gas in Indonesia has been performed over thirty years, more than 70% of offshore platforms in Indonesia has exceed of design life and will continue increase in number over time since decommisioning cost and build a new platform is relatively expensive. Agein and deteriorated offshore platforms as a result of corrosion, damage and other anomalies would bring up the issue of the structural integrity unless managed by inspection, maintenance, repair program and good structural analysis methods. Routine underwater inspection program has been regulated by the government on Keputusan Ditjen Migas No. 21.K/3/DJM/1999, since 2013 the government has issued approval of the implementation risk-based underwater inspection planning on Surat Edaran Ditjen Migas No. 8433/18.01/DMT/2013, which provides the opportunity for the operator to optimize the resources to improve the structural integrity. One of the factor that determine the risk of an offshore platform is the Likelihood of Failure (LoF) that assessed by semiquantitative approach.

This paper will discuss the quantitative approach as a tools to assess the Likelihood of Failure of offshore platforms based on the level of robustness through ultimate strength analysis that will increase confidence to assess the Likeihood of Failure in accordance with the character of the structure, metocean, as well as anomalies of offshore platforms in the territorial waters of Indonesia. Result shown that the recent semiquantitative approach to identifiy likelihood of failure is enough to capture some potential factor affecting platform deterioration, however can not present level of platform deterioration for each factor. Quantitative approach give better acknowledge about the effect of anomaly to platform deterioration."

"Fasilitas anjungan lepas pantai yang terletak di Lapangan Alpha merupakan fasilitas yang memiliki risiko tinggi, dan hal tersebut membutuhkan analisis risiko lebih lanjut untuk memastikan pengoperasiannya aman bagi manusia dan lingkungan di sekitarnya. Analisis risiko kuantitatif sulit dipahami oleh beberapa pihak, oleh karena itu perlu dikembangkan dengan pendekatan semi kualitatif dengan metode Risk Based Inspection (RBI). Penelitian ini ingin mendapatkan nilai risiko yang dievaluasi dalam bentuk matriks risiko dengan bantuan perangkat lunak Crystal Ball. Hasil dari penelitian ini adalah nilai risiko fasilitas anjungan lepas pantai yang berada pada tingkat yang dapat diterima.

---

Offshore platform facility located in the Field Alpha is a facility that has a high risk, and it requires further risk analysis to ensure the operation is safe for humans and the environment around it. Quantitative risk analysis is difficult to understand by some parties, and therefore need to be developed with a semi qualitative approach with Risk Based Inspection (RBI) methods. This study wanted to get the value of the risks evaluated in the risk matrix form with the help of Crystal Ball software. The results of this study is the risk of offshore platform facilities which are at an acceptable level."

"Korosi terjadi tanpa mengenal waktu di segala aspek kehidupan manusia dan dapat mengakibatkan banyak kerugian. Di industri minyak dan gas, kerugian yang terjadi akibat korosi berdampak pada penurunan kualitas material yang digunakan. Dan hal ini berarti berhubungan dengan lamanya operasional alat berfungsi atau kemampuan jangka panjang dari suatu alat dan kemungkinan terjadinya kegagalan pada peralatan yang digunakan. Sehingga jika korosi menyerang, maka selain kerugian finansial yang dialami, kerugian berupa dampak terhadap lingkungan sekitar dan juga safety dari pekerja dan masyarakat sekitar juga bisa terjadi. Oleh karena itu inspeksi terhadap peralatan yang ada penting untuk dilakukan. Indonesia yang masih mengacu pada inspeksi berdasarkan jangka waktu (timebased inspection) masih memberikan peluang untuk terjadinya kegagalan pada peralatan yang digunakan. Oleh karena itu penting untuk menggunakan acuan lain seperti inspeksi berdasarkan tingkat resiko (Risk-Based Inspection)/RBI. Hasil penelitian menunjukkan bahwa dari 8 pipa yang dianalisa, 5 pipa (6" dan 4 pipa 16") memiliki nilai 2D yang berarti berstatus resiko medium dan mendapatkan respon corrective maintenance dan 3 pipa (8", 12", dan 18") memiliki nilai 2E yang berarti berstatus resiko medium-high dan mendapatkan respon preventive maintenance. Usulan inspeksi yang dapat dilakukan adalah pemeriksaan visual, ultrasonic straight beam, eddy current, flux leakage, radiography, dan pengukuran dimensi. Usulan waktu inspeksi yang dapat dilakukan kembali adalah 7 tahun kemudian untuk pipa-pipa yang memiliki nilai 2D dan 5 tahun kemudian untuk pipa-pipa yang bernilai 2E dari inspeksi terakhir. Nilai rendah yang diperoleh melalui penelitian ini dikarenakan pipa memiliki sistem inspeksi yang baik terhadap mix point/injection yang ada dan juga karena sistem pipa yang ada tidak mengenal adanya deadleg, sehingga nilai TMSF tidak mengalami pertambahan yang signifikan.

