Optimalisasi Penggunaan Kapasitor Bank Pada Jaringan 20 KV Dengan Simulasi Etap (Studi Kasus Pada Feeder Srikandi Di PLN Rayon Pangkalan Balai, Wilayah Sumatera Selatan)

(1)

TUGAS AKHIR

OPTIMALISASI PENGGUNAAN KAPASITOR BANK PADA JARINGAN 20 KV DENGAN SIMULASI ETAP

(STUDI KASUS PADA FEEDER SRIKANDI DI PLN RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA SELATAN)

O

L

E

H

DAVID TAMPUBOLON

NIM: 0904020766

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

MEDAN

(2)

ABSTRAK

Permintaan kebutuhan listrik dewasa ini semakin meningkat, baik dari segi kuantitas maupun kualitas. Untuk itu perusahaan utilitas listrik di Indonesia (dalam hal ini PLN) diharapkan dapat menjawab permintaan tersebut dengan meningkatkan kualitas pelayanan listrik. Adapun beberapa parameter penting yang harus diperhatikan guna menjaga kualitas daya diantaranya adalah faktor daya dan jatuh tegangan.

Salah satu solusi yang dapat diambil adalah dengan penggunaan kapasitor bank. Pada tulisan ini, penulis akan membahas mengenai penggunaan kapasitor secara optimum, dimana dalam hal ini akan dibahas mengenai penentuan lokasi, ukuran, dan juga jumlah unit kapasitor. Pembahasan akan mengkaji lebih lanjut mengenai kajian kelayakan operasi dan juga kajian kelayakan finansial dari penggunaan kapasitor pada daerah yang diteliti.

Adapun untuk mengetahui secara pasti efektivitas penggunaan kapasitor tersebut dibutuhkan suatu simulator yang mampu mengenal konfigurasi jaringan secara real. Untuk itu pada tulisan ini, penulis akan menggunakan ETAP powerstation dalam melakukan simulasi.

Dari hasil penelitian diperoleh bahwa penggunaan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah mampu meningkatkan level tegangan pada ujung-ujung jaringan hingga mencapai range standar PLN yaitu pada -10% dan 5% dari tegangan nominal. Selain itu, diperoleh juga penurunan nilai rugi-rugi daya listrik sebesar 19,33%. Sehingga dapat disimpulkan bahwa pemasangan kapasitor bank di feeder Srikandi tepat untuk dilaksanakan.

(3)

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas kasih dan karunia-Nya yang telah melimpahkan rahmat dan berkah-Nya kepada penulis sehingga dapat menyelesaikan berjudul:

OPTIMALISASI PENGGUNAAN KAPASITOR BANK PADA JARINGAN 20 KV DENGAN SIMULASI ETAP (STUDI KASUS PADA FEEDER SRIKANDI DI PLN

RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA SELATAN)

Penulisan Tugas Akhir ini merupakan salah satu syarat untuk menyelesaikan studi dan memperoleh gelar Sarjana Teknik di Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.

Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih jauh dari sempurna, baik mengenai

materi maupun penyajiannya serta tata bahasanya. Oleh karena itu, penulis terlebih dahulu

mohon maaf atas segala kekurangan dan kelemahan yang terdapat dalam tulisan ini. Penulis

sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari berbagai pihak guna

menyempurnakan Tugas Akhir ini.

Dalam menyelesaikan Skripsi ini, penulis telah banyak menerima bantuan dari

berbagai pihak. Dalam kesempatan ini, penulis dengan hati yang tulus mengucapkan terima

kasih yang sedalam-dalamnya kepada:

1. Bapak Ir. Masykur Sjani, MT, selaku Dosen Pembimbing Tugas Akhir yang telah membantu dan memberikan pengarahan kepada penulis selama penyusunan Tugas Akhir ini.

2. Bapak Yulianta Siregar, ST.MT dan Bapak Suherman, ST. M.Sc. Ph.D, selaku pembimbing Tugas Akhir yang memberikan masukan untuk keberhasilan penulisan Tugas akhir ini

3. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si, selaku Ketua Departemen Teknik Elektro FT USU dan Bapak Rahmat Fauzi, S.T, M.T, selaku Sekretaris Departemen Teknik Elektro FT USU.

(4)

4. Bapak Bustani Hadi Wijaya, selaku manager PT. PLN WS2JB, Area Palembang,

Rayon Pangkalan Balai, Wilayah Sumatera Selatan, yang telah memberikan izin

pengambilan data di wilayah tersebut.

5. Bapak Ir. Kasmir Tanjung, selaku Dosen Wali penulis.

6. Seluruh staf pengajar Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.

7. Seluruh pegawai Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.

8. Rekan-rekan mahasiswa teknik elektro angkatan tahun 2009, yang selama ini menjadi

rekan yang baik dan saling mendukung dalam mengikuti perkuliahan.

9. Terimakasih yang istimewa kepada orang tua Bapak S.Tampubolon dan Ibu

S.Hutabarat, orang tua penulis yang selalu mendoakan serta memberikan nasihat,

semangat, bimbingan, kritik, dan arahan kepada penulis selama menjalani perkuliahan

dan penyelesaian skripsi ini.

10. Kepada abang saya Daniel Tampubolon, Dasmond Tampubolon, dan kakak saya

Christina Tampubolon yang banyak sekali membantu dalam penulisan tugas akhir

ini, memberi masukan dan juga doanya bagi penulis terimakasih banyak.

11. Semua pihak yang telah ikut serta membantu penulis dalam menyelesaikan penulisan Tugas Akhir ini.

Akhir kata, dengan segala kerendahan dan ketulusan hati, penulis berharap skripsi ini dapat memberikan manfaat bagi almamater pada khususnya serta pembaca pada umumnya. Untuk itu penulis dengan senang hati dan sangat mengharapkan saran-saran dan kritik yang membangun demi penyempurnaan Skripsi ini.

Medan, Juni 2014 Penulis

DAVID TAMPUBOLON NIM : 090402076

(5)

DAFTAR ISI

ABSTRAK ... i

KATA PENGANTAR ... ii

DAFTAR ISI... iv

DAFTAR GAMBAR ... vi

DAFTAR TABEL ... vii

BAB I PENDAHULUAN 1.1.Latar Belakang ... 1

1.2.Perumusan Masalah ... 3

1.3.Batasan Masalah ... 3

1.4.Tujuan Penelitian ... 3

1.5.Manfaat Penelitian ... 3

1.6.Sistematika Penulisan ... 4

BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1.Kualitas Daya Listrik ... 5

2.1.1. Faktor Daya ... 6

2.1.2. Jatuh Tegangan ... 8

2.2.Kapasitor Bank ... 9

2.2.1. Efek Pemasangan Kapasitor Seri dan Paralel (Shunt) ... 10

a. Kapasitor Seri ... 10

b. Kapasitor Paralel (Shunt) ... 12

2.2.2. Metode Penentuan Lokasi Kapasitor Bank ... 13

a. Metode Jarak ... 14

b. Metode Aliran Daya Reaktif ... 15

2.2.3. Penentuan Rating Kapasitor ... 19

(6)

BAB III METODE PENELITIAN

3.1.Tempat dan Waktu Penelitian ... 20

3.2.Metode Pengumpulan Data ... 20

3.3.Diagram Alir Metode Penelitian ... 20

3.4. Review Singkat Perbandingan Analisa Aliran Daya : Perhitungan Manual Vs Simulasi ETAP ... 24

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1.Data Aliran Daya pada Feeder Srikandi Sebelum Pemasangan Kapasitor Bank ... 29

4.1.1. Data Profile Tegangan ... 29

4.1.2. Data Faktor Daya dan Rugi-rugi ... 32

4.1.3. Data Kapasitor Bank ... 34

4.2.Analisa Data ... 34

4.2.1. Analisa Teknis ... 34

a. Metode Pemasangan Kapasitor Bank : Metode Jarak ... 35

b. Metode Pemasangan Kapasitor Bank : Metode Aliran Daya Reaktif ... 40

4.2.2. Analisa Kelayakan Finansial ... 48

4.2.3. Metode Scoring ... 55

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1.Kesimpulan ... 59

5.2.Saran ... 60

DAFTAR PUSTAKA ... 61

(7)

DAFTAR GAMBAR

No. Nama Gambar Halaman

2.1 Diagram phasor ... 7

2.2 Power faktor correction ... 7

2.3 Diagram phasor transimi daya ke beban ... 8

2.4 Gambar diagram pemasangan kapasitor seri ... 11

2.5 Gambar diagram pemasangan kapasitor shunt ... 12

2.6 Penempatan kapasitor bank dengan metode jarak ... 15

2.7 Penempatan kapasitor bank dengan metode aliran daya reaktif ... 16

2.8 Tampilan jendela kerja ETAP ... 19

3.1 Diagram alir metode penelitian ... 23

3.2 Contoh Pemodelan Jaringan Sederhana ... 24

3.3 Analisa Model Jaringan pada ETAP ... 28

4.1 Perbandingan perbaikan tegangan metode jarak dengan aliran daya reaktif ... 47

4.2 Perbandingan perbaikan rugi-rugi metode jarak dengan aliran daya reaktif ... 47

4.3 Lokasi penempatan kapasitor bank 1 pada ETAP ... 57

(8)

DAFTAR TABEL

No. Nama Tabel Halaman

2.1 Rating Kapasitor yang umum ... 18

3.1 Perbandingan perhitungan manual dan simulasi ETAP ... 28

4.1 Data profil tegangan tiap bus pada feeder Srikandi ... 29

4.2 Sampling tegangan jaringan yang paling buruk ... 32

4.3 Data power faktor dan losses pada Feeder Srikandi ... 32

4.4 Data spesifikasi teknis dan harga Kapasitor Bank ... 34

4.5 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 1 (metode jarak) ... 35

4.6 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 2 (metode jarak) ... 36

4.7 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 3 (metode jarak) ... 37

4.8 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 4 (metode jarak) ... 37

4.9 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 5 (metode jarak) ... 38

4.10 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 6 (metode jarak) ... 39

4.11 Profil perbaikan tegangan dan rugi-rugi rata-rata tiap skenario (metode jarak) ... 40

(9)

dengan skenario 1 (metode aliran daya reaktif) ... 41

4.13 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 2 (metode aliran daya reaktif) ... 41

