Estimasi Rugi-Rugi Energi Pada Sistem Distribusi Radial 20 Kv (Studi Kasus:Penyulang Ki. 4 – Mawas Gi. Kim)

(1)

ESTIMASI RUGI-RUGI ENERGI PADA SISTEM DISTRIBUSI RADIAL 20 KV

(STUDI KASUS : PENYULANG KI. 4 – MAWAS GI. KIM)

Diajukan untuk memenuhi salah satu persyaratan dalam menyelesaikan pendidikan sarjana (S-1) pada

Departemen Teknik Elektro Sub Konsentrasi Teknik Energi Listrik

Oleh :

JHON PALMER SITORUS NIM : 090402085

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA MEDAN

(2)

LEMBAR PENGESAHAN TUGAS AKHIR

ESTIMASI RUGI-RUGI ENERGI PADA SISTEM DISTRIBUSI RADIAL 20 KV

(STUDI KASUS : PENYULANG KI. 4 – MAWAS GI. KIM) Oleh :

JHON PALMER SITORUS 090402085

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 21 Bulan Mei Tahun 2014 di depan Penguji : 1. Ketua Penguji : Ir. Riswan Dinzi, M.T.

2. Anggota Penguji : Yulianta Siregar, S.T., M.T.

Disetujui Oleh: Pembimbing Tugas Akhir

Ir. Zulkarnaen Pane, M.T. NIP. 195707201983031001

Diketahui Oleh:

Ketua Departemen Teknik Elektro Fakultas Teknik USU

Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si. NIP.195405311986011002

(3)

ABSTRAK

Masalah yang dibahas dalam Tugas Akhir ini fokus kepada estimasi rugi-rugi energi pada penyulang distribusi radial 20 kV. Pendekatan empiris terdahulu telah ditemukan oleh M.W. Gustafson dari tahun 1983 s.d. 1993. Gustafson mengubah koefisien dan menyediakan konstanta pada formula faktor rugi-rugi.

Penelitian dalam Tugas Akhir ini melakukan observasi data riil terkini, pengukuran rugi-rugi energi, estimasi rugi-rugi energi, dan membandingkan hasil estimasi dengan formula faktor rugi-rugi yang ditemukan oleh Gustafson. Metode estimasi yang digunakan untuk memperkirakan rugi-rugi energi adalah dengan metode loss factor.

Berdasarkan hasil pengukuran (aktual), diperoleh nilai rugi-rugi energi pada penyulang KI.4-Mawas sebesar 44.910,6 kWh atau 1,11 %, sedangkan dengan menggunakan metode estimasi (konstanta A = 0,146 dan B = 0,843), didapatkan nilai rugi-rugi energi sebesar 43.810,82 kWh atau 1,08685 %. Dengan formula faktor rugi-rugi Gustafson I (konstanta A = 0,08 dan B = 0,92), didapatkan nilai rugi-rugi energi sebesar 43.645,99 kWh atau 1,08276 %. sedangkan dengan formula faktor rugi-rugi Gustafson II (konstanta pangkat 1,912), didapatkan nilai rugi-rugi energi sebesar 43.626,51 kWh atau 1,08227 %. Nilai rugi energi dengan menggunakan konstanta pada formula faktor rugi-rugi estimasi memberikan hasil yang lebih akurat terhadap nilai pengukuran dibandingkan dengan menggunakan konstanta formula faktor rugi-rugi referensi. Kata kunci: faktor beban (load factor), faktor rugi-rugi (loss factor), kurva beban harian (load daily curve), estimasi rugi-rugi energi.

(4)

KATA PENGANTAR

Penulis mengucapkan puji dan syukur kepada Tuhan Yesus Kristus, Allah yang penuh kasih karunia atas rahmat dan penyertaanNya yang begitu mengagumkan dalam kehidupan penulis sehingga atas belas kasihNya penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini yang berjudul :

“ESTIMASI RUGI-RUGI ENERGI PADA SISTEM DISTRIBUSI RADIAL 20 KV(STUDI KASUS : PENYULANG KI. 4-MAWAS GI. KIM).”

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.

Selama penulis menjalani pendidikan di kampus hingga diselesaikannya Tugas Akhir ini, penulis banyak menerima bantuan, bimbingan serta dukungan dari berbagai pihak. Pada kesempatan ini penulis ingin menyampaikan terimakasih yang tulus dan sebesar-besarnya kepada :

1. Bapak Ir. Zulkarnaen Pane, M.T. sebagai Dosen Pembimbing Tugas Akhir penulis yang sangat besar bantuannya dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini.