---

Corrosion happen everytime in all human-life aspects and can caused lot of losses. In oil and gas industry, losses caused by corrosion affect directly to material quality that used in the industry. And it means relate to how long an equipment can perform or long-term compability of an equipment and probability of a failure occured in an equipment. So, if corrosion attacks, beside financial loss, another loss that can happen are environtmental loss and also human safety which is include the worker and also community around the industry. Therefore, it is very important to hold an inspection to every equipments in oil and gas industry. Indonesia still hold time based inspection to all equipment in oil and gas industry, and that methode still open for a failure occured. So that, it is very important to use another inspection management methode like Risk-Based inspection (RBI).

Result of this paper are, from 8 pipes that checked, 5 pipes (a 6" pipe and 4 pipes of 16") got 2D rank, which mean have medium status and got corrective maintenance respon. And 3 pipes (8", 12" and 18") got 2E rank which mean have medium-high status and got preventive maintenance response. Inspection methode that proposed are visual examination, ultrasonic straight beam, eddy current, flux leakage, radiography, and dimensional measurement. Inspection time interval from last inspection activity that proposed are 7 years for pipes that got 2D rank and 5 years for pipes that got 2E rank. Low rank that several pipes received because those pipes have good inspection system on mix point/injection area and also the overall piping system do not have the deadleg system, so the TMSF value not multiplied by a value factor."

"Pipa riser di anjungan lepas pantai yang telah berumur 28 tahun memiliki risiko kegagalan yang tinggi. Untuk memastikan produk dapat terdistribusi dengan baik, maka perlu menjaga integritas pipa tersebut. Melakukan penilaian risiko dan penentuan interval inspeksi dari data hasil inspeksi dapat mencegah kegagalan yang akan terjadi. Salah satu metode yang dapat digunakan ialah Risk-Based Inspection (RBI).Pipa riser gas jual yang menjadi objek penelitian ini berukuran 26 inci. Data hasil In-Line Inspection (ILI) digunakan dalam penilain risk-based inspection (RBI) dengan pendekatan kuantitatif berdasarkan standar API 581. Pipa riser disegmentasi menjadi tiga, yaitu atas air, zona percikan dan bawah air. Nilai dari probability of failure (PoF) dan consequence of failure (CoF) dihitung untuk mengetahui peringkat risiko dari pipa riser. Interval inspeksi ditentukan dari target risiko yaitu ketebalan minimum pipa riser.Penelitian yang dilakukan terhadap analisis data hasil inspeksi untuk risk-based inspection (RBI), menghasilkan pengaruh yang signifikan terhadap nilai PoF tiap segmentasi pipa riser, dimana atas dan bawah air sebesar 3,06E-06 kegagalan/tahun sedangkan zona percikan sebesar 0,1376 kegagalan/tahun. Nilai PoF dan CoF mempengaruhi tingkat risiko, dimana segmen atas air dengan nilai CoF $100.658.373 dan bawah air dengan nilai CoF $100.907.400 menghasilkan tingkat risiko sedang 1E sedangkan zona percikan dengan nilai CoF $100.907.400 di tingkat risiko tinggi 5E. Interval inspeksi ditetapkan dari tingkat risiko tertinggi dari segmentasi pipa riser, yaitu zona percikan. Karena target risiko telah terlampaui dalam hal ini ialah ketebalan minimum, maka interval inspeksi ditetapkan sesuai dengan jadwal penilain RBI yaitu Januari 2022.

---

Riser pipes on offshore platforms more than 28 years old are prone to failure. It is critical to maintaining the pipe's integrity to ensure proper product distribution. Conducting risk assessments and establishing inspection intervals based on inspection data can help avoid failures. Risk-based inspection (RBI) is one method that can be used.

The sales gas riser pipe, on which this research is based, measures 26 inches in length. In-Line Inspection (ILI) data is used in a quantitative approach to risk-based inspection (RBI) assessment based on the API 581 standard. The riser pipe is divided into three sections designated as above water, splash zone, and below water. The probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF) values are calculated to determine the riser pipe's risk rating. The risk target determines the inspection interval, precisely the minimum riser pipe thickness.