4.14 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 3 (metode aliran daya reaktif) ... 42

4.15 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 4 (metode aliran daya reaktif) ... 43

4.16 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 5 (metode aliran daya reaktif) ... 44

4.17 Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor dengan skenario 6 (metode aliran daya reaktif) ... 46

4.18 Profil perbaikan tegangan dan rugi-rugi rata-rata tiap skenario (metode aliran daya reaktif) ... 46

4.19 Analisa finansial dengan skenario 1 ... 49

4.20 Analisa finansial dengan skenario 2 ... 50

4.21 Analisa finansial dengan skenario 3 ... 51

4.22 Analisa finansial dengan skenario 4 ... 52

4.23 Analisa finansial dengan skenario 5 ... 53

4.24 Analisa finansial dengan skenario 6 ... 54

4.25 Scoring berdasarkan parameter tegangan ... 55

4.26 Scoring berdasarkan parameter tegangan ... 55

4.27 Scoring berdasarkan parameter IRR ... 56

4.28 Scoring berdasarkan parameter BCR ... 56

4.29 Scoring terhadap tiap skenario dengan parameter teknis dan finansial ... 56

(10)

ABSTRAK

(11)

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Pertumbuhan ekonomi di Indonesia akan berpengaruh terhadap pola konsumi masyarakat terhadap energi listrik. Dimana dengan pertumbuhan tersebut akan mengakibatkan peningkatan pola konsumsi akan energi listrik baik dari segi kuantitas maupun kualitas.

Adapun perusahaan utilitas di Indonesia yang berperan dalam penyediaan dan juga penyaluran energi listrik adalah PLN (Perusahaan Listrik Negara). Didalam sistem kelistrikan PLN, sistem tenaga listrik secara garis besar terdiri dari tiga sistem : pembangkit, transmisi, dan distribusi. Tulisan ini akan lebih membahas mengenai sistem distribusi.

Mengingat pentingnya energi listrik bagi kehidupan orang banyak maka suatu sistem tenaga listrik harus bisa melayani pelanggan secara baik, dalam arti sistem tenaga listrik tersebut aman dan handal yaitu tidak membahayakan manusia dan lingkungannya serta dapat melayani pelanggan secara memuaskan misalnya dari segi kontinuitas. Selain itu, meningkatnya kesadaran masyarakat akan kualitas daya listrik yang baik menjadi alasan perlunya perusahaan utilitas memberi perhatian lebih dalam hal tersebut.

Adapun beberapa parameter penting yang harus diperhatikan dalam sistem distribusi guna menjaga kualitas daya antara lain : masalah harmonisa, fluktuasi tegangan, frekwensi, faktor daya, jatuh tegangan, dan beberapa faktor lainnya. Adapun parameter yang akan dibahas pada tulisan ini adalah faktor daya dan jatuh tegangan. Hal ini mengingat lokasi yang akan menjadi objek penelitian tulisan ini memiliki faktor daya yang buruk dan juga jatuh tegangan yang besar akibat panjang dari sistem distribusi itu sendiri.

Guna menanggapi permintaan masyarakat akan kualitas daya listrik yang baik PLN dapat mengambil beberapa tindakan sebagai solusi atas permasalahan tersebut, salah satunya adalah dengan penggunaan kapasitor bank. Tulisan ini akan mengkaji penggunaan kapasitor bank yang optimum guna memperbaiki faktor daya dan kualitas tegangan. Dimana toleransi yang diperbolehkan untuk suatu nilai tegangan +5% dan -10% dari tegangan nominalnya. Untuk mendapatkan hasil yang optimum kita harus menentukan peletakan, menentukan ukuran, dan juga jumlah unit kapasitor yang digunakan.

(12)

Ada beberapa metode yang digunakan para engineer untuk menentukan lokasi dan ukuran kapasitor bank diantaranya adalah metode jarak Neagle and Samson (1956) dan juga metode aliran daya reaktif oleh Grainger/Lee (1981). Dari kedua metode tersebut penulis akan melakukan perbandingan untuk menentukan metode mana yang lebih baik untuk diterapkan di lapangan.

Kedua metode diatas akan disimulasikan lewat progam analisis aliran daya pada ETAP (Electric Transient Analysis Program) powerstation. Dewasa ini banyak berkembang metode-metode dalam penentuan lokasi kapasitor bank seperti dengan menggunakan algoritma genetik, aplikasi jaringan syaraf tiruan, dan beberapa lainnya. Namun dalam tulisan ini penulis akan menggunakan ETAP karena memiliki keunggulan dibanding metode-metode seperti yang disebutkan diatas. Adapun keunggulan penggunaan ETAP adalah ETAP dapat menggambarkan kondisi real dilapangan secaara akurat sehingga dapat mengantisipasi adanya perubahan karakteristik beban tiap saat. Selain itu dengan interface grafis yang sederhana membuat ETAP user friendly sehingga mudah dalam pengoperasiaan dan dengan waktu yang singkat dapat memperoleh hasil analisis yang dibutuhkan. Perusahaan utilitas listrik bergerak dengan keputusan investasi yang cepat sehingga sangat tepat menggunakan ETAP dalam melakukan analisis aliran daya, dan juga analisis lainnya yang berkaitan dengan analisis sistem tenaga.

Perusahaan utilitas biasanya bergerak berdasarkan 2 poin utama yaitu mengenai kelayakan operasi (teknis) dan juga kelayakan finansial. Dalam tulisan ini penulis akan melakukan analisis dengan berdasar atas 2 poin tersebut. Sehingga dalam penentuan lokasi, ukuran, maupun jumlah unit kapasitor selain memperhatikan efek perbaikan faktor daya dan tegangan, penulis juga akan memperhatikan dari segi investasi finansialnya untuk menentukan kelayakan penggunaan kapasitor bank tersebut.

Adapun beberapa penelitian sebelumnya yang membahas penggunaan kapasitor bank dan analisa terhadap jatuh tegangan dan rugi-rugi, antara lain :

- “Analisis Penempatan Optimal Bank Kapasitor Pada Sistem Distribusi Radial Dengan Metode Genetik Algorithm Aplikasi : Pt. Pln (Persero) Cabang Medan” [1]

Penelitian ini menggunakan algoritma genetik dalam penempatan kapasitor.

- “Study Perbaikan Faktor Daya Pada Sistem Radial 20 Kv Analisis Menggunakan Etap” [2]

- “Analisis Jatuh Tegangan Dan Rugi-Rugi Pada Penyulang Dengan Menggunakan Etap” [3] (pada tulisan ini dilakukan perbandingan perhitungan manual dan ETAP)

(13)

1.2 Perumusan Masalah

- Penulisan tugas akhir ini ditujukan untuk merencanakan perbaikan sistem distribusi 20 kV

- Perbaikan sistem distribusi tersebut menggunakan kapasitor bank

- Perencanaan kapasitas dan lokasi pemasangan kapasitor bank di jaringan distribusi 20kV menggunakan software simulator ETAP 6.0

1.3 Batasan Masalah

Agar tujuan penulisan tugas akhir ini sesuai dengan yang diharapkan serta terfokus pada judul dan bidang yang telah disebutkan di atas, maka penulis membatasi permasalahan yang akan dibahas sebagai berikut :

1. Sistem ketenagalistrikan yang dibahas adalah sistem distribusi 20 kV, yaitu Feeder Srikandi di PLN Rayon Pangkalan Balai, Wilayah Sumatera Selatan

2. Parameter kualitas tenaga listrik yang dibahas mencakup dari faktor daya, tegangan pelayanan dan susut teknis

3. Solusi perbaikan menggunakan media kapasitor bank

4. Metoda analisa data memanfaatkan load flow analysis di software ETAP 6.0.

1.4 Tujuan Penelitian

Adapun tujuan penulisan tugas akhir ini adalah:

1. Menentukan lokasi penempatan kapasitor bank yang paling optimal untuk perbaikan faktor daya dan tegangan pelayanan di jaringan distribusi 20 kV

2. Menentukan jumlah unit dan kapasitas kapasitor bank yang paling tepat untuk perbaikan faktor daya dan tegangan di jaringan distribusi 20 kV

3. Menganalisa kelayakan teknis dan finansial pemasangan kapasitor bank di jaringan distribusi 20 kV

1.5 Manfaat Penelitian

Diharapkan tulisan ini dapat dimanfaatkan oleh perusahaan utilitas listrik di Indonesia (dalam hal ini PLN) sebagai bahan pertimbangan dalam melakukan analisa terhadap sistem kelistrikan. Tulisan ini juga diharapkan, secara khusus digunakan sebagai bahan pertimbangan bagi pihak PLN wilayah yang diteliti dalam perencanaan penggunaan kapasitor bank dalam upaya memberikan pelayanan listrik yang berkualitas bagi pelanggan.

(14)

1.6 Sistematika Penulisan

Untuk memudahkan pemahaman terhadap Tugas Akhir ini maka penulis menyusun sistematika penulisan sebagai berikut.

BAB I PENDAHULUAN

Bab ini berisi latar belakang, perumusan masalah, batasan masalah, tujuan dan manfaat penelititan, metode penulisan, dan sistematika penulisan.

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

Bab ini membahas tentang kualitas daya dan pengaruh penggunaan kapasitor bank terhadap perbaikan kualitas daya jaringan.

BAB III METODE PENELITIAN

Bab ini berisi tentang tempat dan waktu penelitian, dan penjelasan umum diagram alir metode peneletian yang dilakukan pada penulisan Tugas Akhir ini.

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

Bab ini berisi tentang data hasil eksperimen dan analisis data.

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN

Bab ini merupakan bab penutup yang berisi kesimpulan dari Tugas Akhir dan saran penulis kepada pembaca.

(15)

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Kualitas Daya Listrik

Peningkatan terhadap kebutuhan dan konsumsi energi listrik yang baik dari segi kualitas dan kuantitas menjadi salah satu alasan mengapa perusahaan utilitas penyedia listrik perlu memberi perhatian terhadap isu kualitas daya listrik. Terlebih pada konsumen perindustrian yang membutuhkan supply listrik yang baik yaitu dari segi kontinuitas dan juga kualitas tegangan yang disupply (karena mesin-mesin pada perindustrian sensitif terhadap lonjakan/ ketidakstabilan tegangan) perlu diusahakan suatu sistem pendistribusian tenaga listrik yang dapat memberikan pelayanan yang memenuhi kriteria yang diinginkan konsumennya.