2. Bapak F. Rizal Batubara, ST, M.T. sebagai Dosen Wali penulis selama menyelesaikan pendidikan di kampus USU.

3. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.si. sebagai Ketua Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.

(5)

4. Bapak Rahmad Fauzi, ST, M.T. sebagai Sekretaris Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.

5. Seluruh Staff Pengajar dan Pegawai Departemen Teknik Elektro FT-USU.

6. Kedua orang tua yang begitu saya cintai, Daulat Parulian Sitorus (Alm.) dan Murni br. Dolok Saribu. Tiada kata yang dapat menggambarkan rasa cinta saya kepada kedua orang tua saya.

7. Saudara kandung saya, Lisnawati br. Sitorus, Marta Delina br. Sitorus, Christy Juliana br. Sitorus, dan adik saya satu- satunya, Maria Angelina br. Sitorus yang telah membantu membentuk pribadi saya menjadi lebih kokoh.

8. Saudara saya bersama melayani Tuhan di UKM KMK USU, teman KTB, Adventus Patar Silalahi, Evan F.O Manurung, Leonardo Silalahi, dan Rianto Pakpahan, abang pembina rohani saya, Bonar S. Banjarnahor, adik binaaan rohani saya, Rio Richard Simanjuntak dan Rey Calvin Situngkir. Atas dukungan mereka semua sehingga pengenalan saya akan Tuhan Yesus semakin kuat.

9. Keluarga besar Laboratorium Transmisi dan Distribusi DTE USU : Bapak Ir. Zulkarnaen Pane, M.T., Fakhrul, Doni, Andika, Rizky, dan Sylvester.

10.Bang Leo Siregar dan Bang Lamringan Sihotang yang sudah banyak memberi masukan sekaligus menjadi rekan berdiskusi bersama penulis.

(6)

11.Bapak Ir. Rizwan Dinzi, M.T. selaku Pembina study Club HVDC beserta teman – teman anggota klub. Bersama-sama dengan study club yang lain (GIS dan 5G) kita saling berbagi pengetahuan.

12.Teman teman saya Teknik Elektro stambuk 2009, Rekan-rekan Pengurus Ikatan Mahasiswa Teknik Elektro (IMTE) USU Periode 2013/2014, kawan seperantauan di Ikatan Pelajar dan Mahasiswa Duri (IKAPEMADU) Medan, yang secara tidak langsung telah memberi saya dukungan yang sangat berarti.

Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih banyak kekurangannya. Kritik dan saran dari pembaca untuk menyempurnakan Tugas Akhir ini sangat penulis harapkan.

Akhir kata, semoga Tugas Akhir ini bermanfaat bagi kita semua.

Medan, 21 Mei 2014 Penulis

Jhon Palmer Sitorus NIM. 090402085

(7)

DAFTAR ISI

ABSTRAK ... i

KATA PENGANTAR ... ii

DAFTAR ISI ... v

DAFTAR GAMBAR ... vii

DAFTAR TABEL ... x

I. PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang ... 1

1.2. Perumusan Masalah ... 2

1.3. Tujuan ... 2

1.4. Batasan Masalah ... 3

1.5. Manfaat ... 3

II. TINJAUAN PUSTAKA 2.1. Pandangan Umum Sistem Tenaga Listrik ... 4

2.2. Sistem Distribusi ... 8

2.2.1. Berdasarkan ukuran tegangan ... 8

2.2.2. Berdasarkan bentuk jaringan... 9

2.3. Penghantar Pada Jaringan Tegangan Menengah ... 20

2.3.1. Saluran udara tegangan menengah (SUTM) ... 20

2.3.2. Saluran kabel tegangan menengah (SKTM) ... 21

2.4. Karakteristik Beban ... 24

2.4.1. Klasifikasi beban ... 24

2.4.2. Karakteristik umum beban listrik... 26

2.4.3. Kurva beban ... 36

2.5. AMR (Automatic Meter Reading) ... 38

(8)

