Analisa Pengaruh Harmonisa Terhadap Faktor-K Pada Transformator

ANALISA PENGARUH HARMONISA TERHADAP FAKTOR-K PADA TRANSFORMATOR

O L E H

NAMA : EKA RAHMAT SURBAKTI NIM : 08 0402 021

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA MEDAN

ANALISA PENGARUH HARMONISA TERHADAP FAKTOR-K PADA TRANSFORMATOR

Oleh :

NAMA : EKA RAHMAT SURBAKTI NIM : 08 0402 021

Tugas akhir ini diajukan untuk melengkapi salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik

pada

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA MEDAN

Sidang pada tanggal 27 bulan Maret tahun 2013 di depan penguji 1) Ir. Eddy Warman : Ketua Penguji

2) Syiska Yana, ST, MT : Anggota Penguji

Diketahui oleh : Disetujui Oleh :

Ketua Departemen Teknik Elektro Pembimbing Tugas Akhir

Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si

NIP :1954 0531 1986 01 1002 NIP : 1951 1030 1981031 001 Ir. Masykur Sj, MT

KATA PENGANTAR

Dengan Nama ALLAH Yang Maha Pengasih Lagi Maha Penyayang

Syukur Alhamdullilah penulis ucapkan kehadirat ALLAH SWT atas rahmat dan karunia yang dilimpahkan sehingga dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini, serta salawat beriring salam penulis hadiahkan ke junjungan Nabi Muhammad SAW.

Tugas akhir ini penulis persembahkan kepada yang teristimewa yaitu Ayahanda (Rehmuli Surbakti) dan Ibunda (Sumartin Pa) serta Adik-adikku (Ely Ani Surbakti) dan (Efri Ayu Aginta Surbakti) tercinta yang merupakan bagian hidup penulis yang senantiasa mendukung dan mendo’akan dari sejak penulis lahir hingga sekarang.

Tugas akhir ini merupakan bagian dari kurikulum yang harus diselesaikan untuk memenuhi persyaratan menyelesaikan pendidikan Sarjana Strata Satu di Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara. Adapun judul Tugas Akhir ini adalah :

ANALISA PENGARUH HARMONISA TERHADAP FAKTOR-K PADA TRANSFORMATOR

Selama masa perkuliahan sampai masa penyelesaian tugas akhir ini, penulis banyak memperoleh bimbingan dan dukungan dari berbagai pihak. Untuk itu, dengan setulus hati penulis menyampaikan ucapan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada:

1. Bapak Ir. Masyukur Sj, MT, selaku dosen Pembimbing Tugas Akhir, atas segala bimbingan, pengarahan dan motivasi dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini.

2. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.si selaku dosen Wali penulis atas bimbingan dan arahannya dalam menyelesaikan perkuliahan.

3. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.si selaku Pelaksana Harian Ketua Departemen Teknik Elektro FT-USU dan Bapak Rahmad Fauzy, ST, MT selaku Sekretaris Departemen Teknik Elektro FT-USU.

4. Seluruh Staf Pengajar di Departemen Teknik Elektro USU dan Seluruh Karyawan di Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Elektro USU.

5. Teman-teman angkatan ’08, Aji (terimakasih atas bukunnya), Siska, Dina, Teguh dan Fredrik (terimakasih atas masukan-masukannya), Edi, Rambo, Muklis, Sukur, Rizal, Razi, Rifki, Rumi, Rasyid, Bibi, Lia, Parlin, Pindo, Iqbal, Uky, Ari, Fahdi, Fahmi, Dian, Ihsan, Dedi, Sopian, Tamara, Elis dan seluruh teman-teman Elektro ’08 lainnya, terimakasih atas dukungannya.

6. Abang senior dan adik junior yang telah mau berbagi pengalaman, masukkan dan motivasi kepada penulis.

7. Pihak PT. PLN ( Persero ) Cabang Medan , Pak Sinaga, Pak Ferry, Pak Heru dan Kak Wita yang membantu Penulis dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini.

Akhir kata penulis menyadari bahwa tulisan ini masih banyak kekurangannya. Kritik dan saran dari pembaca untuk menyempurnakan dan mengembangkan kajian dalam bidang ini sangat penulis harapkan. Semoga Tugas Akhir ini dapat memberi manfaat khususnya bagi penulis pribadi maupun bagi semua pihak yang membutuhkannya. Dan hanya kepada Allah SWT-lah penulis menyerahkan diri.

Medan, April 2013

ABSTRAK

Harmonisa adalah gelombang sinus arus dan tegangan yang mempunyai frekuensi kelipatan integer (bilangan bulat) dari frekuensi dasarnya. Dalam sistem distribusi tenaga listrik harmonisa ini akan menghasilkan nilai faktor-k pada transformator. Nilai faktor-k ini sangat dipengaruhi oleh frekuensi sehingga akan mengakibatkan bertambahnya rugi estimasi pada transformator distribusi. Dalam Tugas Akhir ini pengukuran harmonisa dilakukan pada tiga buah transformator distribusi milik PT PLN (Persero) Cabang Medan, rayon Medan Kota. Data hasil pengukuran dibandingkan degan standar yang ditetapkan oleh IEEE std 519-1992. THD arus dari masing-masing transformator telah melebihi standar yaitu diatas 15% untuk orde < 11 dan diatas 7% untuk orde 11 ≤ h < 17 sedangkan THD tegangan dari masing-masing transformator tidak melebihi standar yaitu masih dibawah 5%. Nilai faktor-k terbesar yang dihasilkan arus harmonisa terjadi pada transformator MK609 yaitu pada phasa R sebesar 27.918, phasa S sebesar 36.461 dan phasa T sebesar 19.933.

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR...i

ABSTRAK………...………...iv

DAFTAR ISI …………...v

DAFTAR GAMBAR………...vii

DAFTAR TABEL...viii

BAB I PENDAHULUAN...1

1.1 Latar Belakang ...1

1.2 Rumusan Masalah……….………...1

1.3 Tujuan Penulisan...2

1.4 Manfaat Penulisan...2

1.5 Batasan Masalah...2

BAB II DASAR TEORI ...……....……….……...…...3

2.1 Transformator Distribusi ...3

2.1.1 Spesifikasi Umum Rugi-Rugi Transformator Distribusi...5

2.1.2 Klasifikasi Beban Transformator Distribusi ... ...6

2.1.3 Rugi-Rugi Transformator …....……...…...………....…. ...9

2.1.3.1 Rugi Tembaga (PCU 2.1.3.2 Rugi Besi (P )...10

i 2.2 Faktor-K ...11

)...10

2.3 Harmonisa ………...……..………….………...14

2.3.1 Karakteristik Beban ... ...16

3.3.3 Sumber Harmonisa ...20

2.3.4 Indeks Harmonisa ...21

2.3.4.1 Total Harmonic Distortion...22

2.3.4.1 Individual Harmonic Distortion (IHD)...23

2.3.5 Standart Harmonisa………..………...23

BAB III METODE PENELITIAN ...26

3.1 Peralatan Yang Digunakan ……….…...…...27

3.2 Rangkaian Pengambilan Data ...…...27

3.3 Prosedur Pengambilan Data….…...29

3.4 Persamaan Yang Digunakan Dalam Perhitungan...30

BAB IV HASIL DAN ANALIS....………...………...32

4.1 Data Pengukuran Kandungan Harmonisa Pada Transformator ...32

4.2 Analisa Data ………...40

4.2.1 Menghitung Arus Beban Penuh (IFL (I ) dan Arus Hubung Singkat SC 4.2.3 Perhitungan Factor-k dan Deraing factor (D) Transformator ....43

) ...40

4.2.2 Analisa THD pada Transformator Distribusi ...41

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ...52

4.1 Kesimpulan ………....…...52

4.2 Saran ………...53

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Sistem Tenaga Listrik...5

Gambar 2.2 Blok Diagram Rugi-Rugi Pada Transformator ...9

Gambar 2.3 Gelombang Fundamental, Harmonisa kedua dan Harmonisa ketiga ... 15

Gambar 2.4 Gelombang Fundamental yang Terdistorsi Harmonik ke 3...15

Gambar 2.5 Fundamental Fasor ………..………...18

Gambar 2.6 Fasor Harmonik Urutan Negatif …………..……...19

Gambar 2.7 Fasor Harmonik Urutan Nol …...19

Gambar 3.1 Blok Diagram Langkah Kerja ...26

Gambar 3.2 Power Quality analyzer Fluke 435...27

Gambar 3.3 Blok Diagram Pengukuran Secara Umum ...28

Gambar 3.4 Trafo Tiang ...28

Gambar 3.5 Pengukuran Kandungan Harmonisa Pada Sisi Sekunder Transformator ...29

Gambar 4.1 (a) Bentuk Gelombang Arus dan (b) Bentuk Gelombang tegangan.35 Gambar 4.2 (a) Bentuk Gelombang Arus dan (b) Bentuk Gelombang tegangan.37 Gambar 4.3 (a) Bentuk Gelombang Arus dan (b) Bentuk Gelombang tegangan.40 Gambar 4.4 Grafik Penurunan Kapasitas pada masing-masing Transformator ..51