Istilah kualitas daya listrik bukanlah hal yang baru melainkan sudah menjadi isu penting pada industri sejak akhir 1980-an. Kualitas daya listrik memberikan gambaran akan baik buruknya suatu sistem ketenagalistrikan dalam mengatasi gangguan-gangguan pada sistem tersebut.

Roger C. Dugan memberikan empat alasan utama perlunya perhatian lebih akan masalah kualitas daya [4] :

1. Perangkat listrik yang digunakan pada saat ini sangat sensitif terhadap kualitas daya listrik yang mana perangkat berbasis mikroprosesor dan elektronika daya lainnya membutuhkan tegangan pelayanan yang stabil dan level tegangannya juga harus dijaga pada tegangan kerja perangkat tersebut.

2. Peningkatan yang ditekankan pada efisiensi daya /sistem kelistrikan secara keseluruhan yang mengakibatkan pertumbuhan lanjutan dalam aplikasi perangkat dengan efisiensi tinggi, seperti pengaturan kecepatan motor listrik dan penggunaan kapasitor bank untuk koreksi faktor daya untuk mengurangi rugi-rugi. Hal ini mengakibatkan peningkatan tingkat harmonik pada sistem tenaga dan mengakibatkan banyak praktisi dibidang sistem ketenagalistrikan khawatir akan dampak tersebut di masa depan (dikhawatirkan dapat menurunkan kemampuan dari sistem tersebut). 3. Meningkatnya kesadaran para konsumen akan masalah kualitas daya.

(16)

interupsi, sags, dan transien switching dan mengharapkan sistem utilitas listrik untuk meningkatkan kualitas daya yang dikirim.

4. Sistem tenaga listrik sekarang ini sudah banyak yang melakukan interkoneksi antar jaringan, di mana hal ini memberikan suatu konsekuensi bahwa kegagalan dari setiap komponen akan mengakibatkan kegagalan pada komponen lainnya.

Masalah yang dapat timbul dari sistem tenaga listrik dengan kualitas daya yang buruk dapat berupa masalah lonjakan/ perubahan tegangan, arus dan frekwensi yang akan menimbulkan kegagalan/ misoperasi peralatan. Yang mana kegagalan ini merusak peralatan listrik baik dari sisi pengirim maupun sisi penerima. Untuk itu demi mengantisipasi kerugian yang dapat terjadi baik dari pihak PLN maupun masyarakat, pihak PLN harus mengupayakan sistem ketenagalistrikan yang baik. Masalah kualitas daya yang akan dibahas pada tulisan ini adalah mengenai faktor daya dan jatuh tegangan.

2.1.1 Faktor Daya

Faktor daya merupakan salah satu indikator baik buruknya kualitas daya listrik. Faktor daya atau faktor kerja adalah perbandingan antara daya aktif (watt) dengan daya semu/daya total (VA), atau cosinus sudut antara daya aktif dan daya semu/daya total. Peningkatan daya reaktif akan meningkatkan sudut antara daya aktif dan daya semu sehingga dengan daya aktif yang tetap akan mengakibatkan peningkatan daya semu yang akan dikirimkan. Dengan kata lain akan menurunkan efisiensi dari sistem distribusi ketenagalistrikan. Nilai faktor daya maksimal adalah satu.

Faktor daya juga disimbolkan sebagai cos θ, dimana: cos θ = pf = P

(2.1)

Seperti terlihat pada persamaan 2.1 , nilai faktor daya tertinggi adalah 1. Sistem dengan faktor daya seperti ini memiliki efisiensi yang sangat baik dimana hal ini berarti daya total/ semu (VA) yang dibangkitkan digunakan secara utuh pada beban resistif (W). Dalam hal ini nilai daya total/ semu (VA) sama dengan daya aktif (W).

(17)

P, kW

S, kVA

Q, kVAR

Gambar 2.1 Diagram phasor

S2 θ 1 θ

Gambar 2.2 Power factor correction

Gambar 2.1 menunjukan hubungan antara daya aktif, reaktif dan daya semu. Pada gambar tersebut terlihat bahwa daya semu/ total adalah penjumlahan vektor dari daya aktif dan reaktif. Gambar 2.2 adalah gambar perbaikan faktor daya dengan kompensator daya reaktif (kapasitor).

Kapasitas kapasitor yang dibutuhkan untuk memperbaiki faktor daya beban dapat dihitung sebagai berikut:

Daya reaktif pada p.f awal

Q1 = P x tan θ 1 (2.2)

Daya reaktif pada p.f yang diperbaiki

Q2 = P x tan θ 2 (2.3)

(18)

Sehingga rating kapasitor yang diperlukan untuk memperbaiki faktor daya adalah :

Daya reaktif Qc = Q1 - Q2 (2.4)

atau

∆Q = P x (tan θ awal -tan θ target) (2.5)

2.1.2 Jatuh Tegangan

Jatuh tegangan dapat didefenisikan sebagai besarnya tegangan yang hilang pada suatu penghantar. Jatuh tegangan berbanding lurus dengan impedansi saluran. Besarnya jatuh tegangan dinyatakan baik dalam persen atau dalam besaran Volt. Dalam hal ini PLN membatasi tegangan minimun pada batasan -10% dari tegangan nominal dan tegangan maksimumnya tidak lebih dari +5% dari tegangan nominalnya.

Penurunan persamaan jatuh tegangan dapat ditentukan dari gambar diagram phasor transmisi daya pada gambar berikut :

∆Vp

e ∆Vq

IR b a Vr

c d

Gambar 2.3 Diagram phasor transmisi daya ke beban

Beban-beban yang terdapat pada sistem tenaga listrik bukanlah bersifat resistif murni melainkan bersifat resistif-induktif. Beban resistif akan menyerap daya aktif, sedangkan beban induktif akan menyerap daya reaktif yang dihasilkan oleh pembangkit. Penyerapan daya reaktif oleh beban induktif ini akan menyebabkan jatuh tegangan sehingga terjadi hilangnya tegangan pada saluran selama proses pendistribusian dan mengakibatkan nilai tegangan disisi penerima akan berbeda dengan nilai tegangan pada sisi pengirim. Persamaan jatuh tegangan dapat dilihat pada persamaan berikut :

(19)

Vs2 = (Vr +∆Vp)2 + (∆Vq)2 (2.6)

Keterangan : Vs = tegangan di sisi pengirim

Vr = tegangan di sisi penerima

∆Vp = jatuh tegangan

Dimana :

∆Vp = IR cosθ + IX sinθ (2.7)

∆Vq = IX cosθ – IR sinθ (2.8)

Sehingga persamaan tegangan di sisi pengirim (Vs) menjadi :

Vs2 = (Vr + IR cosθ + IX sinθ)2 + (IX cosθ – IR sinθ)2 (2.9) Karena nilai ∆V q = IX cosθ – IR sinθ sangat kecil, maka nilai tersebut dapat diabaikan.

Sehingga persamaan Vs2 menjadi :

Vs2 = (Vr +∆Vp)2 (2.10)

Sementara itu untuk persamaan jatuh tegangan dapat kita tentukan :

∆Vp = IR cosθ + IX sinθ

Atau

∆Vp = R

P Vr + X

Vr (2.11)

Keterangan : R = resistansi saluran

X = reaktansi saluran

P = daya aktif yang dikirim ke beban

Q = daya reaktif yang dikirim ke beban

2.2 Kapasitor bank

Dalam perbaikan faktor daya dan pengaturan tegangan jaringan, para engineer menggunakan kapasitor bank dengan sistem kompensasi daya reaktif yang ditawarkannya. Pada saluran transmisi, beban yang bersifat induktif akan menyerap daya reaktif, yang kemudian akan dapat menimbulkan jatuh tegangan di sisi penerima. Disinilah kapasitor bank

(20)

berfungsi dalam mengkompensasi daya reaktif dan memastikan tegangan terjaga pada levelnya pada saat beban penuh.

Pemasangan kapasitor bank adalah usaha yang dilakukan untuk memberikan supply daya reaktif. Sehingga penggunaan kapasitor bank akan mengurangi penyerapan daya reaktif sistem oleh beban. Hal ini dilakukan agar jatuh tegangan dan rugi-rugi jaringan yang terjadi dapat dikurangi.

Selain dapat memperbaiki nilai tegangan, pengaturan tegangan dengan menggunakan kapasitor bank juga dapat meningkatkan nilai faktor daya. Sebab dengan memasang kapasitor bank, akan dapat mengurangi penyerapan daya reaktif oleh beban. Pengurangan penyerapan daya reaktif oleh beban pada sistem, akan dapat meningkatkan nilai faktor daya.

Kapasitor bank memberikan manfaat yang besar untuk kinerja sistem distribusi. Dimana kapasitor bank dapat mengurangi losses, memperbesar kapasitas layanan dan mengurangi drop tegangan [5]:

- Rugi-rugi jaringan – dengan memberi kompensasi daya reaktif pada motor dan beban lainnya dengan power faktor yang rendah, kapasitor akan menurunkan arus jaringan. Penurunan arus ini akan mengurangi rugi-rugi I2R jaringan secara signifikan.

- Kapasitas – penurunan arus di jaringan ini lebih lanjut akan memperbesar kapasitas pelayanan dimana, jaringan yang sama akan dapat melayani beban yang lebih besar.

- Drop tegangan – kapasitor bank dapat mengurangi voltage drop dimana dengan kompensasi daya reaktif akan meningkatkan /menaikkan level tegangan jaringan.

2.2.1 Efek Pemasangan Kapasitor Seri dan Paralel (shunt)

Fungsi utama dari pemakaian kapasitor seri dan shunt adalah untuk mengatur tegangan dan aliran daya reaktif pada titik dimana kapasitor tersebut dipasang. Kapasitor shunt melakukannya dengan mengubah power faktor dari beban, sedangkan kapasitor seri melakukannya dengan secara langsung mengurangi reaktansi induktif [6].

a. Kapasitor Seri

Kapasitor seri adalah kapasitor yang pemasangannya dihubungkan seri dengan impedansi saluran. Pemakaiannya sangat terbatas pada saluran distribusi, karena peralatan pengaman cukup rumit akibat dari kurang flexibelnya penggunaan kapasitor seri tersebut.