III. METODE PENELITIAN

3.1. Tempat dan Waktu ... 44

3.2. Data dan Peralatan yang Digunakan ... 44

3.2.1. Data ... 44

3.2.2. Peralatan ... 44

3.3. Variabel Yang Diamati ... 45

3.4. Rangkaian dan Teknik Pengukuran ... 45

3.5. Pelaksanaan Penelitian ... 46

IV. HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN 4.1. Pengukuran AMR (Automatic Meter Reading) ... 50

4.2. Estimasi Rugi-rugi Energi ... 52

4.2.1. Perhitungan faktor beban ( ) ... 53

4.2.2. Perhitungan faktor rugi-rugi aktual ( ) ... 54

4.2.3. Estimasi konstanta A dan B ... 56

4.2.4. Estimasi rugi-rugi saluran ( ) ... 58

4.2.4.1.Metode aliran daya menggunakan ETAP 7.5.0 ... 58

4.2.4.2.Prosedur menggunakan ETAP 7.5.0 ... 61

4.2.4.3.Data load flow ... 64

4.2.4.4.Hasil simulasi ETAP 7.5.0 ... 74

4.2.5. Perhitungan rugi-rugi energi ( ) ... 75

4.3. Perbandingan Hasil ... 77

V. KESIMPULAN DAN SARAN 5.1. Kesimpulan ... 80

5.2. Saran ... 81

DAFTAR PUSTAKA ... 82

(9)

DAFTAR GAMBAR

No. Judul Halaman

2.1 Skema Umum Sistem Tenaga Listrik ... 5

2.2 Sebagian Dari Sistem Interkoneksi, Yaitu Sebuah Pusat Listrik, Dua Buah GI Beserta Subsistem Distribusinya ... 6

2.3 Sistem Jaringan Radial Terbuka ... 10

2.4 Sistem Jaringan Radial Paralel ... 12

2.5 Sistem Jaringan Tertutup ... 13

2.6 Sistem Jaringan Network/Mesh ... 16

2.7 Sistem Jaringan Interkoneksi ... 18

2.8 Beberapa Jenis Konduktor Yang Digunakan Pada HUTM ... 21

2.9.a Kabel N2XSY Dan NA2XSY ... 22

2.9.b Kabel N2XSEBY Dan NA2XSEBY ... 23

2.9.c Kabel N2XSEFGbY Dan NA2XSEFGbY ... 23

2.10 Perubahan KebutuhanMaksimum Terhadap Waktu ... 28

2.11 Dua Nilai Ekstrim Untuk Faktor Diversitas ... 30

2.12 Faktor Beban Menunjukkan Dua Konsumen Pada Maksimum Demand Yang Sama Menggunakan Peralatan Dengan Jumlah Yang Berbeda ... 33

2.13 Kurva Beban Harian ... 34

2.14 Kurva Lama Beban ... 35

2.15 Kurva Beban Harian ... 37

2.16 Automatic Meter Reading ... 38

2.17 Blok Diagram Tiga Komponen Primer AMR ... 41

3.1 Letak AMR Untuk Pengukuran Rugi-Rugi Energi Pada Jaringan Tegangan Menengah (JTM) ... 45

(10)

3.2 Diagram Blok Pelaksanaan Penelitian ... 47

3.3 Diagram Blok Pengukuran Rugi-rugi Energi ... 48

3.4 Diagram Blok Estimasi Rugi-rugi Energi ... 49

4.1 Kurva Beban Harian Penyulang KI.4-Mawas ... 52

4.2 Tampilan awal Software SPSS ... 56

4.3 Tampilan Analisis Regresi Nonlinier Pada Software SPSS ... 57

4.4 Pemodelan Fungsi Regresi Nonlinier Pada Software SPSS 4.5 .... 57

4.5 Flowchart Studi Aliran Daya Menggunakan ETAP 7.5.0... 60

4.6 Tampilan Pertama ETAP 7.5.0 ... 61

4.7 Tampilan Menu File ... 62

4.8 Tampilan Create New Project File ... 62

4.9 Tampilan User Information ETAP 7.5.0 ... 63

4.10 Gambar 4.10 Tampilan Utama Program ETAP 7.5.0... 63

4.11 One-line Diagram Dalam ETAP 7.5.0 ... 64

4.12 Tampilan Data Power Grid Pada Program ETAP 7.5.0 ... 65

4.13 Tampilan Data Bus Pada Program ETAP 7.5.0... 66

4.14 Tampilan Data Panjang Saluran Transmisi Pada ETAP 7.5.0 ... 67

4.15 Tampilan Data Impedansi Saluran Transmisi Pada ETAP 7.5.0 ... 67

4.16 Tampilan Data Panjang Kabel Pada ETAP 7.5.0 ... 68

4.17 Tampilan Data Impedansi Kabel Pada ETAP 7.5.0 ... 69

4.18 Tampilan Data Transformator Pada ETAP 7.5.0 ... 70

4.19 Tampilan Data Lumped Load Sebagai Beban Tersambung 3Ø Pada ETAP 7.5.0 ... 71

4.20 Tampilan Data Name Plate Lumped Load Pada ETAP 7.5.0 ... 71

4.21 Tampilan Data Static Load Sebagai Beban Tersambung 1Ø Pada ETAP 7.5.0 ... 72

(11)