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Nilai Rugi-Rugi Transformator Distribusi………... ....6

Tabel 2.2 Klasifikasi Beban Pelanggan Listrik PLN...7

Tabel 2.3K-Faktor For Various Types Of Loads...13

Tabel 2.4 Urutan Polaritas Harmonisa Pada Sistem Tiga Phasa...20

Tabel 2.5 Standar Distorsi Arus untuk Sistem Distribusi...24

Tabel 2.6 Standar Distorsi Tegangan untuk Sistem Distribusi...25

Tabel 4.1 Data Hasil Pengukuran Pada Transformator MK609...33

Tabel 4.2 Hasil Pengukuran Harmonisa Arus Pada Transformator MK609...34

Tabel 4.3 Data Hasil Pengukuran Pada Transformator MK676 ...36

Tabel 4.4 Hasil Pengukuran Harmonisa Arus Pada Transformator MK676...36

Tabel 4.5 Data Hasil Pengukuran Pada Transformator MK705 ...38

Tabel 4.6 Hasil Pengukuran Harmonisa Arus Pada Transformator MK676 ...39

Tabel 4.7 Perhitungan Arus Beban Penuh dan Arus Hubung singkat ...41

Tabel 4.8 THD Arus pada transformator Distribusi ...41

Tabel 4.9 THD Tegangan pada Transformator distribusi ... ..42

Tabel 4.10 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa R ...43

Tabel 4.11 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa S ...44

Tabel 4.12 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa T ...44

Tabel 4.13 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa R ...46

Tabel 4.15 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa T ...47

Tabel 4.16 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa R ...48

Tabel 4.17 Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D) pada phasa S ...49

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Pemakaian peralatan listrik seperti komputer, mesin las ,televisi, mesin fotocopi dan sebagainya yang merupakan beban non-linear sudah menjadi hal yang biasa dewasa ini. Beban non-linear ini merupakan sumber harmonisa yang bersifat merugikan pada sistem tenaga listrik.

Salah satu komponen dalam sistem distribusi ketenagalistrikan adalah transformator distribusi. Transformator distribusi merupakan alat yang memegang peranan penting sehingga sangat penting untuk dilakukan penelitian untuk menjaga kualitas kerja dari transformator distribusi. Oleh karna itu perlu dilakukan analisa yang memberikan hasil seberapa besar pengaruh harmonisa terhadap faktor-k pada transformator distribusi.

1.2 Rumusan Masalah

Dari latar belakang diatas, maka dapat dirumuskan permasalahan dalam Tugas Akhir ini yaitu bagaimana hasil analisa pengaruh harmonisa terhadap faktor-k pada transformator distribusi tersebut dan pengaruhnya terhadap kapasitas transformator tersebut.

1.3 Tujuan Penulisan

Adapun tujuan utama penulisan Tugas Akhir ini adalah untuk mengetahui pengaruh harmonisa dan menganalisanya terhadap faktor-k pada transformator sehingga dapat diketahui perlu tidaknya untuk dilakukan derating terhadap transformator tersebut.

1.4 Manfaat Penulisan

Manfaat yang diperoleh dari tugas akhir ini adalah dapat memberikan informasi kepada penulis maupun pembaca mengenai penyebab-penyebab terjadinya harmonisa dan dampak-dampak harmonisa pada transformator.

1.5 Batasan Masalah

Adapun masalah yang akan dibahas dalam Tugas Akhir ini yaitu pengaruh harmonisa terhadap faktor-k pada tiga buah transformator distribusi milik PT PLN (Persero) Cabang Medan, rayon Medan Kota. Harmonisa yang dibahas meliputi harmonisa arus dan tegangan dimana harmonisa arus yang digunakan adalah harmonisa ganjil yaitu orde ke-3 s/d orde ke-15.

BAB II DASAR TEORI

2.1 TransformatorDistribusi

Transformator merupakan suatu alat listrik yang dapat memindahkan dan mengubah energi listrik dari satu atau lebih rangkaian listrik ke rangkaian listrik yang lain (belitan primer ke belitan sekunder) melalui sebuah gandengan magnet. Transformator digunakan secara luas, baik dalam bidang tenaga listrik maupun elektronika. Penggunaannya dalam sistem tenaga memungkinkan dipilihnya tegangan yang sesuai dan ekonomis untuk tiap-tiap keperluan misalnya, kebutuhan akan tegangan tinggi dalam pengiriman daya listrik jarak jauh [1].

Dalam bidang tenaga listrik pada umumnya pemakain transformator dapat dikelompokkan dalam :

1. Transformator Daya, transformator ini biasanya digunakan di pembangkit tenaga listrik, untuk menaikkan tegangan pembangkit menjadi tegangan transmisi.

2. Transformator distribusi, transformator ini pada umumnya digunakan pada sub distribusi tenaga listrik, yaitu untuk menurunkan tegangan transmisi menjadi tegangan distribusi.

3. Transformator Instrument, transformator ini gunanya digunakan sebagai alat instrument pengukuran yang terdiri dari transformator arus (current transformer) dan transformator tegangan (potential transformer).

Suatu sistem tenaga listrik terdiri dari tiga bagian utama yaitu pusat pembangkit listrik, saluran transmisi dan sistem distribusi. Suatu sistem distribusi yang menghubungkan semua beban terjadi pada stasiun pembantu atau substation, dimana dilaksanakan transformasi tegangan.

Pada umumnya pusat pembangkit tenaga listrik berada jauh dari pengguna tenaga listrik. Untuk mentransmisikan tenaga listrik dari pembangkit ini, maka diperlukan penggunaan tegangan tinggi 150 kV atau tegangan ekstra tinggi 500

kV. Setelah saluran transmisi mendekati pusat pemakaian tenaga listrik, yang dapat merupakan suatu daerah industri atau suatu kota, tegangan melalui gardu induk diturunkan menjadi tegangan menengah 20 kV.

Tegangan menengah dari gardu induk ini melalui saluran distribusi primer untuk disalurkan ke gardu-gardu distribusi atau pemakai tegangan menengah. Dari saluran distribusi primer, tegangan menengah diturunkan menjadi tegangan rendah 400/230 V melalui gardu distribusi. Tegangan rendah dari gardu distribusi disalurkan melalui saluran tegangan rendah ke komsumen tegangan rendah. Bentuk sederhana dari sistem distribusi tenaga listrik dapat ditunjukkan oleh Gambar 2.1 sebagai berikut [2]:

Pembangkit Listrik

Transformator Penaik

Transformator Penurun

TM

GI

GI TT/TET

Ke Pemakai TM Ke GD

GD TM

TR

kWH meter

Instalasi Pemakai TR

Pembangkit

Saluran Transmisi

Saluran Distribusi Primer

Saluran Distribusi Sekunder

Utilisasi

Gambar 2.1 Sistem Tenaga Listrik 2.1.1 Spesifikasi Umum Rugi-rugi Transformator Distribusi

Berbagai nilai dari rugi-rugi transformator distribusi menurut SPLN 50 tahun 1997 dapat dilihat pada Tabel 2.1 berikut ini [3]:

Tabel 2.1 Nilai Rugi-Rugi Transformator Distribusi KVA Rating Rugi Besi (Watt) Rugi Tembaga (Watt) 25 50 100 160 200 250 315 400 500 800 1000 1250 1600 75 150 300 400 480 600 770 930 1100 1750 2300 2500 3000 425 800 1600 2000 2500 3000 3900 4600 5500 9100 12100 15000 18100

2.1.2 Klasifikasi Beban Transformator Distribusi

Tujuan utama dari adanya alat transformator distribusi dalam sistem tenaga listrik adalah untuk mendistribusikan tenaga listrik dari gardu induk ke sejumlah pelanggan atau konsumen. Pada Tabel 2.2 berikut ini adalah klasifikasi pelanggan listrik yang dilayani oleh PLN [3]:

Tabel 2.2 Klasifikasi Beban Pelanggan Listrik PLN

Beban Yang Dilayani No Golongan Tarif Batas Daya

TARIF S ( Sosial )

1 S-1 / TR 220 VA

2 3 4 5 6

S-2 / TR S-2 / TR S-2 / TR S-2 / TR S-2 / TR

450 VA 900 VA 1300 VA 2200 VA

> 2200 VA s/d 200 KVA S-3 / TM > 200 KVA

TARIF R ( Perumahan )

1 R-1 / TR s/d 450 VA

2 R-1 / TR 900 VA

3 R-1 / TR 1300 VA

4 R-1 / TR 2200 VA

5 R-2 / TR > 2200 VA – 6600 VA 6 R-3 / TR > 6600 VA

TARIF B ( Bisnis )

1 B-1 / TR s/d 450 VA

2 B-1 / TR 900 VA

3 B-1 / TR 1300 VA

4 B-1 / TR 2200 VA

5 B-2 / TR > 2200 VA s/d 200 KVA 6 B-3 / TM > 200 KVA

TARIF I ( Industri )

1 I-1 / TR s/d 450 VA

2 I-1 / TR 900 VA

3 I-1 / TR 1300 VA

4 I-1 / TR 2200 VA

5 I-1 / TR > 2200 VA s/d 14 KVA 6 I-2 / TR > 14 KVA s/d 200 KVA 7 I-3 / TM > 200 KVA

8 I-4 / TT > 30000 KVA

TARIF P ( Perkantoran )

1 2 3 4 5

P-1 / TR P-1 / TR P-1 / TR P-1 / TR P-1 / TR

s/d 450 VA 900 VA 1300 VA 2200 VA

> 2200 VA s/d 200 KVA P-2 / TM > 200 KVA

P-3 / TR LPJU

Keterangan :

S = Pelanggan Listrik Sosial

R = Pelanggan Listrik Perumahan

B = Pelanggan Listrik Bisnis

P = Pelanggan Listrik Perkantoran

TR = Tegangan Rendah

TM = Tegangan Menengah

TT = Tegangan Tinggi

LPJU = Lampu Penerangan Jalan Umum

2.1.3 Rugi-Rugi Transformator [1]

Secara umum rugi-rugi ynag terjadi pada transformator dapat digambarkan dalam sebuah blok diagram, seperti ditunjukkan Gambar 2.2 dibawah ini.

Rugi tembaga Rugi tembaga

Keluar an

Rugi fluks bocor Rugi besi: Histeresis dan Arus eddy

Gambar 2.2 Block Diagram Rugi-Rugi pada Transformator Kumparan ssekunder Fluks

bersama Kumparan

Primer Sumber

2.1.3.1 Rugi Tembaga (�_��)

Rugi tembaga adalah rugi yang disebabkan arus beban mengalir pada kawat penghantar dapat ditulis sebagai berikut:

��� = ��R (watt) ... (2.1)

Formula ini merupakan perhitungan untuk pendekatan. Karena arus beban berubah – ubah, rugi tembaga juga tidak konstan bergantung pada beban.

2.1.3.2 Rugi Besi (�_�) Rugi besi terdiri atas:

a. Rugi Histeresis (�_ℎ), yaitu rugi yang disebabkan fluks bolak – balik pada inti besi yang dinyatakan sebagai berikut:

�� = �������� (watt) ... (2.2)

�ℎ = konstanta

����� = fluks maksimum (weber)

b. Rugi Arus Eddy (�_�), yaitu rugi yang disebabkan arus pusar pada inti besi yang dinyatakan sebagai berikut:

�� = ���������� (watt) ... (2.3)

�� = konstanta

����� = fluks maksimum (weber)

Komponen rugi-rugi trafo ini meningkat dengan kuadrat dari frekuensi arus penyebab eddy current. Oleh karena itu, ini menjadi komponen yang sangat penting dari rugi-rugi trafo yang menyebabkan pemanasan oleh harmonisa.

Jadi rugi besi (rugi inti) adalah:

�� = �� + �� (watt) ... (2.4)

Peningkatan rugi inti yang disebabkan oleh harmonisa bergantung pada pengaruh harmonisa pada tengangan yang diberikan dan rancangan dari inti trafo. Semakin besar distorsi tengangan maka semakin tinggi pula

eddy current dilaminasi inti.

2.2 Faktor-K

Sebuah transformator standart (K-1) tidak dirancang pada penggunaan beban non-linear yang mengandung arus harmonisa. Apabila transformator standar dipaksa untuk digunakan pada beban non-linear, maka akan terjadi panas berlebih dan gagal sebelum waktunya. Dengan alasan tersebut maka untuk mengatasi beban non-linear telah dirancang transformator khusus untuk menangani arus harmonisa yang terjadi.

K-faktor transformator berbeda dari standar. Transformator ini memiliki kapasitas termal tambahan untuk mentoleransi efek pemanasan dari arus harmonisa karena memiliki nilai impendasi yang rendah. Transformator K-faktor jauh lebih mahal dari transformator standar, karena transformator jenis ini didesain menggunakan bahan material yang berkualitas. Penggunaan K-faktor transformator adalah cara yang baik untuk memastikan bahwa transformator tidak akan mengalami kegagalan akibat panas berlebih arus harmonisa .

Nilai dari faktor-k ini sangat dipengaruhi oleh frekuensi yang mengakibatkan bertambahnya rugi estimasi pada transformator. Faktor-k ini didefinisikan sebagai penjumlahan dari kuadrat arus harmonisa dalam p.u dikali dengan kuadrat dari urutan harmonisa. Dibentuk dengan persamaan berikut [4]:

K = ∑∞_ℎ=1(�_ℎ2∗ ℎ2) ... (2.5) Persamaan 2.20 dapat juga dinyatakan sebagai berikut:

K = ∑∞ℎ=1ℎ2�ℎ2

∑∞_ℎ=1�_ℎ2 ... (2.6)

Dimana :

�ℎ = Harga arus harmonisa ke-h

h = Orde harmonisa (2,3,4,5,...)

Transformator khusus dirancang untuk digunakan dengan beban non-linear ditandai "cocok untuk beban arus non-sinusoidal dengan K-faktor yang tidak melebihi" dimana standar rating K-factor adalah 4,9,13,20,30,40,50. Ketika k-faktor melebihi 4, menjadi perlu untuk menggunakan K-rated transformer atau derate a standard transformer. Faktor derating untuk standar

non-harmonic transformator dapat dihitung dengan menggunakan metode dari

IEEE C57.100-1986,

D = 1.15

1+0.15K ... (2.7)

yaitu [5]:

Dimana : K = Faktor-k

Pemilihan K-factor rating dapat juga dilakukan berdasarkan tipe beban yang disuplai oleh transformator. Tabel 2.3 menunjukkan gambaran singkat tentang K-factor rating berdasarkan tipe dari beban [6]

Tabel 2.3K- Factors for various types of Loads .

Load K-Factor

Electric discharge lighting K-4

UPS with optional input filtering K-4

Welders K-4

Induction heating equipment K-4

PLCs and solid state controls (other than variable speed drives) K-4

Telecommunications equipments (e.g PBX) K-13

UPS without input filtering K-13

Multiwire receptacle circuits in general care areas of health care facilities and classrooms of schools, etc

K-13

Multiwire receptacle circuits supplying inspection or testing equipment on an assembly or production line

K-13

Mainframe computer loads K-20

Solid state motor drives (variable speed drives) K-20

Multiwire receptacle circuits in critical care areas and operating/recovery rooms or hospital

2.3 Harmonisa

Harmonisa merupakan suatu fenomena yang timbul dari pengoperasian beban listrik yang sebagian besar diakibatkan dari beban non linear, dimana akan terbentuk gelombang yang berfrekuensi tinggi yang merupakan kelipatan dari frekuensi fundamentalnya, dalam hal ini 50Hz, sehingga bentuk gelombang arus maupun tegangan yang idealnya adalah sinusiodal murni akan cacat akibat distorsi harmonisa yang terjadi.

Harmonisa didefenisikan sebagai gelombang-gelombang sinus (arus dan tegangan) yang mempunyai frekuensi kelipatan integer (bilangan bulat) dari frekuensi fundamentalnya.(di Indonesia adalah 50 Hz) [7].