Research conducted on the analysis of inspection data for risk-based inspection (RBI) resulted in a significant effect on the PoF value of each riser pipe segmentation, where above and below water were 3.06E-06 failures/year while the splash zone was 0.1376. failure/year. PoF and CoF values affect the risk level, where the above water segment with a CoF value of $100,658,373 and below water with a CoF value of $100,907,400 produces a medium risk level of 1E while the splash zone with a CoF value of $100,907,400 at a high-risk level of 5E. The inspection interval is determined from the highest risk level of the riser pipe segmentation, namely the splash zone. Since the risk target exceeded the minimum thickness in this case, the inspection interval is set according to the RBI assessment schedule, namely January 2022."

"Sumber daya alam cadangan gas dan jumlah produksi gas di wilayah kerja pada suatu sistem tenaga listrik offshore jaringan terisolasi di Sumatera sudah terindikasi menipis dan tidak dapat ditingkatkan kembali, sehingga perlu meminimalisir pengoperasian dari unit pembangkit. Tindakan tersebut dapat memungkinkan terjadinya masalah undervoltage pada beberapa bus di sistem karena tidak tersuplai dengan maksimal akibat unit pembangkit tersisa perlu memikul beban yang tersebar, maka dibutuhkan suatu alternatif rekonfigurasi jaringan untuk lebih mengoptimalkan kerja dari sistem tenaga listrik. Dengan melakukan rekonfigurasi jaringan pada sistem ini, akan mempengaruhi kondisi kestabilan pada sistem dan memerlukan suatu tambahan komponen pendukung seperti circuit breaker, kabel jaringan, dan transformator yang telah ditentukan spesifikasinya. Maka dari itu, dilakukan simulasi sistem menggunakan perangkat lunak ETAP dan beberapa studi yaitu aliran daya dan stabilitas dengan berbagai variasi skenario yang telah ditentukan. Berdasarkan hasil dari simulasi perangkat lunak ETAP, didapatkan alternatif rekonfigurasi jaringan adalah dengan melakukan penambahan saluran dari bus PAB01 atau PAB11 menuju bus yang ada pada unit bisnis utara seperti WIDP11, WIDA16, HYSY11, atau LISA11. Hasil simulasi aliran daya dan stabilitas didapatkan beberapa variasi skenario masih memenuhi standar grid code operasi sistem.

---

The reserve of natural gas resources and gas production levels in the working area of an isolated offshore power system in Sumatra are indicating to decreased and will not be increased, so it is necessary for power generation units to minimize the operation. This action may result an undervoltage problems on several buses in the power system, especially in central and north business unit because they are not supplied well due to the generations of remaining power generation units needs to bear the distributed load. Therefore, an alternative network reconfiguration was needed to optimize the performance of the power system. By doing the network reconfiguration in the system, it will affect the stability conditions and require additional supporting components such as circuit breakers, network cables, and transformers that have been specified. Therefore, a system simulation using ETAP software and several studies, including power flow and stability, with various predetermined scenarios, is needed. Based on the results of the ETAP software simulation, the alternative network reconfiguration was done by adding network cables from the bus PAB01 or PAB11 to the buses in the northern business unit such WIDP11, WIDA16, HYSY11, or LISA11. The power flow and stability simulation results show that several in scenario variations still meet the system's grid code operation standards."

"