4.22 Tampilan Data pembebanan Static Load 1Ø Pada ETAP 7.5.0 .... 73 4.23 Tampilan Data Load Flow Study Case ... 74

(12)

DAFTAR TABEL

No. Judul Halaman

4.1 Data Energi Penyulang KI.4-Mawas ... 50

4.2 Data Energi Gardu-Gardu Penyulang KI.4-Mawas ... 50

4.3 Data Rugi-Rugi Energi Hasil Pengukuran Pada Penyulang KI.4-Mawas ... 51

4.4 Nilai Rasio terhadap ... 53

4.5 Nilai Kuadrat Rasio terhadap ... 54

4.6 Nilai dan bulan Oktober ... 55

4.7 Hasil Estimasi Konstanta A dan B ... 58

4.8 Hasil Estimasi Rugi-Rugi Energi Pada Penyulang KI.4-Mawas ... 75

4.9 Hasil Estimasi Rugi-Rugi Energi Menggunakan , , Dan (A = 0,146 Dan B = 0,843) ... 76

4.10 Hasil Estimasi Rugi-Rugi Energi Menggunakan , , Dan (A = 0,08 Dan B = 0,92) ... 77

4.11 Hasil Estimasi Rugi-Rugi Energi Menggunakan , , Dan ( ) ... 78

4.12 Perbandingan Hasil Pengukuran Terhadap Estimasi Rugi-Rugi Energi ... 79

(13)

ABSTRAK

(14)

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Pada umumnya rugi-rugi teknis pada tingkat pembangkit dan saluran transmisi pemantauannya tidak menjadi masalah karena adanya fasilitas pengukuran yang dapat dipantau dengan baik. Hal yang sama juga terdapat pada gardu induk (GI), sehingga rugi-rugi teknis dari GI tidak menjadi masalah besar karena disinipun pengukuran dan pemantauan berjalan baik.

Lain halnya pada sisi distribusi, rugi-rugi teknis lebih kompleks dan sulit diketahui besarannya. Pada GI, setiap penyulang yang keluar dari GI dilengkapi dengan alat pengukuran, begitu pula pada sisi primer trafo tenaganya. Selepas ini tidak terdapat lagi alat pengukuran kecuali pada meteran pelanggan. Oleh karena itu, sangatlah sulit menentukan rugi-rugi energi secara tepat pada sistem distribusi[1].

Ada dua sumber kesalahan pokok dalam perhitungan rugi-rugi energi : 1. Selisih kWh (energi) yang disalurkan GI dan kWh yang terjual atau

energi yang terpakai oleh pelanggan tidak menggambarkan keadaan sebenarnya. Karena ada energi yang tidak terukur seperti meteran rusak, kesalahan pembacaan meter dan sebagainya. Dari sini jelaslah selisih energi yang sebenarnya tidak dapat diukur secara pasti.

2. Pembacaan meteran pada GI mungkin dapat dilakukan pada hari, jam, dan menit yang sama (real time), dengan demikian kWh (energi) yang diukur benar-benar merupakan kWh yang disalurkan, sedangkan

(15)

pembacaan meteran pelanggan tidak bersamaan waktunya sehingga hal ini akan merupakan kesalahan dalam analisis selanjutnya.

Metode estimasi rugi-rugi energi yang ada saat ini banyak menggunakan asumsi-asumsi akibat keterbatasan sumber daya yang tersedia. Tugas akhir ini menerapkan metode yang dikembangkan oleh Kriengkrai, Jamnarn, dan Pakorn [2] untuk memperkirakan rugi-rugi energi pada penyulang distribusi. Hasil estimasi digunakan sebagai perbandingan terhadap hasil estimasi dengan menggunakan formula faktor rugi-rugi referensi[3].

1.2. Perumusan Masalah

Dari latar belakang di atas, maka dapat dirumuskan beberapa rumusan masalah, antara lain sebagai berikut :

1. Bagaimana memperkirakan rugi-rugi energi listrik pada salah satu penyulang distribusi radial 20 kV?

2. Bagaimana perbandingan nilai rugi-rugi energi hasil pengukuran (aktual) terhadap hasil perkiraan dengan metode estimasi?

3. Bagaimana perbandingan hasil metode estimasi dengan menggunakan formula faktor rugi-rugi referensi?

1.3. Tujuan

Tujuan yang ingin dicapai adalah untuk mengetahui nilai rugi-rugi energi aktual dari salah satu penyulang distribusi radial 20 kV serta mengetahui nilai estimasi rugi-rugi energi menggunakan metode estimasi, dan membandingkannya dengan menggunakan formula faktor rugi-rugi referensi.