Jika frekuensi pada 50/60 Hz (Indonesia menggunakan 50 Hz) dikatakan sebagai frekuensi fundamental/ frekuensi dasar (f), maka jika gelombang tersebut mengalami distorsi atau dikatakan harmonisa bila mengalami kelipatan frekuensi dari frekuensi dasarnya, misalnya harmonik kedua (2f) pada 100 Hz , ketiga (3f) 150 Hz dan harmonisa ke-n memiliki frekuensi nf seperti ditunjukkan oleh Gambar 2.3. Gelombang-gelombang ini akan menumpang pada gelombang frekuensi dasarnya dan akan terbentuk gelombang cacat yang merupakan penjumlahan antara gelombang murni dengan gelombang harmonisa ke-3 seperti ditunjukkan oleh Gambar 2.4 sebagai berikut [8]:

V1

V2

V3

1 cycle

1 cycle

1 cycle

Fundamental V1 sin wt

Second Harmonic V2 sin 2wt

Third Harmonic V3 sin 3wt

Gambar 2.3 Gelombang Fundamental, Harmonisa kedua dan Harmonisa ketiga

Fundamental Third Harmonic

Fundamental + Third Harmonic V (t)

µ _{2µ wt}

Gambar 2.4 Gelombang Fundamental yang terdistorsi Harmonisa Ke-3

Pada Gambar 2.4 ditunjukkan bahwa gelombang harmonisa yang ketiga terbentuk menjadi tiga periode gelombang yang berulang pada saat gelombang yang berulang pada saat gelombang yang fundamentalnya masih berlangsung dalam satu periode. Hal ini juga untuk gelombang yang lainnya, seperti gelombang harmonisa yang ke lima juga terbentuk menjadi lima periode gelombang yang lebih kecil lagi amplitudonya saat gelombang harmonisa yang fundamental dari gelombang tersebut masih berlangsung dalam satu periode.

2.3.1 Karakteristik Beban [2]

Alat-alat pemakaian tenaga listrik secara umum dapat dibagi dalam empat kelompok besar : penerangan, tenaga, pemanasan/pendingin dan elektronik.

Data kelompok penerangan termasuk lampu-lampu pijar dan flouresen, neon, uap merkuri, uap sodium dan lampu metal halide. Beban Tenaga umumnya terdiri atas berbagai jenis motor listrik dan untuk beban pemanasan banyak terdapat pada industri sedangkan radio, televisi, sinar-x, peralatan laser, komputer, peralatan digital, penyearah, osilator dan alat-alat lampu yang dioperasikan dengan elektronik.

Secara umum dalam sistem ketenagalistrikan, pemakaian tenaga listrik pada empat kelompok besar diatas tidak megkonsumsi tenaga listrik pada pada waktu yang bersamaan. Pemakaian beban untuk keperluan penerangan adalah yang paling sederhana, karena pada umumnya tenaga listrik hanya digunakan mulai pukul 18.00 sampai dengan pukul 06.00.

Pemakaian beban untuk keperluan tenaga (industri kecil dan besar), umumnya bekerja 24 jam untuk industri besar dan industri kecil hanya bekerja pada siang hari saja. Sehingga untuk perubahan beban pada industri besar terjadi pada saat pagi saja, dan nilainya sangat kecil, selebihnya hampir kontiniu, sedangkan untuk industri kecil perubahan beban sangat mencolok antara siang dan malam.

Pemakaian beban untuk daerah komersil dan untuk keperluan rumah tangga bervariasi. Beban puncak untuk keperluaan rumah tangga terjadi antara pukul 17.00 sampai dengan pukul 21.00.

2.3.2 Jenis – Jenis Harmonisa [8]

Harmonisa pertama disebut juga frekuensi dasar (fundamental). Jika frekuensi gelombang harmonisanya sama dengan dua kali frekuensi dasarnya maka disebut harmonisa kedua, jika frekuensi gelombang harmonisanya sama dengan tiga kali frekuensi fundamental maka disebut harmonisa ketiga dan seterusnya. Apabila frekuensi fundamental adalah 50 Hz maka harmonisa keduanya mempunyai frekuensi 100 Hz, harmonisa ketiganya mempunyai frekuensi 150 Hz, dan seterusnya. Perbandingan frekuensi harmonik dengan frekuensi dasar ini disebut dengan orde harmonik.

Berdasarkan dari urutan/ordenya, harmonisa dapat dibedakan menjadi harmonisa ganjil dan harmonisa Genap. Sesuai dengan namanya harmonisa ganjil adalah harmonisa ke 1, 3, 5, 7, 9, dan seterusnya. Sedangkan harmonisa Genap merupakan harmonisa ke 2, 4, 6, 8 dan seterusnya. Namun harmonisa pertama tidak dapat dikatakan sebagai hamonisa ganjil, karena merupakan komponen frekuensi fundamental dari gelomabang periodik. Sedangkan harmonisa 0 (nol) mewakili konstanta atau komponen DC dari gelombang.

Pada suatu sistem tenaga listrik tiga phasa yang seimbang diasumsikan mempunyai urutan phasa R,S,T (a,b,c), dimana besar arus dan tegangan pada setiap phasa selalu sama dan berbeda sudut 120o listrik satu sama lain. Sehingga berdasarkan urutan phasanya, harmonisa dapat dibagi menjadi 3 bagian yaitu :

1. Harmonisa urutan Positif

Harmonisa urutan positif ini mempunyai urutan phasa yang sama seperti fasor aslinya yang terdiri dari tiga fasor yang sama besarnya, dan saling berbeda phasa 1200

I a1 I c1

I b1

Positive phase sequence

(R,S,T atau a,b,c). Gambar 2.5 menunjukkan fundamental fasor merupakan harmonisa urutan positif. Dimana harmonisa positif ini terdiri dari harmonisa ke-1, ke-4, ke-7, ke-10, dan seterusnya.

Gambar 2.5 Fundamental Fasor

2. Harmonisa urutan Negatif

Harmonisa urutan negatif memilki urutan phasa yang berlawanan dengan fasor aslinya yang terdiri dari tiga fasor yang sama besarnya, dan saling berbeda phasa 1200. (R,T,S atau a,c,b)Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.6. Dimana harmonisa negatif ini terdiri dari harmonisa 2, ke-5, ke-8, dan seterusnya.

I a5 I b5

I c5

Negative phase sequence

Gambar 2.6 Fasor Harmonik Urutan Negatif 3. Harmonisa urutan Kosong/Nol (zero sequence)

Harmonisa urutan Nol ini memiliki fasor yang sama besarnya dan sephasa satu sama lain (beda phasa satu sama lain 00

Zero phase sequence I a3, I b3, I c3

), harmonisa ini juga biasa disebut triplen harmonics. Harmonisa urutan nol terdiri dari harmonisa ke-3, ke-6, ke-9, dan seterusnya seperti ditunjukkan oleh Gambar 2.7 sebagai berikut:

Gambar 2.7 Fasor Harmonik Urutan Nol

Dari jenis-jenis harmonisa berdasarkan urutan phasa diatas maka dapat disimpulkan dalam Tabel 2.4 sebagai berikut:

Tabel 2.4 Urutan Polaritas Harmonisa pada sistem tiga phasa

Harmonisa Ke- 1 2 3 4 5 6 7 8…

Frekuensi (Hz) 50 100 150 200 250 300 350 400…

Urutan + - 0 + - 0 + - …

2.3.3 Sumber Harmonisa

Harmonisa bisa muncul dari beban-beban yang terhubung ke sistem distribusi. Beban-beban pada sistem tenaga listrik dapat dikelompokkan menjadi dua bagian yaitu beban linier dan beban non-linier yang akan dijelaskan sebagai berikut [7]:

1. Beban Linear.

Beban linear adalah beban yang memberikan bentuk gelombang keluran yang linear, artinya arus yang mengalir sebanding dengan impendansi dan perubahan tegangan. Pada beban yang linear, bentuk gelombang arus akan mengikuti bentuk gelombang tegangannya. Kalau bentuk gelombang tegangan sumbernya sinusiodal, maka gelombang arus yang mengalir juga akan sinusoidal

2. Beban Non Linear.

Baban non linear adalah bentuk gelombang keluarnanya tidak sebanding dengan tegangan dalam setengah siklus sehingga bentuk gelombang arus

maupun tegangan keluarannya tidak sama dengan gelombang masukkannya (mengalami Distorsi).