(21)

Jadi secara umum dapat dikatakan bahwa biaya untuk pemasangan kapasitor seri lebih mahal daripada biaya pemasangan kapasitor paralel. Biasanya juga, kapasitor seri didesain untuk daya yang lebih besar daripada kapasitor paralel, guna mengatasi perkembangan beban kelak[3].

Vs Vr -+ - Vs + -+ -Vr

Z = R + jXl Z’ = R + j(Xl - XC))

I I

(a) (b)

θ θ VS VR IXL IR I

IZ VS’

VR I VC IXL IXC IZ’

Gambar 2.4 gambar diagram pemasangan kapasitor seri

Gambar 2.4 a adalah bagan satu garis dari suatu penyulang, sedangkan gambar 2.4 c adalah diagram fasornya. Bila pada penyulang tersebut diujung penerimanya dipasang kapasitor bank (seri), maka bagan satu garisnya akan terlihat seperti pada gambar 2.4 b dan fasor diagaramnya seperti pada gambar 2.4 d.

Pada gambar 2.4 a dan 2.4 c, jatuh teganagn pada penyulang tersebut dapat dinyatakan secara pendekatan sebagai berikut :

VD = IR cos θ + IXL sin θ (2.12)

Dari gambar 2.4 b dan 2.4 d, hasil jatuh tegangan akibat dipasangnya kapasitor seri dapat dihitung sebagai berikut :

(22)

Dimana :

R = tahanan dari penyulang (Ω) XL = reaktansi induktif penyulang (Ω)

XC = reaktansi kapasitif dari kapasitor seri (Ω)

b. Kapasitor Paralel (Shunt)

Kapasitor shunt, adalah kapasitor yang pemasangannya dihubungkan paralel dengan saluran dan secara luas digunakan pada sistem distribusi. Kapasitor shunt mencatu daya reaktif atau arus yang menentang komponen arus beban induktif. Gambar 8 merupakan bagan satu garis suatu penyulang tanpa kapasitor shunt, dan fasor diagramnya dilihat pada gambar 10. Gambar 9 dan 11 masing-masing menggambarkan bagan satu garis dan fasor diagram bila saluran tersebut dipasang kapasitor shunt di ujung saluran[6].

Vs Vr -+ - Vs + -+ -Vr

Z = R + jXl Z = R + jXL

IS I’ I

(a) (b)

θ VS VR IXL IR I IZ

VS’

VR I IZ’ I’ IC IC θ’

Gambar 2.5 gambar diagram pemasangan kapasitor shunt

Sebelum kapasitor shunt dipasang pada ujung saluran, jatuh tegangan pada penyulang tersebut dapat dihitung :

(23)

atau

VD = (I cos θ)R + (I sin θ) XL (2.15)

atau

VD = IRR + IXXL (2.16)

Bila kapasitor dipasang pada ujung penerima dari saluran, seperti yang terlihat pada gambar 2.5 b dan d, secara pendekatan jatuh tegangan sekarang menjadi :

VD = IRR + IXXL - ICXL (2.17)

Perubahan jatuh tegangan sebelum dan sesudah dipasangnya kapasitor shunt dapat dinyatakan sebagai :

VD = ICXL (2.18)

Dimana :

R = tahanan total dari sirkuit penyulang XL = reaktansi induktif total dari penyulang

IR = komponen arus aktif

IX = komponen arus reaktif lagging

IC = komponen arus reaktif leading

Adapun pemasangan yang akan diterapkan dalam tugas akhir ini adalah dengan kompensasi shunt (pemasangan kapasitor secara paralel terhadap jaringan), dimana alasan utama pemilihannya adalah masalah flexibilitas penggunaan kapasitor itu sendiri.

2.2.2 Metode Penentuan Lokasi Kapasitor Bank

Ada beberapa metode yang dikembangkan dalam usaha untuk mengoptimalkan penggunaan kapasitor bank. Lokasi penempatan kapasitor bank tersebut akan mempengaruhi seberapa besar pengaruh pemakaian kapasitor bank terhadap perbaikan faktor daya jaringan. Pada dasarnya kapasitor bank paling baik ditempatkan di dekat pusat-pusat beban.

Namun yang hal yang menyulitkan para engineer adalah menentukan dimana sebenarnya pusat beban tersebut. Karena pola konsumen yang bervariasi tentunya tidak dapat kita tentukan pusat beban begitu saja, kita butuh pendekatan-pendekatan untuk mengidentifikasi dimanakah pusat beban tersebut.

(24)

Dalam tugas akhir ini penulis akan membahas 2 teori dalam penempatan lokasi kapasitor bank yang optimum, yaitu teori “2/3 rule” [7] oleh Neagle and Samson dan teori “1/2-kvar rule” [8] oleh Grainger/Lee.

a. Metode jarak

Metode jarak ini secara luas digunakan oleh para engineer dalam menentukan size dan penempatan kapasitor untuk secara optimum mengurangi losses. Neagle and Samson mengembangkan pendekatan penempatan kapasitor untuk beban yang terdistribusi merata. Dari penelitian yang dilakukannya mereka mengembangkan teori metode jarak dalam memilih dan menempatkan kapasitor. Untuk beban yang terdistribusi merata, ukuran kapasitor yang optimum adalah 2/3 dari var yang dibutuhkan jaringan (lihat gambar 2.7).

Penempatan yang optimal dari kapasitor adalah pada jarak 2/3 dari gardu ke ujung saluran. Dalam penempatan optimal untuk beban yang terdistribusi merata ini, sumber (gardu) menyuplai daya reaktif (var) untuk 1/3 panjang jaringan pertama, dan kapasitor bank menyuplai untuk 2/3 panjang jaringan berikutnya.

Generalisasi dari metode jarak ini untuk n jumlah kapasitor, adalah size dari tiap kapasitor adalah sebesar 2/(2n+1) dari var yang dibutuhkan jaringan. Dan jarak untuk tiap kapasitor harus sama yaitu dimulai dari jarak 2/(2n+1) dari total panjang jaringan dari gardu sampai ke ujung saluran, dan kemudian menambahkan unit kapasitor selebihnya pada interval 2/(2n+1) dari total panjang saluran. Jadi total var yang disuplai oleh kapasitor bank adalah 2n/(2n+1) dari kebutuhan var jaringan.

Jadi untuk menggunakan 3 kapasitor, maka size dari tiap-tiap kapasitor adalah 2/7 dari total var yang dibutuhkan dan ditempatkan pada jarak 2/7. 4/7, 6/7 dari jarak total dimulai dari gardu[7].

(25)

Gambar 2.6 penempatan kapasitor bank dengan metode jarak

b. Metode aliran daya reaktif

Grainger and Lee menyajikan metode yang sederhana namun optimal untuk menempatkan kapasitor pada jaringan dengan load profile yang beragam, bukan hanya untuk kondisi beban terdistribusi merata. Dengan metode Grainger and Lee, kita menggunakan profil dari beban reaktif dari jaringan untuk menentukan lokasi penempatan kapasitor (lihat gambar 2.8).

Ide dasar dari metode ini adalah untuk menempatkan kapasitor bank pada jaringan dimana daya reaktif yang mengalir sama dengan setengah dari rating kapasitor(var-nya).

Dengan metode aliran daya reaktif ini, kapasitor menyuplai setengah dari var-nya downstream dan setengah lagi upstream. Langkah- langkah pendekatanya adalah sebagai berikut[8] :

- Pertama, pilih ukuran standar kapasitor. Umumnya ukurannya berkisar mulai dari 300 sampai 1200 kvar, namun ada beberapa kapasitor berukuran sampai 2400 kvar.

(26)

- Tentukan lokasi kapasitor bank pertama

Mulailah dari ujung jaringan, tentukan lokasi kapasitor bank pada posisi dimana var yang mengalir adalah sama dengan setengah dari rating kapasitor (var-nya).

- Tentukan lokasi kapasitor berikutnya

Setelah kapasitor bank pertama ditempatkan, evaluasi ulang profil var jaringan tersebut. Kemudian bergeraklah upstream sampai di titik berikutnya dimana dimana var yang mengalir adalah sama dengan setengah dari rating kapasitor. Lanjutkan menempatkan kapasitor bank dengan cara yang sama sampai tidak ada lagi lokasi yang memenuhi kriteria (dimana var yang mengalir adalah sama dengan setengah dari rating kapasitor).

Dalam hal ini kita tidak harus menggunakan kapasitor dengan ukuran yang sama. Kita dapat menempatkan sebuah kapasitor 300 kvar diposisi dimana aliran daya sama dengan 150 kvar, kemudian menempatkan kapasitor berikutnya yang ukurannya 600 kvar diposisi dimana aliran daya sama dengan 300 kvar dan terakhir menempatkan kapasitor 450 kvar diposisi dimana aliran daya sama dengan 225 kvar.

(27)

2.2.4 Penentuan Rating Kapasitor

Adapun untuk menentukan rating kapasitor yang akan digunakan, hal yang perlu diketahui adalah keadaan jaringan sebelum pemasangan kapasitor dan harapan setelah pemasangan kapasitor.

Untuk itu pertama sekali perlu diketahui faktor daya dari daerah tersebut, kemudian untuk menentukan ukuran kapasitor bank yang digunakan, maka perlu ditentukan juga nilai faktor daya yang ingin dicapai. Untuk menentukan nilai kapasitor bank yang di pakai, maka dapat menggunakan perhitungan-perhitungan sebagai berikut:

PF awal

Cos θ 1 = X

θ 1 = Cos-1 X

Q1 = P x Tan θ 1

PF yang diinginkan

Cos θ 2 = Y

θ 2 = Cos-1 Y

Q2 = P x Tan θ 2

Nilai kapasitor yang harus dipasang :

Qc = Q1 – Q2

Rating unit kapasitor dari 50 kVAR sampai lebih 500 kVAR tersedia pada tabel. Tabel 2.2 menunjukkan rating kapasitor yang umum. Kapasitor bank pada feeder biasanya memiliki satu atau dua atau ( jarang ) tiga unit per phasa. Umumnya kapasitor bank hanya punya satu unit kapasitor per phasa.