(16)

1.4. Batasan Masalah

Untuk membatasi materi yang akan dibicarakan pada tugas akhir ini, maka penulis perlu membuat batasan masalah yang akan dibahas. Hal ini diperbuat supaya isi dan pembahasan dari tugas akhir ini menjadi lebih terarah dan dapat mencapai hasil yang diharapkan. Maka penulis membatasi penulisan Tugas Akhir ini, yaitu :

1. Penulis hanya menganalisis rugi-rugi energi pada salah satu penyulang yang terdapat pada sistem distribusi 20 kV. Penyulang yang dianalisis adalah penyulang KI. 4 – Mawas GI. KIM, Area Pelayanan dan Jaringan Sumatera Utara.

2. Penulisan Tugas Akhir ini tidak membahas masalah rugi-rugi energi pada transformator dan rugi-rugi energi pada sambungan (jointing).

1.5. Manfaat

Diharapkan dari penelitian ini PT PLN (Persero) mempunyai metode rujukan untuk digunakan sebagai :

1. Salah satu dasar pertimbangan dalam melaksanakan program penurunan susut jaringan distribusi.

2. Salah satu dasar pertimbangan dalam melaksanakan perencanaan pengembangan jaringan distribusi.

(17)

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Pandangan Umum Sistem Tenaga Listrik

Pada umumnya sistem tenaga listrik terdiri atas kumpulan komponen peralatan listrik atau mesin listrik, seperti generator, transformator, beban, dan berikut alat-alat pengaman dan pengaturan yang saling dihubungkan dan membentuk suatu sistem yang digunakan untuk membangkitkan, menyalurkan, dan menggunakan energi. Secara umum sistem kelistrikan dapat dibagi menjadi 3 (tiga) bagian utama, yaitu : Pembangkit tenaga listrik, sistem transmisi, dan yang terakhir adalah sistem distribusi[4].

Gambar 2.1 memperlihatkan skema suatu sistem tenaga listrik. Dalam suatu sistem tenaga listrik dapat terdiri atas beberapa subsistem yang saling berhubungan, atau yang biasa disebut sebagai sistem interkoneksi. Seperti yang diperlihatkan pada Gambar 2.2 [5].

Arah mengalirnya energi listrik berawal dari Pusat Tenaga Listrik melalui saluran-saluran transmisi dan distribusi dan sampai pada instalasi pemakai yang merupakan unsur utilisasi.

Energi listrik dibangkitkan di pembangkit tenaga listrik (PTL) yang dapat merupakan suatu pusat listrik tenaga uap (PLTU), pusat listrik tenaga air (PLTA), pusat listrik tenaga gas (PLTG), pusat listrik tenaga diesel (PLTD), ataupun pusat listrik tenaga nuklir (PLTN). PTL biasanya membangkitkan energi listrik pada tegangan menengah (TM), yaitu pada umumnya antara 6-20 kV.

(18)

Gambar 2.1 Skema Umum Sistem Tenaga Listrik

~

Pembangkit Pembangkit Tenaga Listrik

Saluran Distribusi Primer

Saluran Distribusi Sekunder

Utilisasi Trafo Penaik

Trafo Penurun

Ke Pemakai TM

Trafo Distribusi

Pengukuran kWh meter

Instalasi Pemakai TR

TR TM TT/TET

GD Ke GD

(19)

Gambar 2. 2 Sebagian Dari Sistem Interkoneksi, Yaitu : Sebuah Pusat Listrik, Dua Buah GI Beserta Subsistem Distribusinya

Pada sistem tenaga listrik yang besar, atau bilamana PTL terletak jauh dari pemakai, maka energi listrik itu perlu diangkut melalui saluran transmisi, dan tegangannya harus dinaikkan dari TM menjadi tegangan tinggi (TT). Pada jarak yang sangat jauh malah diperlukan tegangan ekstra tinggi (TET). Menaikkan tegangan itu dilakukan di gardu induk (GI) dengan menggunakan transformator penaik (step-up transformer). Tegangan tinggi di Indonesia adalah 70 kV, 150 kV, dan 275 kV. Sedangkan tegangan ekstra tinggi 500 kV.