Dari dua macam beban diatas, yang paling mampu menjadi sumber Harmonisa adalah beban non linear. Hal ini disebabkan karena adanya komponen semikonduktor yang mana dalam proses kerjanya berlaku sebagai saklar yang bekerja pada setiap siklus gelombang dari sumber tegangan. Selain itu harmonisa dapat juga ditimbulkan oleh peralatan penyearah khususnya peralatan yang menggunakan penyearah dioda dan thyristor. Dalam pemakaian konverter sebagai sumber daya listrik dapat membawa suatu kerugian pada jaringan listrik yang merusak bentuk gelombang tegangan dan arus bolak-balik sehingga tidak merupakan gelombang sinus murni. Peralatan-Peralatan yang dapat menjadi sumber harmonisa :

 Peralatan industri seperti: Mesin Las, UPS (Uninterruptible Power Suplies), Kontrol Kecepatan Kotor dan sebagainya.

 Perlengkapan kantor seperti: Komputer, Mesin Fotocopy, Mesin Fax, Air Conditioning Load, Elevator, Drive dan sebagainya.

 Perlengkapan rumah tangga seperti: Televisi, Microwave, Lampu dan sebagainya.

2.3.4 Indeks Harmonisa

Dalam menganalisa harmonik terdapat beberapa indeks yang penting untuk menggambarkan efek dari harmonik pada komponen sistem tenaga.

2.3.4.1 Total Harmonic Distortion (THD)

Total Harmonic Distortion (THD) didefenisikan sebagai persentase total komponen harmonik terhadap komponen fundamentalnya. Indeks ini digunakan untuk mengukur deviasi bentuk gelombang periodik yang mengandung harmonik dari gelombang sinus sempurna. Pada saat terjadi gelombang sinus sempurna maka nilai THD adalah nol. Berikut ini adalah rumus THD untuk tegangan dan arus [4].

THD untuk gelombang tegangan adalah :

���� =

�∑∞_ℎ=2�_ℎ2

�1 ... (2.8)

Dimana :

�1 = Harga rms tegangan fundamental

�ℎ = Harga rms tegangan harmonisa ke-h

h = 2,3,4,5,...

THD untuk gelombang arus adalah :

���� =

�∑∞_ℎ=2�_ℎ2

�1 ... (2.9)

Dimana :

�ℎ = Harga arus harmonisa ke-h

h = 2,3,4,5,...

2.3.4.2 Individual Harmonic Distortion (IHD) [8]

Individual Harmonic Distortion (IHD) adalah perbandingan antara nilai

Root Mean Square (RMS) dari harmonic individual dengan nilai RMS

fundamental. IHD ini berlaku untuk tegangan dan arus.

���� = I_Ih

1 ... (2.10)

Dimana :

In

I

= Harga harmonisa ke-h

1

h = 2,3,4,5,...

= Harga rms arus fundamental

Menurut standar Institute of Electronics Engineers (IEEE), IHD1

2.3.5 Standar Harmonisa [9]

akan selalu bernilai 100%.

Standar harmonisa yang digunakan adalah standar IEEE 519 “ IEEE

Recommended Practices and Requiretment for harmonic Control in electric in

Electrical Power System “, ada dua kriteria yang digunakan untuk mengevaluasi distorsi harmonisa yaitu: batasan untuk harmonisa arus (%THDI) dan batasan

%THDI adalah persentase jumlah total arus yang terdistorsi oleh

harmonisa terhadap frekuensi fundamentalnya. Untuk menentukan %THDI

%THD

tergantung dari besarnya rasio dari Isc/IL. Isc adalah arus hubng singkat yang ada pada PCC (Point of Comman Coupling ) sedangkan IL adalah arus beban nominal.

V adalah persentase jumlah total tegangan yang terdistorsi oleh

harmonisa terhadap frekuensi fundamentalnya. %THDV

Pada tabel 2.5 ditunjukkan batasan harmonisa arus berdasarkan IEEE 519, sedangkan tabel 2.6 menunjukkan batasan harmonisa tegangan.

ditentukan oleh tegangan sistem yang dipakai.

Tabel 2.5 Standar Distorsi Arus Untuk Sistem Distribusi

Maximum harmonic current distortion in % IL

Individual harmonic order (ODD harmonics)

Isc/IL < 11 11 ≤ h <17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 H ≥ 35 TDD

< 20 4 2 1.5 0.6 0.3 5

20 – 50 7 3.5 2.5 1 0.5 8

50 – 100 10 4.5 4 1.5 0.7 12

100 – 1000 12 5.5 5 2 1 15

Tabel 2.6 Standar Distorsi Tegangan

Maximum distortion (in %)

System voltage

Below 69 kv 69 – 138 kv > 138 kv

Individual harmonic 3.0 1.5 1.0

BAB III

METODE PENELITIAN

Pengambilan data dalam penelitian tugas Akhir ini dilakukan di PT PLN (Persero) Cabang Medan, rayon Medan Kota, pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 11.00 s/d 15.30 WIB. Berdasarkan tujuan dari penelitian Tugas Akhir ini maka akan dilakukan langkah kerja penelitian seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 3.1 sebagai berikut:

Pengambilan data

Menghitung arus hubung singkat

Menghitung besar arus beban penuh

Bandingkan THD arus dan THD tegangan dari pengukuran dengan standar IEEE std

519-1992

Menghitung nilai faktor-k (K) dari ketiga transformator

Menghitung derating factor (D)

dari ketiga transformator

3.1 Peralatan Yang Digunakan

Adapun peralatan yang digunakan pada saat pengukuran dalam penelitian Tugas Akhir di PT PLN (Persero) Cabang Medan, rayon Medan Kota, pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 11.00 s/d 15.30 WIB adalah sebagai berikut :

1. Alat ukur Power Quality Analyzer Fluke 435. Gambar alat ukur Power Quality Analizer Fluke 435 dapat dilihat pada Gambar 3.2.

2. Laptop

3. Kabel penghubung

Gambar 3.2 Power Quality Analyzer Fluke 435 3.2 Rangkaian Pengambilan Data

Rangkaian pengukuran kandungan arus dan tegangan harmonisa disetiap phasa transformator (R,S,T) diperlihatkan pada Gambar 3.5, dimana masing – masing phasa dihubungkan ke power quality analyzer fluke 435 (PQA). Adapun gambar blok diagram pengukuran secara umum ditunjukkan pada Gambar 3.3 dan Gambar 3.4 menunjukkan trafo tiang yang diukur.

PQA

Beban Sumber

Transformator

PCC 20 kV/380 V

Bus 1

Bus 2

MVAsc = 68.240 kVA

Gambar 3.3 Blok Diagram Pengukuran Secara Umum

Gambar 3.5 Pengukuran Kandungan Harmonisa pada Sisi Skunder Transformator.

3.3 Prosedur Pengambilan Data

Adapun prosedur dalam pengambilan data adalah sebagai berikut :

a. Hubungkan alat ukur Power Quality Analyzer Fluke 435 (PQA) dengan sisi sekunder Transformator .

b. Nyalakan alat ukur Power Quality Analyzer Fluke 435 (PQA), atur tanggal, waktu pengukuran dan perbandingan yang digunakan dan hubungkan dengan laptop.

c. Ukur besarnya arus, tegangan dan kandungan harmonisa pada masing-masing phasa menggunakan alat ukur Power Quality

Analyzer Fluke 435. Transfer langsung dan simpan data yang

3.4 Persamaan yang digunakan dalam perhitungan

Untuk mengetahui seberapa besar pengaruh harmonisa pada transformator maka perlu dilakukan perhitungan dengan menggunakan persamaan berikut ini :

a. Mencari arus beban penuh (IFL) dan arus hubung singkat (ISC

• _��� = �

√3� ... (3.1) )

Dimana :

IFL

S = daya nyata transformator (kVA) = arus beban penuh (A)

V = tegangan sisi sekunder transformator (V) • ISC

Dimana :

= MVASC

√3 V 10−3 ... (3.2)

ISC

MVA

= arus hubung singkat (A)

SC

V = tegangan sisi sekunder transformator (V) = mega volt ampere hubung-singkat (MVA)

b. THD arus dan THD tegangan Pada Transformator

THD arus dan THD tegangan dianalisa berdasarkan standar yang ditetapkan oleh IEEE 519 “Recommended Practices and Requirements

for Harmonic Control in Electrical Power System”. Nilai dari THD

arus dan THD tegangan yang didapat dari pengukuran kemudian dibandingkan dengan standar IEEE yang terdapat dalam tabel 2.5 dan tabel 2.6 yang ada di bab 2 sub bab 2.3.5.

c. Perhitungan Faktor-K dan Derating Factor (D)

Dampak lain timbulnya harmonisa pada transformator distribusi adalah faktor-k transformator. Faktor-K ini akan mempengruhi

Derating Factor (D) pada trnsformator sehingga transformator tersebut dapat bekerja dengan kapasitas maksimum. Nilai Faktor-K dan

Derating Factor tersebut dapat dihitung menggunekan persamaan 2.6 dan persamaan 2.7 yang ada di bab 2 sub bab 2.2.