ABSTRAK

Nama : Kendy PontoanProgram Studi : Magister Keselamatan & Kesehatan KerjaJudul : Analisis Risiko Skenario Kecelakaan Major Pada Kejadian Tabrakan Helikopter Terhadap Anjungan Lepas Pantai PT. X Tahun 2018Pembimbing : Dr. dr. Zulkifli Djunaidi, M.App.ScInstalasi anjungan lepas pantai adalah struktur atau bangunan yang dibangun di lingkungan lepas pantai untuk mendukung proses eksplorasi atau eksploitasi minyak dan gas. Dengan kerumitan fasilitas pemrosesan minyak dan gas dan fasilitas pendukung lainnya seperti crane, helikopter, switch gear, dll. sehingga melibatkan risiko kecelakaan major (major accident) dalam pengoperasian anjungan lepas pantai. Dampak kecelakaan akan mengakibatkan konsekuensi bencana, korban massal, masalah lingkungan, dan kelangsungan bisnis.Penelitian ini dilakukan untuk menganalisis risiko bagi pekerja di anjungan lepas pantai dari skenario kecelakaan major yang terkait dengan operasi helikopter selama lepas landas dan mendarat di instalasi lepas pantai, dan menilai risiko terhadap serangkaian risiko perusahaan, serta mengidentifikasi pengurangan risiko dan tindakan yang mitigasi yang relevan.Hasil dari penelitian ini dapat memberikan panduan untuk mendefinisikan peristiwa non-process major hazard, khususnya peristiwa kecelakaan helikopter dan menerapkan penilaian risiko yang tepat untuk meningkatkan prediksi risiko kecelakaan major dan pengurangan risiko. Hasil analisis untuk semua instalasi (Uniform platform dan FSO AA) menunjukkan bahwa risiko yang terkait dengan dampak helikopter yang terpapar kepada personel pada instalasi berada dalam tingkat kriteria yang dapat diterima.Kata kunci: Risk Assessment, Offshore, Helicopter Crash, Non-Process Event, Major Accident

---

ABSTRACT

Name : Kendy PontoanStudy Program : Magister of Safety and Occupational HealthTitle : Risk Analysis of Major Accident Scenario Helicopter Crash on PT. X`s Offshore Platform Year 2018Counsellor : Dr. dr. Zulkifli Djunaidi, M.App.ScOffshore installations are structures or buildings built at offshore environment to support the process of exploration or exploitation of oil and gas. With the complexity of oil and gas processing facilities and other supporting facilities such as cranes, helicopters, switch gears, etc. thus involving risk of major accidents in the operation of offshore platforms. Impact of major accident will lead to the consequences of catastrophic, mass casualty, environment issue, and business continuity.This research was conducted to analyze the risks to workers on offshore platforms from major accident scenarios related to helicopter operations during take-off and landing in offshore installations, and assess risks to a series of company risks, and identify risk reduction, action measures and relevant mitigation.The results of this research can provide guidance for defining major non-process hazard event particularly helicopter crash event and implement appropriate risk assessment to improve major accident risk prediction and risk reduction. The analysis results for all installations (Uniform platform and FSO AA) show that the risk associated with helicopter impact exposed to the personnel on the installation is within tolerable level of acceptable criteria.Key words: Risk Assessment, Offshore, Helicopter Crash, Non-Process Event, Major Accident

"

"Kelayakan operasi instalasi anjungan migas lepas pantai antara 25-30 tahun. Beberapa anjungan migas di Laut Jawa dibangun tahun 70-an, sehingga kondisinya sudah tua dan akan di dekomisioning, yaitu pembongkaran keseluruhan atau sebagian struktur instalasi anjungan. Masalah dekomisioning di Laut Jawa adalah Indonesia belum memiliki pengalaman dekomisioning dan banyaknya regulasi terkait kegiatan dekomisioning. Permasalahan dekomisioning dapat diselesaikan melalui regulasi yang komprehensif. Tujuan riset ini menganalisis ketentuan internasional dan regulasi dekomisioning di indonesia, dan mengkaji alternatif metode dekomisioning di Laut Jawa berdasarkan pendekatan aspek lingkungan, sosial dan ekonomi. Riset ini menggunakan pendekatan kualitatif, melakukan wawancara mendalam dengan 3 institusi pemerintah pusat dan 1 kontraktor migas. Metode Analisis Dampak Regulasi (Regulation Impact Analysis) digunakan untuk membantu menentukan alternatif kebijakan dan regulasi dekomisioning terbaik dari sudut pandang manfaat dan biaya. Hasil riset ini menunjukkan diperlukan pembuatan regulasi dekomisioning secara holistik, multisektor, multidisiplin dan interdisiplin. Hasil lainnya yaitu metode dekomisioning di Laut Jawa berdasarkan pandangan institusi pemerintah pusat adalah program rig-to-reef karena lebih memenuhi prinsip keberlanjutan. Kesimpulannya adalah belum adanya aturan hukum di Indonesia yang mengakomodir metode dekomisioning dengan program rig-to-reef, mengakibatkan program rig-to-reef pada dekomisioning di Laut Jawa belum bisa langsung diterpakan karena harus dilakukan pembahasan panjang melibatkan seluruh pemangku kepentingan yang terkait.