Mendekati pusat pemakaian tenaga listrik, yang dapat merupakan suatu industri atau suatu kota, tegangan tinggi diturunkan menjadi tegangan menengah (TM). Hal ini juga dilakukan pada suatu GI dengan menggunakan transformator

Subsistem Distribusi

20 kV 150 kV 150 kV

20 kV 150 kV

Saluran Transmisi 150 kV Pusat Listrik

Rel

Subsistem Distribusi

Ke Pusat Listrik Lain

(20)

penurun (step-down transformer). Di indonesia tegangan menengah adalah 20 kV. Saluran 20 kV ini menelusuri jalan-jalan di seluruh kota, dan merupakan sistem distribusi primer. Bilamana transmisi tenaga listrik dilakukan dengan menggunakan saluran hantaran udara dengan menara-menara transmisi, sistem distribusi primer di kota biasanya terdiri atas kabel-kabel tanah yang tertanam di tepi jalan, sehingga tidak terlihat.

Di tepi-tepi jalan biasanya berdekatan dengan persimpangan, terdapat gardu-gardu distribusi (GD), yang mengubah tegangan menengah menjadi tegangan rendah (TR) melalui transformator distribusi (distribution tansformer). Melalui tiang-tiang listrik yang terlihat di tepi jalan, energi listrik tegangan rendah disalurkan kepada pemakai. Di indonesia tegangan rendah adalah 220/380 Volt, dan merupakan sistem distribusi sekunder.

Energi diterima pemakai dari tiang TR melalui konduktor atau kawat yang dinamakan sambungan rumah (SR) dan berakhir pada alat pengukur listrik yang sekaligus merupakan titik akhir pemilikan PLN.

(21)

2.2. Sistem Distribusi

Sistem jaringan distribusi tenaga listrik dapat diklasifikasikan berdasarkan ukuran tegangan dan bentuk jaringan[6].

2.2.1. Berdasarkan ukuran tegangan

Berdasarkan ukuran tegangan, jaringan distribusi tenaga listrik dapat dibedakan pada dua sistem, yaitu sistem jaringan distribusi primer dan sistem jaringan distribusi sekunder.

a. Sistem jaringan distribusi primer

Sistem jaringan distribusi primer atau sering disebut jaringan distribusi tegangan tinggi (JDTT) ini terletak antara gardu induk dengan gardu pembagi, yang memiliki tegangan sistem lebih tinggi dari tegangan terpakai untuk konsumen. Standar tegangan untuk jaringan distribusi primer ini adalah 6 kV, 10 kV, dan 20 kV (sesuai standar PLN). Sedangkan di Amerika Serikat standar tegangan untuk jaringan distribusi primer ini adalah 2,4 kV, 4,16 kV, dan 13,8 kV.

b. Jaringan distribusi sekunder

Sistem jaringan distribusi sekunder atau sering disebut jaringan distribusi tegangan rendah (JDTR), merupakan jaringan yang berfungsi sebagai penyalur tenaga listrik dari gardu-gardu pembagi (gardu distribusi) ke pusat-pusat beban (konsumen tenaga listrik). Besarnya standar tegangan untuk jaringan ditribusi sekunder ini adalah 127/220 V untuk sistem lama, dan 220/380 V untuk sistem

(22)

baru, serta 440/550 V untuk keperluam industri. Besarnya tegangan maksimum yang diizinkan adalah 3 sampai 4 % lebih besar dari tegangan nominalnya. Penetapan ini sebandingdengan besarnya nilai tegangan jatuh (voltage drop) yang telah ditetapkan berdasarkan PUIL 661 F.1, bahwa rugi-rugi daya pada suatu jaringan adalah 15 %. Dengan adanya pembatasan tersebut stabilitas penyaluran daya ke pusat-pusat beban tidak terganggu.

2.2.2. Berdasarkan bentuk jaringan

Berdasarkan bentuk jaringan, jaringan distribusi tenaga listrik dapat dibedakan menjadi lima sistem, yaitu sistem radial terbuka, sistem radial tertutup, sistem rangkaian tertutup (loop circuit), sistem network/mesh dan sistem interkoneksi.

a. Sistem radial terbuka Keuntungannya :

1. Konstruksinya lebih sederhana

2. Material yang digunakan lebih sedikit, sehingga lebih murah 3. Sistem pemeliharaannya lebih murah

4. Untuk penyaluran jarak pendek akan lebih murah. Kelemahannya :

1. Keterandalan sistem ini lebih rendah 2. Faktor penggunaan konduktor 100 %

3. Makin panjang jaringan (dari Gardu Induk atau Gardu Hubung) kondisi tegangan tidak dapat diandalkan

(23)

4. Rugi-rugi tegangan lebih besar 5. Kapasitas pelayanan terbatas

6. Bila terjadi gangguan penyaluran daya terhenti.

Sistem radial pada Gambar 2.3 merupakan jaringan distribusi sistem terbuka, dimana tenaga listrik yang disalurkan secara radial melalui gardu induk ke konsumen-konsumen dilakukan secara terpisah satu sama lainnya. Sistem ini merupakan sistem yang paling sederhana diantara sistem yang lain dan paling murah, sebab sesuai konstruksinya sistem ini menghendaki sedikit sekali penggunaan material listrik, apalagi jika jarak penyaluran antara gardu induk ke konsumen tidak terlalujauh.