BAB IV

HASIL DAN ANALISA

Pada bab ini akan dibahas mengenai hasil pengukuran dan hasil perhitungan. Dari hasil pengukuran akan dianalisis besar THDI (Total Harmonic

Distortion Arus) dan THDV

Untuk menentukan %THD

(Total Harmonic Distortion Tegangan) serta

pengaruh harmonisa terhadap faktor-k pada transformator.

I tergantung dari besarnya rasio dari Isc/IL. Isc

adalah arus hubung singkat yang ada pada PCC (Point of Comman Coupling) sedangkan IL adalah arus beban nominal. %THDV adalah persentase jumlah total

tegangan yang terdistorsi oleh harmonisa terhadap frekuensi fundamentalnya. %THDV

4.1 Data Pengukuran Kandungan Harmonisa pada Transformator

ditentukan oleh tegangan sistem yang dipakai. Pengaruh dari harmonisa akan menimbulkan nilai faktor-k yang akan menimbulkan derating factor pada transformator tersebut. Hal ini akan mengakibatkan turunnya kapasitas dari transformator tersebut.

Data hasil pengukuran dapat dilihat sebagai berikut:

1. Transformator MK609

Pengukuran dilakukan di Jalan Utama Gang Tengah dengan kode Gardu MK609 pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 11.30 WIB. Adapun spesifikasi transformator tersebut adalah sebagai berikut:

1. Buatan : MORAWA 2. Tipe : Outdoor 3. Daya : 100 kVA 4. Tegangan Kerja : 20 kV//400 V 5. Hubungan : Dyn5

6. Impedansi : 4%

7. Trafo : 1 x 3 phasa

Adapun data yang didapat dari hasil pengukuran pada transformator MK609 dapat ditunjukkan oleh Tabel 4.1 dan Tabel 4.2 sebagai berikut :

Tabel 4.1 Data Hasil Pengukuran pada Transformator MK609

Phasa

Tegangan (Volt)

Arus (Ampere)

Daya Aktif (kW)

Daya Nyata (kVA)

Cos φ VTHD I

(%)

THD

(%)

R 218.94 37 7.4 7.8 0.91 1.7 100.3

S 221.22 4 0.8 0.8 0.90 1.4 172.0

Tabel 4.2 Hasil Pengukuran Harmonisa Arus pada Transformator MK609

Phasa Harmonik ke: IHD (%) Arus (A) Urutan

R

3 53.4 19.758 Nol

5 37.2 13.764 Negatif

7 34.0 12.58 Positif

9 44.2 16.354 Nol

11 33.3 12.321 Negatif

13 7.2 2.664 Positif

15 21.2 7.844 Nol

S

3 81.1 3.244 Nol

5 75.6 3.024 Negatif

7 67.2 2.688 Positif

9 59.2 2.368 Nol

11 52.7 2.108 Negatif

13 30.5 1.22 Positif

15 12.6 0.504 Nol

T

3 45.6 9.12 Nol

5 36.6 7.32 Negatif

7 13.1 2.62 Positif

9 21.1 4.22 Nol

11 30.6 6.12 Negatif

13 22.3 4.46 positif

Adapun bentuk gelombang tegangan dan arus yang diperoleh dari hasil pengukuran pada transformator MK609 dapat ditunjukkan oleh Gambar 4.1 sebagai berikut:

(a.) (b.)

Gambar 4.1 (a.) Bentuk Gelombang Arus dan (b.) Bentuk Gelombang Teganagan

2. Transformator MK676

Pengukuran dilakukan di Jalan Halat depan Jalan Semen dengan kode Gardu MK676 pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 14.20 WIB. Adapun spesifikasi transformator tersebut adalah sebagai berikut:

1. Buatan : Bambang Djaja 2. Tipe : Outdoor

3. Daya : 160 kVA 4. Tegangan Kerja : 20 kV//400 V 5. Hubungan : Dyn5

6. Impedansi : 4%

Adapun data yang didapat dari hasil pengukuran pada transformator MK676 dapat ditunjukkan oleh Tabel 4.3 dan Tabel 4.4 sebagai berikut :

Tabel 4.3 Data Hasil Pengukuran pada Transformator MK676

Phasa Tegangan (Volt) Arus (Ampere) Daya Aktif (kW) Daya Nyata (kVA)

Cos φ VTHD I

(%)

THD

(%)

R 214.98 19 0.7 3.5 0.20 2.1 56.4

S 215.65 10 0.8 1.9 0.42 1.9 54.9

T 216.19 14 0.8 2.7 0.29 1.9 48.4

Tabel 4.4 Hasil Pengukuran Harmonisa Arus pada Transformator MK676

Phasa Harmonik ke: IHD (%) Arus (A) Urutan

R

3 44.6 8.474 Nol

5 18.9 3.591 Negatif

7 10.0 1.9 Positif

9 16.4 3.116 Nol

11 7.1 1.349 Negatif

13 8.9 1.691 Positif

15 3.4 0.646 Nol

S

3 32.8 3.28 Nol

5 24.3 2.43 Negatif

9 21.3 2.13 Nol

11 15.9 1.59 Negatif

13 6.7 0.67 Positif

15 9.5 0.95 Nol

T

3 40.1 5.614 Nol

5 14.9 2.086 Negatif

7 2.6 0.364 Positif

9 17.0 2.38 Nol

11 7.8 1.092 Negatif

13 5.1 0.714 positif

15 7.3 1.022 Nol

Adapun bentuk gelombang tegangan dan arus yang diperoleh dari hasil pengukuran pada transformator MK676 dapat ditunjukkan oleh Gambar 4.2 sebagai berikut:

(a.) (b.)

3. Transformator MK705

Pengukuran dilakukan di Jalan Halat Gang Makmur dengan kode Gardu MK705 pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 15.00 WIB. Adapun spesifikasi transformator tersebut adalah sebagai berikut:

1. Buatan : Bambang Djaja 2. Tipe : Outdoor

3. Daya : 100 kVA 4. Tegangan Kerja : 20 kV//400 V 5. Hubungan : Dyn5

6. Impedansi : 4%

7. Trafo : 1 x 3 phasa

Adapun data yang didapat dari hasil pengukuran pada transformator MK705 dapat ditunjukkan oleh Tabel 4.5 dan Tabel 4.6 sebagai berikut :

Tabel 4.5 Data Hasil Pengukuran pada Transformator MK705

Phasa

Tegangan (Volt)

Arus (Ampere)

Daya Aktif (kW)

Daya Nyata (kVA)

Cos φ VTHD I

(%)

THD

(%)

R 218.40 7 0.3 1.2 0.28 1.8 60.0

S 219.50 3 0.1 0.3 0.24 1.7 149.6

Tabel 4.6 Hasil Pengukuran Harmonisa Arus pada Transformator MK705

Phasa Harmonik ke: IHD (%) Arus (A) Urutan

R

3 40.8 2.856 Nol

5 12.5 0.875 Negatif

7 11.9 0.833 Positif

9 32.2 2.254 Nol

11 16.8 1.176 Negatif

13 1.9 0.133 Positif

15 12.0 0.84 Nol

S

3 90.5 2.715 Nol

5 73.3 2.199 Negatif

7 38.3 1.149 Positif

9 48.9 1.467 Nol

11 54.9 1.647 Negatif

13 34.6 1.038 Positif

15 8.9 0.267 Nol

T

3 54.5 4.36 Nol

5 21.6 1.728 Negatif

7 18.2 1.456 Positif

9 34.0 2.72 Nol

11 18.2 1.456 Negatif

13 8.6 0.688 positif

Adapun bentuk gelombang tegangan dan arus yang diperoleh dari hasil pengukuran pada transformator MK705 dapat ditunjukkan oleh Gambar 4.3 sebagai berikut:

(a.) (b.)