(28)

IEEE Std menjelaskan petunjuk standar untuk penggunaan kapasitor. Kapasitor tidak boleh digunakan jika nilai berikut melewati batasan yang telah ditunjukkan

(IEEE Std. 18-2002) [9] :

• 135% dari Kvar pada nameplate

• 110% dari rating tegangan (rms), dan tegangan puncak tidak melebihi 1.2√2 dari rating tegangan (rms)

• 135% dari arus nominal (rms) berdasarkan rating Kvar dan rating tegangan

(29)

2.3 ETAP (Electric Transient Analysis Program)

ETAP power station adalah salah satu software simulasi dalam sistem ketenagalistrikan. Software ini bekerja dengan melakukan perhitungan dengan formula matematis terhadap pemodelan yang dilakukan terhadap jaringan real. Sehingga dengan simulasi ini dapat membantu pengguna untuk mengamati suatu operasi sistem ketenagalistrikan tanpa harus melakukan eksperimen secara langsung.

Analisa tenaga listrik yang dapat dilakukan dengan menggunakan ETAP antara lain :

- Analisa Aliran Daya (Load Flow Analysis)

- Analisa Hubung Singkat )

- Motor Starting - Arc Flash Analysis - Harmonics Power System

- Analisa Kestabilan Transien (Transient Stability Analysis)

Dan dalam tugas akhir ini akan memanfaatkan analisa aliran daya dalam melakukan perhitungan rugi-rugi dan jatuh tegangan.Berikut ini akan ditampilkan gambar tampilan jendela kerja pada ETAP power station.

(30)

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Penulisan tugas akhir ini ditujukan untuk mendapatkan solusi perbaikan kualitas daya listrik khususnya pada parameter jatuh tegangan dan rugi-rugi daya. Solusi yang diambil berupa pemasangan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah 20 kV. Secara khusus pemasangan kapasitor bank ini disimulasikan pada feeder Srikandi yang merupakan unit kerja PLN Area Palembang, Rayon Pangkalan Balai, Sumatera Selatan. Alat bantu simulator yang digunakan adalah ETAP Power Station v.6.0 dengan menggunakan data single line diagram feeder Srikandi.

Dari dua metode penempatan kapasitor bank yaitu metode aliran daya reaktif dan metode jarak terlihat bahwa metode aliran daya reaktif lebih sesuai digunakan dalam menentukan lokasi penempatan kapasitor bank di feeder Srikandi yang memiliki distribusi beban tidak merata. Untuk mempertajam hasil penelitian, dirancang 6 skenario yang mengacu pada metode aliran daya reaktif untuk memperoleh titik keoptimalan baik dari sisi teknis maupun finansial. Adapun parameter teknis yang digunakan adalah perbaikan tegangan dan rugi-rugi daya listrik, sementara parameter finansial yang digunakan adalah IRR dan BCR.

Dalam melakukan kajian kelayakan teknis dan finansial tersebut digunakan metode scoring sehingga dapat dilakukan analisa yang bersifat kuantitatif. Melalui pendekatan tersebut terlihat bahwa skenario 2 merupakan skenario terbaik dalam pemasangan kapasitor bank pada feeder Srikandi. Secara terperinci, skenario 2 tersebut mengatur hal-hal berikut ini :

- Menggunakan kapasitor bank dengan kapasitas total 900 kvar

- Menggunakan 2 unit kapasitor yaitu dengan kapasitor I berkapasitas 500 kvar dan kapasitor II berkapasitas 400 kvar.

- Kapasitor I ditempatkan pada bus 45 dan kapasitor II ditempatkan pada bus 32

Melalui penelitian ini dapat disimpulkan bahwa pemasangan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah merupakan salah satu solusi terbaik dalam perbaikan kualitas daya listrik khususnya pada perbaikan tegangan dan rugi-rugi. Dalam melakukan pemasangannya kapasitor bank perlu memperhatikan karakteristik dan persebaran beban pada jaringan tersebut sehingga diperoleh metode yang sesuai.

(31)

5.2 Saran

1. Dalam melakukan pemasangan kapasitor bank perlu diperhatikan karakteristik persebaran beban jaringan untuk menentukan metode penempatan yang lebih optimal.

2. Dalam melakukan penentuan lokasi kapasitor bank, lebih tepat menggunakan metode aliran daya reaktif, karena flexibilitas penggunaannya tidak terbatas pada jaringan dengan distribusi beban yang merata, tetapi juga masih efektif digunakan pada jaringan dengan distribusi beban yang tidak merata.

3. Pemanfaatan kapasitor bank dalam perbaikan kualitas daya listrik ini sebaiknya ditinjau terhadap aspek teknis dan finansial guna mendapatkan hasil yang optimal.

4. Pihak perusahaan utilitas PLN sebaiknya mempertimbangkan pemanfaatan kapasitor bank pada tulisan ini, yang terbukti efektif dalam memperbaiki kualitas daya listrik dengan masih menjaga kesehatan finansial perusahaan.

(32)

DAFTAR PUSTAKA

1. Saragih, Tarsin. Analisis Penempatan Optimal Bank Kapasitor Pada Sistem Distribusi Radial Dengan Metode Genetik Algorithm Aplikasi : Pt. Pln (Persero) Cabang Medan.

Departemen Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara ; 2011.

2. Farel. Study Perbaikan Faktor Daya Pada Sistem Radial 20 Kv Analisis Menggunakan Etap. Departemen Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara ; 2010.

3. Sianipar, Setia. Analisis Jatuh Tegangan Dan Rugi-Rugi Pada Penyulang Dengan Menggunakan Etap. Departemen Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara ; 2011.

4. Dugan, Roger C. Electrical Power System Quality. New York : The McGraw-Hill Companies, Inc ; 1996.

5. T.A Short. Electric Power Distribution Hand Book. USA : CRC Press LLC ; 2004.

6. Gonen, Turan. Electric Power Distribution System Engineering”. New York : Mc Grawhill ; 1986.

7. Neagle, N. M. and Samson, D. R. Loss Reduction from Capacitors Installed on Primary Feeders. AIEE Transactions, vol. 75, pp. 950–9, Part III, October 1956.

8. Grainger, J. J. and Lee, S. H. Optimum Size and Location of Shunt Capacitors for Reduction of Losses on Distribution Feeders. IEEE Transactions on Power Ap-paratus and Systems , vol. PAS-100, no. 3, pp. 1005–18, March 1981.

9. IEEE Std. 18-1992, IEEE Standard for Shunt Power Capacitors.

10. ITM Capacitor.Co.,Ltd . Low Voltage Capacitor for Power Factor Correction [Brochure]. ITM Capacitor.Co.Ltd ; 2012.

(33)

(34)

(35)

(36)

(37)

LAMPIRAN

DATA DAYA TERPASANG PELANGGAN FEEDER SRIKANDI

PLN RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA

SELATAN

ID TEGANGAN

PELAYANAN

DAYA TERPASANG

NO. 1 PHASA 3 PHASA

URUT (KVA) (KVA)

TR TM

1 Lump1 0,4 kV 78

2 Lump2 0,4 kV 20

3 Lump3 0,4 kV 21

4 Lump4 0,4 kV 22

5 Lump5 0,4 kV 155

6 Lump6 0,4 kV 41

7 Lump7 0,4 kV 103

8 Lump8 0,4 kV 45

9 Lump9 0,4 kV 15

10 Lump10 0,4 kV 101

11 Lump11 0,4 kV 25

12 Lump12 0,4 kV 20

13 Lump13 0,4 kV 22

14 Lump14 0,4 kV 35

15 Lump15 0,4 kV 100

16 Lump16 0,4 kV 30

17 Lump17 0,4 kV 22

18 Lump18 0,4 kV 38

19 Lump19 0,4 kV 22

20 Lump20 0,4 kV 35

21 Lump21 0,4 kV 24

22 Lump22 0,4 kV 26

23 Lump23 0,4 kV 35

24 Lump24 0,4 kV 21

25 Lump25 0,4 kV 15

26 Lump26 0,4 kV 50

27 Lump27 0,4 kV 78

28 Lump28 0,4 kV 89

29 Lump29 0,4 kV 12

30 Lump30 0,4 kV 125

31 Lump31 0,4 kV 310

32 Lump32 0,4 kV 23

(38)

34 Lump34 0,4 kV 14

35 Lump35 0,4 kV 21

36 Lump36 0,4 kV 14

37 Lump37 0,4 kV 130

38 Lump38 0,4 kV 13

39 Lump39 0,4 kV 50

40 Lump40 0,4 kV 100

41 Lump41 0,4 kV 155

42 Lump42 0,4 kV 34

43 Lump43 0,4 kV 145

44 Lump44 0,4 kV 25

45 Lump45 0,4 kV 155

46 Lump46 0,4 kV 50

47 Lump47 0,4 kV 35

48 Lump48 0,4 kV 50

49 Lump49 0,4 kV 35

50 Lump50 0,4 kV 100

51 Lump51 0,4 kV 45

52 Lump52 0,4 kV 50

53 Lump53 0,4 kV 50

54 Lump54 0,4 kV 22

55 Lump55 0,4 kV 34

56 Lump56 0,4 kV 12

57 Lump57 0,4 kV 12

58 Lump58 0,4 kV 22

59 Lump59 0,4 kV 25

60 Lump60 0,4 kV 23

61 Lump61 0,4 kV 15

62 Lump62 0,4 kV 22

63 Lump63 0,4 kV 45

64 Lump64 0,4 kV 15

65 Lump65 0,4 kV 15

66 Lump66 0,4 kV 30

67 Lump67 0,4 kV 35

68 Lump68 0,4 kV 75

69 Lump69 0,4 kV 20

70 Lump70 0,4 kV 35

71 Lump71 0,4 kV 15

72 Lump72 0,4 kV 50

73 Lump73 0,4 kV 50

74 Lump74 0,4 kV 50

75 Lump75 0,4 kV 25

(39)