(24)

Sistem radial terbuka ini paling tidak dapat diandalkan, karena penyaluran tenaga kistrik hanya dilakukan dengan menggunakan satu saluran saja. Jaringan model ini sewaktu mendapat gangguan akan menghentikan penyaluran tenaga listrik cukup lama sebelum gangguan tersebut diperbaiki kembali. Oleh sebab itu kontinuitas pelayanan pada sistem radial terbuka ini kurang bisa diandalkan. Selain itu makin panjang jarak saluran dari gardu induk ke konsumen, kondisi tegangan makin tidak bisa diandalkan, justru bertambah buruk karena rugi-rugi tegangan akan lebih besar. Berarti kapasitas pelayanan untuk sistem radial terbuka ini sangat terbatas.

b. Sistem radial paralel Keuntungannya :

1. Kontinuitas pelayanan lebih terjamin, karena menggunakan dua sumber

2. Kapasitas pelayanan lebih baik dan dapat melayani beban maksimum 3. Kedua saluran dapat melayani titik beban secara bersama

4. Bila salah satu saluran mengalami gangguan, maka saluran yang satu lagi dapat menggantikannya, sehingga pemadaman tak perlu terjadi 5. Dapat menyalurkan daya listrik melalui dua saluran yang diparalelkan. Kelemahannya :

1. Peralatan yang digunakan lebih banyak terutama peralatan proteksi 2. Biaya pembangunan lebih mahal.

(25)

Gambar 2.4 Sistem Jaringan Radial Paralel

Untuk memperbaiki kekurangan dari sistem radial terbuka diatas maka dipakai konfigurasi sistem radial paralel, seperti yang diperlihatkan Gambar 2.4. Dari gambar terlihat bahwa tenaga listrik disalurkan melalui dua saluran yang diparalelkan. Pada sistem ini titik beban dilayani oleh dua saluran, sehingga bila salah satu saluran mengalami gangguan, maka saluran yang satu lagi dapat menggantikan melayani, dengan demikian pemadaman tak perlu terjadi. Kontinuitas pelayanan sistem radial paralel ini lebih terjamin dan kapasitas pelayanan bisa lebih besar dan sanggup melayani beban maksimum (peak load) dalam batas yang diinginkan. Kedua saluran dapat dikerjakan untuk melayani titik

(26)

beban bersama-sama. Biasanya titik beban hanya dilayani oleh salah satu saluran saja. Hal ini dilakukan untuk menjaga kontinuitas pelayanan pada konsumen.

c. Sistem rangkaian tertutup (loop circuit)

Gambar 2.5 Sistem Jaringan Tertutup

Keuntungannya :

1. Dapat menyalurkan daya listrik melalui satu atau dua saluran feeder yang saling berhubungan

2. Menguntungkan dari segi ekonomis

3. Bila terjadi gangguan pada salauran maka saluran yang lain dapat menggantikan untuk menyalurkan daya listrik

(27)

5. Bila digunakan dua sumber pembangkit, kapasitas tegangan lebih baik dan regulasi tegangan cenderung kecil

6. Dalam kondisi normal beroperasi, pemutus beban dalam keadaan terbuka

7. Biaya konstruksi lebih murah

8. Faktor penggunaan konduktor lebih rendah, yaitu 50 % 9. Keandalan relatif lebih baik.

Kelemahannya :

1. Keterandalan sistem ini lebih rendah 2. Drop tegangan makin besar

3. Bila beban yang dilayani bertambah, maka kapasitas pelayanan akan lebih jelek.

Sistem rangkaian tertutup yang ditunjukkan Gambar 2.5 merupakan suatu sistem penyaluran melalui dua atau lebih saluran feeder yang saling berhubungan membentuk rangkaian berbentuk cincin.