Gambar 4.3 (a.) Bentuk Gelombang Arus dan (b.) Bentuk Gelombang Teganagan

4.2

Analisa Data

4.2.1 Menghitung Arus Beban Penuh (IFL) dan Arus Hubung Singkat (ISC

Berikut ini akan dihitung Arus Beban Penuh (I

)

FL) dan Arus Hubung

Singkat (ISC) pada masing – masing transformator. Ketiga transformator disuplai

dari penyulang yang sama yaitu penyulang TT5 dengan kode gardu MK609, MK676 dan MK705 sehingga memiliki nilai megavoltampere hubung-singkat (MVAsc) yang sama yaitu sebesar 68.240 kVA. Adapun nilai perhitungan yang

Tabel 4.7 Perhitungan Arus Beban Penuh (IFL) dan Arus Hubung Singkat (ISC

Transformator

)

IFL = I

S

√3V

(A) SC =

MVASC

√3 (V) 10−3

(A)

Transformator MK609 144.33 98495.96

Transformator MK676 230.94 98495.96

Transformator MK705 144.33 98495.96

4.2.2 Analisa THD pada Transformator Distribusi

Berikut ini akan dianalisa THD arus dan THD tegangan pada masing – masing transformator berdasarkan standar IEEE519. Didalam perhitungan arus hubung singkat (ISC

Tabel 4.8 THD Arus pada Transformator Distribusi

) yang digunakan adalah arus hubung singkat yang ada pada PCC (Point of Comman

Caupling) sedangkan IL adalah arus beban nominal. Adapun hasil analisa yang dilakukan

dapat ditunjukkan oleh Tabel 4.8 dan Tabel 4.9 sebagai berikut:

Kode Transfor

mator

Phasa I

I

L

SC

I

/ Ran

L ge

Pengu kuran (%) Stand ar (%) Kete rangan

Analisa THD Arus Orde < 11

MK609

R 37 2662.1 >1000 52.10 15 Melebihi S 4 24623.9 >1000 48.15 15 Melebihi T 20 4924.8 >1000 46.11 15 Melebihi

MK676

R 19 5183.9 >1000 85.7 15 Melebihi S 10 9849.6 >1000 142.5 15 Melebihi T 14 7035.4 >1000 63.53 15 Melebihi

MK705

R 7 14070.8 >1000 54.77 15 Melebihi S 3 32831.9 >1000 131.98 15 Melebihi T 8 12311.9 >1000 70.17 15 Melebihi Analisa THD Arus Orde 11≤ h <17

S 4 24623.9 >1000 19.69 7 Melebihi T 20 4924.8 >1000 11.84 7 Melebihi

MK676

R 19 5183.9 >1000 40.13 7 Melebihi S 10 9849.6 >1000 62.18 7 Melebihi T 14 7035.4 >1000 38.14 7 Melebihi

MK705

R 7 14070.8 >1000 20.73 7 Melebihi S 3 32831.9 >1000 65.50 7 Melebihi T 8 12311.9 >1000 26.03 7 Melebihi

Dari Tabel 4.8 diatas terlihat bahwa kandungan THD arus pada masing-masing transformator melebihi standar IEEE 519. THD arus yang yang paling besar melebihi standar adalah transformator kedua yaitu pada analisa THD arus orde <11 Phasa R melebihi 70.7 %, Phasa S melebihi 127.5 % dan phasa T melebihi 48.5%. Pada analisa THD arus orde 11≤ h <17 phasa R melebihi 33.13%, phasa S melebihi 55.18% dan Phasa T melebihi 31.14%.

Tabel 4.9 THD Tegangan pada Transformator Distribusi

Kode Transformator Phasa VTHD V Pengukuran (%) Standar THD (%) Keterangan MK609

R 1.7 5.0 Tidak melebihi

S 1.4 5.0 Tidak melebihi

T 1.3 5.0 Tidak melebihi

MK676

R 2.1 5.0 Tidak melebihi

S 1.9 5.0 Tidak melebihi

T 1.9 5.0 Tidak melebihi

MK705

R 1.8 5.0 Tidak melebihi

S 1.7 5.0 Tidak melebihi

Dari Tabel 4.9 diatas terlihat bahwa kandungan THD tegangan pada transformator belum melebihi standar IEEE 519.

4.2.3 Perhitungan faktor-k dan derating Factor (D) pada Transformator Berikut ini adalah perhitungan faktor-k dan derating factor (D) pada masing – masing transformator :

a. Transformator MK609

Tabel 4.10 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa R

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 37 1369 1369

27.918 0.222

3 19.758 390.3786 3513.407 5 13.764 189.4477 4736.192

7 12.58 158.2564 7754.564

9 16.354 267.4533 21663.72

11 12.321 151.807 18683.65

13 2.664 7.0968 1199.375

15 7.844 61.5283 13843.88

Tabel 4.11 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa S

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 4 16 16

36.461 0.178

3 3.244 10.52354 94.71182

5 3.024 9.144576 228.6144

7 2.688 7.225344 354.0419

9 2.368 5.607424 454.2013

11 2.108 4.443664 537.6833

13 1.22 1.4884 251.5396

15 0.504 0.254016 57.1536

Total 54.687 1993.946

Tabel 4.12 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa T h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 20 400 400

19.933 0.288

3 9.12 83.1744 748.5696

5 7.32 53.5824 1339.56

7 2.62 6.8644 336.4556

9 4.22 17.8084 1442.48

11 6.12 37.4544 4531.982

13 4.46 19.8916 3361.68

15 0.92 0.8464 190.44

Dari nilai perhitungan diatas dapat dilihat bahwa nilai faktor-k pada transformator akibat hadirnya harmonisa sangat besar. Dari hasil perhitungan diatas juga dapat diketahui penurunan kapasitas transformator pada setiap phasanya yaitu sebesar:

Phasa R = 100−22.2

100 x 100%

= 77.8 %

Phasa S = 100−17.8

100 x 100%

= 82.2 %

Phasa T = 100−28.8

100 x 100%

= 71.2 %

Dari perhitungan diatas penurunan kapasitas transformator sangat besar yaitu 77.8 % pada phasa R, 82.2 % pada phasa S dan 71.2 % pada phasa T, sehingga perlu dilakukan pemakaian K-Rating atau dilakukan derating ulang transformator tersebut.

b. Transformator MK676

Tabel 4.13 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa R

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 19 361 361

6.658 0.575

3 8.474 71.80868 646.2781

5 3.591 12.89528 322.382

7 1.9 3.61 176.89

9 3.116 9.709456 786.4659

11 1.349 1.819801 220.1959

13 1.691 2.859481 483.2523

15 0.64 0.417316 93.8961

Total 464.12 3090.36

Tabel 4.14 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa S

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 10 100 100

10.972 0.435

3 3.28 10.7584 96.8256

5 2.43 5.9049 147.6225

7 1.41 1.9881 97.4169

9 2.13 4.5369 367.4889

11 1.59 2.5281 305.9001

13 0.67 0.4489 75.8641

15 0.95 0.9025 203.0625

Tabel 4.15 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa T

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 14 196 196

6.319 0.590

3 5.614 31.517 283.653

5 2.086 4.351396 108.7849

7 0.364 0.132496 6.492304

9 2.38 5.6644 458.8164

11 1.092 1.192464 144.2881

13 0.714 0.509796 86.15552

15 1.022 1.044484 235.0089

Total 240.412 1519.199

Dari nilai perhitungan diatas dapat dilihat bahwa nilai faktor-k pada transformator akibat hadirnya harmonisa sangat besar. Dari hasil perhitungan diatas juga dapat diketahui penurunan kapasitas transformator pada setiap phasanya yaitu sebesar:

Phasa R = 160−92

160 x 100%

= 42.5 %

Phasa S = 160−69.6

160 x 100%

Phasa T = 160−94.4

160 x 100%

= 41.0 %

Dari perhitungan diatas penurunan kapasitas transformator sangat besar yaitu 42.5 % pada phasa R, 56.5 % pada phasa S dan 41.0 % pada phasa T, sehingga perlu dilakukan pemakaian K-Rating atau dilakukan derating ulang transformator tersebut.

c. Transformator MK705

Tabel 4.16 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa R

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 7 49 49

13.923 0.372

3 2.856 8.156736 73.41062

5 0.875 0.765625 19.14063

7 0.833 0.693889 34.00056

9 2.254 5.080516 411.5218

11 1.176 1.382976 167.3401

13 0.133 0.017689 2.989441

15 0.84 0.7056 158.76

Tabel 4.17 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa S

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 3 9 9

33.692 0.190

3 2.715 7.371225 66.34103

5 2.199 4.835601 120.89

7 1.149 1.320201 64.68985

9 1.467 2.152089 174.3192

11 1.647 2.712609 328.2257

13 1.038 1.077444 182.088

15 0.267 0.071289 16.04003

Total 28.540 961.594

Tabel 4.18 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa T h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 8 64 64

17.441 0.318

3 4.36 19.009 171.0864

5 1.728 2.986 74.6496

7 1.456 2.11936 103.8769

9 2.72 7.3984 599.2704

11 1.456 2.119936 256.5123

13 0.688 0.473344 79.99514

15 1.32 1.7424 392.04

Dari nilai perhitungan diatas dapat dilihat bahwa nilai faktor-k pada transformator akibat hadirnya harmonisa sangat besar. Dari hasil perhitungan diatas juga dapat diketahui penurunan kapasitas transformator pada setiap phasanya yaitu sebesar:

Phasa R = 100−37.2

100 x 100%

= 62.8 %

Phasa S = 100−19

100 x 100%

= 81.0 %

Phasa T = 100−31.8

100 x 100%

= 68.2 %

Dari perhitungan diatas penurunan kapasitas transformator sangat besar yaitu 62.8 % pada phasa R, 81.0 % pada phasa S dan 68.2 % pada phasa T, sehingga perlu dilakukan pemakaian K-Rating atau dilakukan derating ulang transformator tersebut.