77 Lump77 0,4 kV 24

78 Lump78 0,4 kV 35

79 Lump79 0,4 kV 15

80 Lump80 0,4 kV 15

81 Lump81 0,4 kV 12

(40)

DATA TRAFO DISTRIBUSI PERPENYULANG

PENYULANG

RATING

NO. TRANSFORMER

Urut (ID) KAPASITAS (MVA)

TEG. PRIMER

(kV)

TEG. SEK

(kV) % Z X/R

1 2 TRAFO 0,05 20 0,4 6,75 5,79

2 BTS 0,025 20 0,4 6,75 5,79

3 BTS 2 0,025 20 0,4 6,75 5,79

4 BTS 3 0,025 20 0,4 6,75 5,79

5 BTS 4 0,025 20 0,4 6,75 5,79

6 BTS 5 0,025 20 0,4 6,75 5,79

7 BTS 6 0,025 20 0,4 6,75 5,79

8 BTS 7 0,025 20 0,4 6,75 5,79

9 BTS 8 0,025 20 0,4 6,75 5,79

10 BTS 9 0,025 20 0,4 6,75 5,79

11 BTS 10 0,025 20 0,4 6,75 5,79

12 I.630 0,2 20 0,4 6,75 5,79

13 I.666 0,05 20 0,4 6,75 5,79

14 I.680 0,2 20 0,4 6,75 5,79

15 I.681 0,2 20 0,4 6,75 5,79

16 I.682 0,16 20 0,4 6,75 5,79

17 I.724 0,16 20 0,4 6,75 5,79

18 I.765 0,1 20 0,4 6,75 5,79

19 I.788 0,05 20 0,4 6,75 5,79

20 I.789 0,16 20 0,4 6,75 5,79

21 I.809 0,05 20 0,4 6,75 5,79

22 I.817 0,05 20 0,4 6,75 5,79

23 I.818 0,05 20 0,4 6,75 5,79

24 I.836 0,16 20 0,4 6,75 5,79

25 I.841 0,1 20 0,4 6,75 5,79

26 I.842 0,1 20 0,4 6,75 5,79

27 I.861 0,06 20 0,4 6,75 5,79

28 I.862 0,05 20 0,4 6,75 5,79

29 I.863 0,2 20 0,4 6,75 5,79

30 I.893 0,16 20 0,4 6,75 5,79

31 I.913 0,16 20 0,4 6,75 5,79

(41)

33 I.966 0,05 20 0,4 6,75 5,79

34 I.981 0,05 20 0,4 6,75 5,79

35 I.982 0,05 20 0,4 6,75 5,79

36 I.985 0,315 20 0,4 6,75 5,79

37 KK.1 0,1 20 0,4 6,75 5,79

38 KK.2 0,025 20 0,4 6,75 5,79

39 KK.3 0,05 20 0,4 6,75 5,79

40 KK.4 0,05 20 0,4 6,75 5,79

41 KK.5 0,05 20 0,4 6,75 5,79

42 LK 0,1 20 0,4 6,75 5,79

43 LK.2 0,05 20 0,4 6,75 5,79

44 LK.3 0,05 20 0,4 6,75 5,79

45 LK.4 0,05 20 0,4 6,75 5,79

46 LK.5 0,05 20 0,4 6,75 5,79

47 LK.9 0,05 20 0,4 6,75 5,79

48 LK. 9 0,05 20 0,4 6,75 5,79

49 LK.10 0,05 20 0,4 6,75 5,79

50 LK.11 0,05 20 0,4 6,75 5,79

51 LPJU 0,025 20 0,4 6,75 5,79

52 LPJU 1 0,025 20 0,4 6,75 5,79

53 MA.1 0,16 20 0,4 6,75 5,79

54 MD.1 0,05 20 0,4 6,75 5,79

55 MD.2 0,05 20 0,4 6,75 5,79

56 MG.1 0,05 20 0,4 6,75 5,79

57 MG.2 0,05 20 0,4 6,75 5,79

58 PB.6 0,05 20 0,4 6,75 5,79

59 PB.21 0,05 20 0,4 6,75 5,79

60 PH.1 0,16 20 0,4 6,75 5,79

61 PH.2 0,16 20 0,4 6,75 5,79

62 PH.3 0,1 20 0,4 6,75 5,79

63 PH.4 0,05 20 0,4 6,75 5,79

64 PP.1 0,05 20 0,4 6,75 5,79

65 PP.2 0,025 20 0,4 6,75 5,79

66 PP.3 0,05 20 0,4 6,75 5,79

67 SMB 2 0,1 20 0,4 6,75 5,79

68 SS.1 0,05 20 0,4 6,75 5,79

69 SS.2 0,05 20 0,4 6,75 5,79

70 T16 0,016 20 0,4 6,75 5,79

71 T76 0,05 20 0,4 6,75 5,79

72 T85 0,05 20 0,4 6,75 5,79

73 T91 0,05 20 0,4 6,75 5,79

(42)

75 T96 0,05 20 0,4 6,75 5,79

76 T115 0,05 20 0,4 6,75 5,79

77 T117 0,05 20 0,4 6,75 5,79

78 T118 0,05 20 0,4 6,75 5,79

79 T119 0,05 20 0,4 6,75 5,79

80 TA.1 0,016 20 0,4 6,75 5,79

81 TE.1 0,05 20 0,4 6,75 5,79

(43)

LAMPIRAN DATA DIMENSI JARINGAN DISTRIBUSI 20 KV FEEDER SRIKANDI PLN RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA SELATAN

NOMOR

P E N Y U L A N G S U T M SKTM

ID Kondukktor PANJANG PENYULANG PANJANG

UTAMA LATERAL UTAMA LATERAL UTAMA/ LATERAL

JENIS PENGHANTAR AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC XLPE XLPE XLPE

JLH PHASA x PENAMPANG 3X185 3x150 3x70 3x185 3x150 3x70 3x240 3x150 3x50

SATUAN (KM) (KM) (KM) (KM) (KM) (KM) (KM) (KM) (KM)

1 Cable1 0,075

2 Cable2 0,56

3 Line1 2,802

4 Line2 5,804

5 Line3 1,501

6 Line4 2,502

7 Line5 0,445

8 Line6 2,936

9 Line7 2,49

10 Line8 2,245

11 Line9 2,241

12 Line10 2,001

13 Line11 2,747

14 Line12 0,968

15 Line13 0,111

16 Line14 0,051

17 Line15 0,411

18 Line16 0,034

19 Line17 0,02

20 Line18 0,159

21 Line19 0,276

22 Line20 0,333

23 Line21 0,176

24 Line22 0,326

25 Line23 0,563

26 Line24 0,515

27 Line25 0,833

28 Line26 0,33

29 Line27 0,508

(44)

31 Line29 0,357

32 Line30 0,473

33 Line31 0,364

34 Line32 1,201

35 Line33 0,092

36 Line34 0,651

37 Line35 0,093

38 Line36 0,557

39 Line37 0,377

40 Line38 1,301

41 Line39 0,306

42 Line40 0,792

43 Line41 0,426

44 Line42 0,058

45 Line43 0,669

46 Line44 1,746

47 Line45 0,24

48 Line46 0,409

49 Line47 0,327

50 Line48 0,489

51 Line49 0,496

52 Line50 0,251

53 Cable3 1,201

54 Line51 0,254

55 Line52 2,958

56 Line53 1,301

57 Line54 2,602

58 Line55 0,344

59 Line56 1,555

60 Line57 0,37

61 Line58 0,119

62 Line59 2,934

63 Line60 0,13

64 Line61 0,861

65 Line62 0,945

66 Line63 4,761

67 Line64 2,752

68 Line65 1,701

69 Line66 0,734

70 Line67 2,302

71 Line68 0,125

(45)