---

Feasibility of installation operations for offshore oil and gas platforms between 25-30 years. Some oil and gas platforms in the Java Sea were built in the 70s, so that the condition is old and will be decommissioned, namely the dismantling of the whole or part of the structure of the bridge installation. The problem of decommissioning in the Java Sea is that Indonesia does not have experience in decommissioning and the number of regulations related to decommissioning activities. Decommissioning issues can be resolved through comprehensive regulation.

The purpose of this research is to analyze international provisions and decommissioning regulations in Indonesia, and to examine alternative methods of decommissioning in the Java Sea based on environmental, social and economic aspects. This research uses a qualitative approach, conducts in-depth interviews with 3 central government institutions and 1 oil and gas contractor. The Regulatory Impact Analysis method is used to help determine the best alternative decommissioning policies and regulations from the point of view of benefits and costs.

The results of this research indicate that decommissioning regulation is needed in a holistic, multisector, multidisciplinary and interdisciplinary manner. Another result, namely the decommissioning method in the Java Sea based on the views of central government institutions, is a rig-to-reef program because it meets the principle of sustainability.

The conclusion is that there is no legal rule in Indonesia that accommodates the decommissioning method with rig-to-reef programs, resulting in a rig-to-reef program on decommissioning in the Java Sea that cannot be directly implemented because long discussions must be conducted involving all related stakeholders."

"Suatu re-engineering analysis oleh lembaga independen dilakukan terhadap platform-platform lepas pantai penunjang kegiatan eksplorasi dan produksi suatu area kontrak bagi hasil yang akan habis service lifenya untuk menentukan apakah platform-platform tersebut layak untuk dipergunakan kembali atau tidak selama jangka waktu tertentu kedepan hingga kontrak bagi hasil area tersebut berakhir. Dengan pendekatan manajemen resiko berdasarkan ISO 31000, perpanjangan service life platform-platform berdasarkan hasil re-engineering analysis ini akan di analisa resikonya untuk mengetahui tingkatan resiko dan akibatnya terhadap orang, lingkungan, aset, serta reputasi pada perusahaan yang mengoperasikan platform-platform tersebut sehingga dapat ditentukan langkah-langkah mitigasi yang akan diambil untuk menghilangkan atau mengurangi dampak dari resikoresiko tersebut dengan mempertimbangkan keekonomisan masing-masing lapangan dalam kaitannya untuk menjamin pemasukan pendapatan bagi negara dan perusahaan.

---

A re-engineering analysis was conducted by an independent body to some extended service life offshore platforms that supporting exploration and exploitation activities for one of the production sharing contract company to decide whether the platform is feasible or not to be utilized during certain time in the future until the production sharing contract is expired. By the risk management which refer to ISO 31000, the risks from the extended service life of the platform will be analyzed to find out their risk level and its impact to people, environment, assets, and company reputation, therefore some mitigation actions can be made to avoid or minimize its impacts by considering the economical aspect of the oilfield in conjunction with ensuring positive income for both government and company."

"Koordinasi Proteksi rele arus lebih menjadi bagian dari sistem proteksi tenaga listrik di pengeboran minyak lepas pantai. Penurunan produksi sumur menjadikan rekonfigurasi jaringan akan dilakukan sehingga studi koordinasi proteksi diperlukan agar mencapai keamanan dan keandalan operasional yang diinginkan. Studi koordinasi proteksi dilakukan dengan perangkat lunak Electric Transient and Analysis Program (ETAP). Studi ini membahas permasalahan koordinasi proteksi sistem eksisting pada sisi transmisi tenaga listrik akibat selektivitas proteksi yang kurang baik berdasarkan diagram star. Metodologi dalam perancangan ulang dilakukan dengan mengacu pada standar yang disesuaikan dengan sistem eksisting (ANSI) melalui perhitungan dengan luaran kualitatif. Perancangan ulang koordinasi sistem proteksi telah dilakukan sehingga mendapatkan koordinasi antar rele sesuai dengan tujuan awal (diatas 300ms antar rele).

---

Overcurrent relay protection coordination is part of the electric power protection system in offshore oil drilling. The decrease in well production means that network reconfiguration will be carried out so that a protection coordination study is required in order to achieve the desired operational security and reliability. Protection coordination studies were carried out using the Electric Transient and Analysis Program (ETAP) software. This study discusses the problem of coordinating the protection of the existing system on the power transmission side due to deficient protection selectivity based on the star diagram. The methodology for redesigning is carried out by referring to standards adapted to the existing system (ANSI) through calculations with qualitative outcomes. Redesigning the coordination of the protection system has been carried out to obtain coordination between relays in accordance with the initial goal (above 300ms between relays)."