Penurunan kapasitas dari masing-masing transformator dapat ditunjukkan oleh grafik pada Gambar 4.4 sebagai berikut:

Gambar 4.4 Grafik Penurunan Kapasitas pada masing-masing Transformator Dari Gambar 4.4 diatas terlihat bahwa penurunan kapasitas terbesar terjadi pada transformator MK609 yaitu sebesar 77.8% pada phasa R, 82.2% pada phasa S dan 71.2% pada phasa T.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Trafo MK609 Trafo MK676 Trafo MK705

Phasa R Phasa S Phasa T

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Setelah melakukan analisa dari data yang diperoleh, maka penulis dapat mengambil kesimpulan sebagai berikut:

1. THD Arus dari ketiga transformator pada saat pengukuran tanggal 01 Maret 2013 telah melebihi standar yang ditetapkan IEEE 519 yaitu diatas 15% untuk orde <11 dan diatas 7% untuk orde 11≤ h <17.

2. THD Tegangan dari ketiga transformator setiap phasanya masih di bawah standar yang ditentukan dari IEEE 519 yaitu masih berada dibawah 5%.

3. Nilai faktor-k terbesar yang dihasilkan arus harmonisa terjadi pada transformator MK609 yang diukur pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 11.40 WIB yaitu pada phasa R sebesar 27.918, phasa S sebesar 36.461 dan phasa T sebesar 19.933 sehingga perlu dilakukan derating ulang terhadap transformator.

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Setelah melakukan analisa dari data yang diperoleh, maka penulis dapat mengambil kesimpulan sebagai berikut:

1. THD Arus dari ketiga transformator pada saat pengukuran tanggal 01 Maret 2013 telah melebihi standar yang ditetapkan IEEE 519 yaitu diatas 15% untuk orde <11 dan diatas 7% untuk orde 11≤ h <17.

2. THD Tegangan dari ketiga transformator setiap phasanya masih di bawah standar yang ditentukan dari IEEE 519 yaitu masih berada dibawah 5%.

3. Nilai faktor-k terbesar yang dihasilkan arus harmonisa terjadi pada transformator MK609 yang diukur pada tanggal 01 Maret 2013 pukul 11.40 WIB yaitu pada phasa R sebesar 27.918, phasa S sebesar 36.461 dan phasa T sebesar 19.933 sehingga perlu dilakukan derating ulang terhadap transformator.

5.2 Saran

Dari kesimpulan yang diperoleh dalam penelitian Tugas Akhir ini, maka penulis dapat memberikan saran sebagai berikut:

1. Sebaiknya pihak PLN juga memperhatikan kandungan harmonisa pada transformator distribusi ketika melakukan pemeliharaan dan memantau nilainya setiap pertambahan beban pada suatu daerah.

2. Penelitian kedepan dilakukan dengan penelitian langsung tipe beban yang di suplai dari masing-masing transformator distribusi.

3. Penelitian ini dapat dilajutkan dengan membuat filter aktif untuk mengurangi arus harmonisa dari masing-masing transformator.

Tabel 4.17 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa S

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 3 9 9

33.692 0.190

3 2.715 7.371225 66.34103

5 2.199 4.835601 120.89

7 1.149 1.320201 64.68985

9 1.467 2.152089 174.3192

11 1.647 2.712609 328.2257

13 1.038 1.077444 182.088

15 0.267 0.071289 16.04003

Total 28.540 961.594

Tabel 4.18 Perhitungan Faktor-k dan Derating Factor (D) pada Phasa T

h I_h I_h2 I_h2h2 K = ∑15_ℎ=1I_h2h2/∑15_ℎ=1I_h2 _{D =} 1.15

1+0.15K

1 8 64 64

17.441 0.318

3 4.36 19.009 171.0864

5 1.728 2.986 74.6496

7 1.456 2.11936 103.8769

9 2.72 7.3984 599.2704

11 1.456 2.119936 256.5123

13 0.688 0.473344 79.99514

15 1.32 1.7424 392.04

Dari nilai perhitungan diatas dapat dilihat bahwa nilai faktor-k pada

transformator akibat hadirnya harmonisa sangat besar. Dari hasil perhitungan

diatas juga dapat diketahui penurunan kapasitas transformator pada setiap

phasanya yaitu sebesar:

Phasa R = 100−37.2

100 x 100% = 62.8 %

Phasa S = 100−19

100 x 100%

= 81.0 %

Phasa T = 100−31.8

100 x 100% = 68.2 %

Dari perhitungan diatas penurunan kapasitas transformator sangat besar

yaitu 62.8 % pada phasa R, 81.0 % pada phasa S dan 68.2 % pada phasa T,

Gambar 4.4 Grafik Penurunan Kapasitas pada masing-masing Transformator

Dari Gambar 4.4 diatas terlihat bahwa penurunan kapasitas terbesar terjadi

pada transformator MK609 yaitu sebesar 77.8% pada phasa R, 82.2% pada phasa

S dan 71.2% pada phasa T.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Trafo MK609 Trafo MK676 Trafo MK705

Phasa R Phasa S Phasa T

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Setelah melakukan analisa dari data yang diperoleh, maka penulis dapat

mengambil kesimpulan sebagai berikut:

1. THD Arus dari ketiga transformator pada saat pengukuran tanggal 01

Maret 2013 telah melebihi standar yang ditetapkan IEEE 519 yaitu diatas

15% untuk orde <11 dan diatas 7% untuk orde 11≤ h <17.

2. THD Tegangan dari ketiga transformator setiap phasanya masih di bawah

standar yang ditentukan dari IEEE 519 yaitu masih berada dibawah 5%.

3. Nilai faktor-k terbesar yang dihasilkan arus harmonisa terjadi pada

transformator MK609 yang diukur pada tanggal 01 Maret 2013 pukul

11.40 WIB yaitu pada phasa R sebesar 27.918, phasa S sebesar 36.461 dan

phasa T sebesar 19.933 sehingga perlu dilakukan derating ulang terhadap

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Setelah melakukan analisa dari data yang diperoleh, maka penulis dapat

mengambil kesimpulan sebagai berikut:

1. THD Arus dari ketiga transformator pada saat pengukuran tanggal 01

Maret 2013 telah melebihi standar yang ditetapkan IEEE 519 yaitu diatas

15% untuk orde <11 dan diatas 7% untuk orde 11≤ h <17.

2. THD Tegangan dari ketiga transformator setiap phasanya masih di bawah

standar yang ditentukan dari IEEE 519 yaitu masih berada dibawah 5%.

3. Nilai faktor-k terbesar yang dihasilkan arus harmonisa terjadi pada

transformator MK609 yang diukur pada tanggal 01 Maret 2013 pukul

11.40 WIB yaitu pada phasa R sebesar 27.918, phasa S sebesar 36.461 dan

phasa T sebesar 19.933 sehingga perlu dilakukan derating ulang terhadap

5.2 Saran

Dari kesimpulan yang diperoleh dalam penelitian Tugas Akhir ini, maka

penulis dapat memberikan saran sebagai berikut:

1. Sebaiknya pihak PLN juga memperhatikan kandungan harmonisa pada

transformator distribusi ketika melakukan pemeliharaan dan memantau

nilainya setiap pertambahan beban pada suatu daerah.

2. Penelitian kedepan dilakukan dengan penelitian langsung tipe beban yang

di suplai dari masing-masing transformator distribusi.

3. Penelitian ini dapat dilajutkan dengan membuat filter aktif untuk