73 Line70 2,302

74 Line71 0,058

75 Line72 1,601

76 Line73 0,189

77 Line74 0,67

78 Line75 0,715

79 Line76 0,727

80 Line77 0,293

81 Line78 1,101

82 Line79 0,155

83 Line80 0,104

84 Line81 1,201

85 Line82 0,775

86 Line83 2,802

87 Line84 0,203

88 Line85 0,205

89 Line86 0,966

90 Line87 0,664

91 Line88 1,201

92 Line89 0,118

93 Line90 0,587

94 Line91 1,201

95 Line92 0,4

96 Line93 1,501

97 Line94 0,161

98 Line95 1,501

99 Line96 0,694

100 Line97 3,302

101 Line98 1,301

102 Line99 0,251

103 Line100 1,759

104 Line101 2,802

105 Line102 0,829

106 Line103 0,877

107 Line104 0,666

(46)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 1

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN Net cash flow PBP IRR BCR

568.170.000 (568.170.000) 10,0%

1 324.827.223 28.408.500 296.418.723 (271.751.277) #NUM! 0,47

2 324.827.223 28.408.500 296.418.723 24.667.446 2,9% 0,91

3 324.827.223 28.408.500 296.418.723 321.086.169 26,2% 1,30

4 324.827.223 28.408.500 296.418.723 617.504.893 37,6% 1,65

5 324.827.223 28.408.500 296.418.723 913.923.616 43,6% 1,98

6 324.827.223 28.408.500 296.418.723 1.210.342.339 47,0% 2,27

7 324.827.223 28.408.500 296.418.723 1.506.761.062 49,0% 2,54

8 324.827.223 28.408.500 296.418.723 1.803.179.785 50,2% 2,78

9 324.827.223 28.408.500 296.418.723 2.099.598.508 50,9% 3,00

10 324.827.223 28.408.500 296.418.723 2.396.017.231 51,3% 3,21

11 324.827.223 28.408.500 296.418.723 2.692.435.955 51,6% 3,39

12 324.827.223 28.408.500 296.418.723 2.988.854.678 51,8% 3,55

13 324.827.223 28.408.500 296.418.723 3.285.273.401 51,9% 3,71

14 324.827.223 28.408.500 296.418.723 3.581.692.124 52,0% 3,84

15 324.827.223 28.408.500 296.418.723 3.878.110.847 52,1% 3,97

16 324.827.223 28.408.500 296.418.723 4.174.529.570 52,1% 4,08

17 324.827.223 28.408.500 296.418.723 4.470.948.293 52,1% 4,18

18 324.827.223 28.408.500 296.418.723 4.767.367.017 52,1% 4,28

19 324.827.223 28.408.500 296.418.723 5.063.785.740 52,2% 4,36

20 324.827.223 28.408.500 296.418.723 5.360.204.463 52,2% 4,44

21 324.827.223 28.408.500 296.418.723 5.656.623.186 52,2% 4,51

22 324.827.223 28.408.500 296.418.723 5.953.041.909 52,2% 4,58

23 324.827.223 28.408.500 296.418.723 6.249.460.632 52,2% 4,63

24 324.827.223 28.408.500 296.418.723 6.545.879.356 52,2% 4,69

(47)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 2

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN Net cash flow PBP IRR BCR

599.487.000 (599.487.000) 10,0%

1 327.233.351 29.974.350 297.259.001 (302.227.999) #NUM! 0,45

2 327.233.351 29.974.350 297.259.001 (4.968.999) -0,6% 0,86

3 327.233.351 29.974.350 297.259.001 292.290.002 22,8% 1,23

4 327.233.351 29.974.350 297.259.001 589.549.003 34,4% 1,57

5 327.233.351 29.974.350 297.259.001 886.808.004 40,5% 1,88

6 327.233.351 29.974.350 297.259.001 1.184.067.004 44,0% 2,16

7 327.233.351 29.974.350 297.259.001 1.481.326.005 46,1% 2,41

8 327.233.351 29.974.350 297.259.001 1.778.585.006 47,4% 2,65

9 327.233.351 29.974.350 297.259.001 2.075.844.007 48,1% 2,86

10 327.233.351 29.974.350 297.259.001 2.373.103.007 48,6% 3,05

11 327.233.351 29.974.350 297.259.001 2.670.362.008 49,0% 3,22

12 327.233.351 29.974.350 297.259.001 2.967.621.009 49,2% 3,38

13 327.233.351 29.974.350 297.259.001 3.264.880.009 49,3% 3,52

14 327.233.351 29.974.350 297.259.001 3.562.139.010 49,4% 3,65

15 327.233.351 29.974.350 297.259.001 3.859.398.011 49,5% 3,77

16 327.233.351 29.974.350 297.259.001 4.156.657.012 49,5% 3,88

17 327.233.351 29.974.350 297.259.001 4.453.916.012 49,5% 3,98

18 327.233.351 29.974.350 297.259.001 4.751.175.013 49,6% 4,07

19 327.233.351 29.974.350 297.259.001 5.048.434.014 49,6% 4,15

20 327.233.351 29.974.350 297.259.001 5.345.693.014 49,6% 4,22

21 327.233.351 29.974.350 297.259.001 5.642.952.015 49,6% 4,29

22 327.233.351 29.974.350 297.259.001 5.940.211.016 49,6% 4,35

23 327.233.351 29.974.350 297.259.001 6.237.470.017 49,6% 4,40

24 327.233.351 29.974.350 297.259.001 6.534.729.017 49,6% 4,46

(48)

PERHITUNGAN ANALISA SKENARIO 3

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN Net cash flow PBP IRR BCR

665.696.000 (665.696.000) 10,0%

1 327.834.883 33.284.800 294.550.083 (371.145.917) #NUM! 0,40

2 327.834.883 33.284.800 294.550.083 (76.595.835) -7,8% 0,77

3 327.834.883 33.284.800 294.550.083 217.954.248 15,6% 1,10

4 327.834.883 33.284.800 294.550.083 512.504.330 27,5% 1,40

5 327.834.883 33.284.800 294.550.083 807.054.413 34,0% 1,68

6 327.834.883 33.284.800 294.550.083 1.101.604.496 37,8% 1,93

7 327.834.883 33.284.800 294.550.083 1.396.154.578 40,1% 2,15

8 327.834.883 33.284.800 294.550.083 1.690.704.661 41,5% 2,36

9 327.834.883 33.284.800 294.550.083 1.985.254.744 42,4% 2,55

10 327.834.883 33.284.800 294.550.083 2.279.804.826 43,0% 2,72

11 327.834.883 33.284.800 294.550.083 2.574.354.909 43,4% 2,87

12 327.834.883 33.284.800 294.550.083 2.868.904.991 43,7% 3,01

13 327.834.883 33.284.800 294.550.083 3.163.455.074 43,9% 3,14

14 327.834.883 33.284.800 294.550.083 3.458.005.157 44,0% 3,26

15 327.834.883 33.284.800 294.550.083 3.752.555.239 44,1% 3,37

16 327.834.883 33.284.800 294.550.083 4.047.105.322 44,1% 3,46

17 327.834.883 33.284.800 294.550.083 4.341.655.405 44,2% 3,55

18 327.834.883 33.284.800 294.550.083 4.636.205.487 44,2% 3,63

19 327.834.883 33.284.800 294.550.083 4.930.755.570 44,2% 3,70

20 327.834.883 33.284.800 294.550.083 5.225.305.652 44,2% 3,77

21 327.834.883 33.284.800 294.550.083 5.519.855.735 44,2% 3,83

22 327.834.883 33.284.800 294.550.083 5.814.405.818 44,2% 3,88

23 327.834.883 33.284.800 294.550.083 6.108.955.900 44,2% 3,93

24 327.834.883 33.284.800 294.550.083 6.403.505.983 44,2% 3,98

(49)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 4

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN Net cash flow PBP IRR BCR

791.905.000 (791.905.000) 10,0%

1 327.834.883 39.595.250 288.239.633 (503.665.367) #NUM! 0,33

2 327.834.883 39.595.250 288.239.633 (215.425.735) -18,8% 0,63

3 327.834.883 39.595.250 288.239.633 72.813.898 4,5% 0,91

4 327.834.883 39.595.250 288.239.633 361.053.530 16,9% 1,15

5 327.834.883 39.595.250 288.239.633 649.293.163 24,0% 1,38

6 327.834.883 39.595.250 288.239.633 937.532.796 28,2% 1,59

7 327.834.883 39.595.250 288.239.633 1.225.772.428 30,9% 1,77

8 327.834.883 39.595.250 288.239.633 1.514.012.061 32,6% 1,94

9 327.834.883 39.595.250 288.239.633 1.802.251.694 33,7% 2,10

10 327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.090.491.326 34,5% 2,24

11 327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.378.730.959 35,1% 2,36

12 327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.666.970.591 35,4% 2,48

13 327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.955.210.224 35,7% 2,59

14 327.834.883 39.595.250 288.239.633 3.243.449.857 35,9% 2,68

15 327.834.883 39.595.250 288.239.633 3.531.689.489 36,0% 2,77

16 327.834.883 39.595.250 288.239.633 3.819.929.122 36,1% 2,85

17 327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.108.168.755 36,2% 2,92

18 327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.396.408.387 36,3% 2,99

19 327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.684.648.020 36,3% 3,04

20 327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.972.887.652 36,3% 3,10

21 327.834.883 39.595.250 288.239.633 5.261.127.285 36,3% 3,15

22 327.834.883 39.595.250 288.239.633 5.549.366.918 36,4% 3,19

23 327.834.883 39.595.250 288.239.633 5.837.606.550 36,4% 3,23

24 327.834.883 39.595.250 288.239.633 6.125.846.183 36,4% 3,27

(50)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 5

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN Net cash flow PBP IRR BCR

760.156.000 (760.156.000) 10,0%

1 327.834.883 38.007.800 289.827.083 (470.328.917) #NUM! 0,35

2 327.834.883 38.007.800 289.827.083 (180.501.835) -16,3% 0,66

3 327.834.883 38.007.800 289.827.083 109.325.248 7,0% 0,95

4 327.834.883 38.007.800 289.827.083 399.152.330 19,3% 1,21

5 327.834.883 38.007.800 289.827.083 688.979.413 26,2% 1,45

6 327.834.883 38.007.800 289.827.083 978.806.496 30,4% 1,66

7 327.834.883 38.007.800 289.827.083 1.268.633.578 32,9% 1,86

8 327.834.883 38.007.800 289.827.083 1.558.460.661 34,6% 2,03

9 327.834.883 38.007.800 289.827.083 1.848.287.744 35,7% 2,20

10 327.834.883 38.007.800 289.827.083 2.138.114.826 36,4% 2,34

11 327.834.883 38.007.800 289.827.083 2.427.941.909 36,9% 2,48

12 327.834.883 38.007.800 289.827.083 2.717.768.991 37,3% 2,60

13 327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.007.596.074 37,5% 2,71

14 327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.297.423.157 37,7% 2,81

15 327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.587.250.239 37,8% 2,90

16 327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.877.077.322 37,9% 2,98

17 327.834.883 38.007.800 289.827.083 4.166.904.405 38,0% 3,06

18 327.834.883 38.007.800 289.827.083 4.456.731.487 38,0% 3,13

19 327.834.883 38.007.800 289.827.083 4.746.558.570 38,0% 3,19

20 327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.036.385.652 38,1% 3,25

21 327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.326.212.735 38,1% 3,30

22 327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.616.039.818 38,1% 3,34

23 327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.905.866.900 38,1% 3,39

24 327.834.883 38.007.800 289.827.083 6.195.693.983 38,1% 3,43

(51)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 6

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN Net cash flow PBP IRR BCR

1.018.084.000 (1.018.084.000) 10,0%

1 300.164.415 50.904.200 249.260.215 (768.823.785) #NUM! 0,22

2 300.164.415 50.904.200 249.260.215 (519.563.569) -36,8% 0,42

3 300.164.415 50.904.200 249.260.215 (270.303.354) -14,0% 0,61

4 300.164.415 50.904.200 249.260.215 (21.043.138) -0,8% 0,78

5 300.164.415 50.904.200 249.260.215 228.217.077 7,1% 0,93

6 300.164.415 50.904.200 249.260.215 477.477.293 12,2% 1,07

7 300.164.415 50.904.200 249.260.215 726.737.508 15,6% 1,19

8 300.164.415 50.904.200 249.260.215 975.997.724 17,9% 1,31

9 300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.225.257.939 19,6% 1,41

10 300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.474.518.155 20,8% 1,50

11 300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.723.778.370 21,6% 1,59

12 300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.973.038.586 22,3% 1,67

13 300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.222.298.801 22,8% 1,74

14 300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.471.559.016 23,2% 1,80

15 300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.720.819.232 23,4% 1,86

16 300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.970.079.447 23,7% 1,92

17 300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.219.339.663 23,8% 1,96

18 300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.468.599.878 24,0% 2,01

19 300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.717.860.094 24,1% 2,05

20 300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.967.120.309 24,2% 2,08

21 300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.216.380.525 24,2% 2,12

22 300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.465.640.740 24,3% 2,15

23 300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.714.900.956 24,3% 2,17

24 300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.964.161.171 24,4% 2,20

(52)

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG KAPASITOR BANK

Pekerjaan : Pemasangan 1 unit Kapasitor Bank

NO. URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL P L N ( Rp )

JASA PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp ) KETERANGAN

1 Pemasangan Capacitor 449.147.000 67.372.050 516.519.050 Bank

JUMLAH 449.147.000 67.372.050 516.519.050

P P N 10 % 51.651.905

TOTAL 568.170.955

DIBULATKAN 568.170.000

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG KAPASITOR BANK

Pekerjaan : Pemasangan 2 Unit Kapasitor Bank

NO. URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL P L N ( Rp )

JASA PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp ) KETERANGAN

1 Pemasangan Capacitor

473.903.000

71.085.450 544.988.450

Bank

JUMLAH

473.903.000 71.085.450 544.988.450

P P N 10 % 54.498.845

TOTAL 599.487.295

DIBULATKAN 599.487.000

(53)

KAPASITOR BANK

Pekerjaan : Pemasangan 3 Unit Kapasitor Bank

NO. URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL P L N ( Rp )

JASA PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp ) KETERANGAN

Pemasangan Capacitor

526.242.000 78.936.300 605.178.300 Bank

JUMLAH

526.242.000 78.936.300 605.178.300

P P N 10 % 60.517.830

TOTAL 665.696.130

DIBULATKAN 665.696.000

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG KAPASITOR BANK

Pekerjaan : Pemasangan 4 Unit Kapasitor Bank

NO. URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL P L N ( Rp )

JASA PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp ) KETERANGAN

1 Pemasangan 626.012.000 93.901.800 719.913.800 Capacitor

Bank

JUMLAH 626.012.000 93.901.800 719.913.800

P P N 10 % 71.991.380

TOTAL 791.905.180

DIBULATKAN 791.905.000

(1)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 4

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

BCR

791.905.000

(791.905.000)

10,0%

1

327.834.883 39.595.250 288.239.633 (503.665.367) #NUM! 0,33

2

327.834.883 39.595.250 288.239.633 (215.425.735) -18,8% 0,63

3

327.834.883 39.595.250 288.239.633 72.813.898 4,5% 0,91

4

327.834.883 39.595.250 288.239.633 361.053.530 16,9% 1,15

5

327.834.883 39.595.250 288.239.633 649.293.163 24,0% 1,38

6

327.834.883 39.595.250 288.239.633 937.532.796 28,2% 1,59

7

327.834.883 39.595.250 288.239.633 1.225.772.428 30,9% 1,77

8

327.834.883 39.595.250 288.239.633 1.514.012.061 32,6% 1,94

9

327.834.883 39.595.250 288.239.633 1.802.251.694 33,7% 2,10

10

327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.090.491.326 34,5% 2,24

11

327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.378.730.959 35,1% 2,36

12

327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.666.970.591 35,4% 2,48

13

327.834.883 39.595.250 288.239.633 2.955.210.224 35,7% 2,59

14

327.834.883 39.595.250 288.239.633 3.243.449.857 35,9% 2,68

15

327.834.883 39.595.250 288.239.633 3.531.689.489 36,0% 2,77

16

327.834.883 39.595.250 288.239.633 3.819.929.122 36,1% 2,85

17

327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.108.168.755 36,2% 2,92

18

327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.396.408.387 36,3% 2,99

19

327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.684.648.020 36,3% 3,04

20

327.834.883 39.595.250 288.239.633 4.972.887.652 36,3% 3,10

21

327.834.883 39.595.250 288.239.633 5.261.127.285 36,3% 3,15

22

327.834.883 39.595.250 288.239.633 5.549.366.918 36,4% 3,19

23

327.834.883 39.595.250 288.239.633 5.837.606.550 36,4% 3,23

24

327.834.883 39.595.250 288.239.633 6.125.846.183 36,4% 3,27

(2)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 5

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

BCR

760.156.000

(760.156.000)

10,0%

1

327.834.883 38.007.800 289.827.083 (470.328.917) #NUM! 0,35

2

327.834.883 38.007.800 289.827.083 (180.501.835) -16,3% 0,66

3

327.834.883 38.007.800 289.827.083 109.325.248 7,0% 0,95

4

327.834.883 38.007.800 289.827.083 399.152.330 19,3% 1,21

5

327.834.883 38.007.800 289.827.083 688.979.413 26,2% 1,45

6

327.834.883 38.007.800 289.827.083 978.806.496 30,4% 1,66

7

327.834.883 38.007.800 289.827.083 1.268.633.578 32,9% 1,86

8

327.834.883 38.007.800 289.827.083 1.558.460.661 34,6% 2,03

9

327.834.883 38.007.800 289.827.083 1.848.287.744 35,7% 2,20

10

327.834.883 38.007.800 289.827.083 2.138.114.826 36,4% 2,34

11

327.834.883 38.007.800 289.827.083 2.427.941.909 36,9% 2,48

12

327.834.883 38.007.800 289.827.083 2.717.768.991 37,3% 2,60

13

327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.007.596.074 37,5% 2,71

14

327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.297.423.157 37,7% 2,81

15

327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.587.250.239 37,8% 2,90

16

327.834.883 38.007.800 289.827.083 3.877.077.322 37,9% 2,98

17

327.834.883 38.007.800 289.827.083 4.166.904.405 38,0% 3,06

18

327.834.883 38.007.800 289.827.083 4.456.731.487 38,0% 3,13

19

327.834.883 38.007.800 289.827.083 4.746.558.570 38,0% 3,19

20

327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.036.385.652 38,1% 3,25

21

327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.326.212.735 38,1% 3,30

22

327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.616.039.818 38,1% 3,34

23

327.834.883 38.007.800 289.827.083 5.905.866.900 38,1% 3,39

24

327.834.883 38.007.800 289.827.083 6.195.693.983 38,1% 3,43

(3)

PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 6

INVESTASI PENERIMAAN PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

BCR

1.018.084.000

(1.018.084.000)

10,0%

1

300.164.415 50.904.200 249.260.215 (768.823.785) #NUM! 0,22

2

300.164.415 50.904.200 249.260.215 (519.563.569) -36,8% 0,42

3

300.164.415 50.904.200 249.260.215 (270.303.354) -14,0% 0,61

4

300.164.415 50.904.200 249.260.215 (21.043.138) -0,8% 0,78

5

300.164.415 50.904.200 249.260.215 228.217.077 7,1% 0,93

6

300.164.415 50.904.200 249.260.215 477.477.293 12,2% 1,07

7

300.164.415 50.904.200 249.260.215 726.737.508 15,6% 1,19

8

300.164.415 50.904.200 249.260.215 975.997.724 17,9% 1,31

9

300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.225.257.939 19,6% 1,41

10

300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.474.518.155 20,8% 1,50

11

300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.723.778.370 21,6% 1,59

12

300.164.415 50.904.200 249.260.215 1.973.038.586 22,3% 1,67

13

300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.222.298.801 22,8% 1,74

14

300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.471.559.016 23,2% 1,80

15

300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.720.819.232 23,4% 1,86

16

300.164.415 50.904.200 249.260.215 2.970.079.447 23,7% 1,92

17

300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.219.339.663 23,8% 1,96

18

300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.468.599.878 24,0% 2,01

19

300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.717.860.094 24,1% 2,05

20

300.164.415 50.904.200 249.260.215 3.967.120.309 24,2% 2,08

21

300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.216.380.525 24,2% 2,12

22

300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.465.640.740 24,3% 2,15

23

300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.714.900.956 24,3% 2,17

24

300.164.415 50.904.200 249.260.215 4.964.161.171 24,4% 2,20

(4)

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG KAPASITOR

BANK

Pekerjaan :

Pemasangan 1 unit Kapasitor Bank

NO.

URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL

P L N ( Rp )

JASA

PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp )

KETERANGAN

1 Pemasangan Capacitor

449.147.000 67.372.050

516.519.050 Bank

JUMLAH

449.147.000 67.372.050

516.519.050 P P N 10 %

51.651.905 TOTAL

568.170.955 DIBULATKAN

568.170.000

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG KAPASITOR

BANK

Pekerjaan :

Pemasangan 2 Unit Kapasitor Bank

NO.

URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL

P L N ( Rp )

JASA

PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp )

KETERANGAN

1 Pemasangan Capacitor

473.903.000 71.085.450 544.988.450

Bank

JUMLAH

473.903.000

71.085.450

544.988.450 P P N 10 %

54.498.845 TOTAL

599.487.295 DIBULATKAN

599.487.000

(5)

KAPASITOR BANK

Pekerjaan :

Pemasangan 3 Unit Kapasitor Bank

NO.

URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL

P L N ( Rp )

JASA

PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp )

KETERANGAN

1 Pemasangan

Capacitor

526.242.000 78.936.300

605.178.300 Bank

JUMLAH

526.242.000

78.936.300

605.178.300 P P N 10 %

60.517.830 TOTAL

665.696.130 DIBULATKAN

665.696.000

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG

KAPASITOR BANK

Pekerjaan :

Pemasangan 4 Unit Kapasitor Bank

NO.

URAIAN / JENIS

PEKERJAAN

MATERIAL

P L N ( Rp )

JASA

PEMBORONG

( Rp )

JUMLAH

( Rp )

KETERANGAN

1 Pemasangan

626.012.000

93.901.800

719.913.800 Capacitor

Bank

JUMLAH

626.012.000

93.901.800

719.913.800 P P N 10 %

71.991.380 TOTAL

791.905.180 DIBULATKAN

791.905.000

(6)