Sistem ini secara ekonomis menguntungkan, karena gangguan pada jaringan terbatas hanya pada saluran yang terganggu saja. Sedangkan pada saluran yang lain masih dapat menyalurkan tenaga listrik dari sumber lain dalam rangkaian yang tidak terganggu. Sehingga kontinuitas pelayanan sumber tenaga listrik dapat terjamin dengan baik. Yang perlu diperhatikan pada sistem ini apabila beban yang dilayani bertambah, maka kapasitas pelayanan untuk sistem rangkaian tertutup ini kondisinya akan lebih jelek. Tetapi jika digunakan titik sumber (Pembangkit Tenaga Listrik) lebih dari satu di dalam sistem jaringan ini maka

(28)

sistem ini akan benyak dipakai, dan akan menghasilkan kualitas tegangan lebih baik, serta regulasi tegangannya cenderung kecil.

d. Sistem network/mesh

Sistem network/mesh ini merupakan sistem penyaluran tenaga listrik yang dilakukan secara terus-menerus oleh dua atau lebih feeder pada gardu-gardu induk dari beberapa Pusat Pembangkit Tenaga Listrik yang bekerja secara paralel. Sistem ini merupakan pengembangan dari sistem-sistem yang terdahulu dan merupakan sistem yang paling baik serta dapat diandalkan, mengingat sistem ini dilayani oleh dua atau lebih sumber tenaga listrik. Selain itu junlah cabang lebih banyak dari jumlah titik feeder.

Keuntungannya :

1. Penyaluran tenaga listrik dapat dilakukan secara terus-menerus (selama 24 jam) dengan menggunakan dua atau lebih feeder

2. Merupakan pengembangan dari sistem-sistem yang terdahulu 3. Tingkat keterandalannya lebih tinggi

4. Jumlah cabang lebih banyak dari jumlah titik feeder

5. Dapat digunakan pada daerah-daerah yang memiliki tingkat kepadatan yang tinggi

6. Memiliki kapasitas dan kontinuitas pelayanan sangat baik

7. Gangguan yang terjadi pada salah satu saluran tidak akan mengganggu kontinuitas pelayanan.

(29)

Kelemahannya :

1. Biaya konstruksi dan pembangunan lebih tinggi 2. Pengaturan alat proteksi lebih sukar.

Gambar 2.6 Sistem Jaringan Network/Mesh

Sistem ini dapat digunakan pada daerah-daerah yang memiliki kepadatan tinggi dan mempunyai kapasitas dan kontinuitas pelayanan yang sangat baik. Gangguan yang terjadi pada salah satu saluran tidak akan mengganggu kontinuitas pelayanan. Sebab semua titik beban terhubung paralel dengan beberapa sumber tenaga listrik, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.6.

(30)

e. Sistem interkoneksi Keuntungannya :

1. Merupakan pengembangan sistem network / mesh

2. Dapat menyalurkan tenaga listrik dari beberapa Pusat Pembangkit Tenaga Listrik

3. Penyaluran tenaga listrik dapat berlangsung terus-menerus (tanpa putus), walaupun daerah kepadatan beban cukup tinggi dan luas 4. Memiliki keterandalan dan kualitas sistem yang tinggi

5. Apabila salah satu Pembangkit mengalami kerusakan, maka penyaluran tenaga listrik dapat dialihkan ke Pusat Pembangkit lainnya.

6. Bagi Pusat Pembangkit yang memiliki kapasitas lebih kecil, dapat dipergunakan sebagai cadangan atau pembantu bagi Pusat Pembangkit Utama (yang memiliki kapasitas tenaga listrik yang lebih besar)

7. Ongkos pembangkitan dapat diperkecil

8. Sistem ini dapat bekerja secara bergantian sesuai dengan jadwal yang telah ditentukan

9. Dapat memperpanjang umur Pusat Pembangkit 10. Dapat menjaga kestabilan sistem Pembangkitan 11. Keterandalannya lebih baik

12. Dapat di capai penghematan-penghematan di dalam investasi. Kelemahannya :

1. Memerlukan biaya yang cukup mahal

(31)

3. Saat terjadi gangguan hubung singkat pada penghantar jaringan, maka semua Pusat Pembangkit akan tergabung di dalam sistem dan akan ikut menyumbang arus hubung singkat ke tempat gangguan tersebut 4. Jika terjadi unit-unit mesin pada Pusat Pembangkit terganggu, maka

akan mengakibatkan jatuhnya sebagian atau seluruh sistem. 5. Perlu menjaga keseimbangan antara produksi dengan pemakaian 6. Merepotkan saat terjadi gangguan petir.

Gambar 2.7 Sistem Jaringan Interkoneksi

Sistem interkoneksi ini merupakan perkembangan dari sistem network/mesh. Pada Gambar 2.7 diperlihatkan bahwa sistem ini menyalurkan tenaga listrik dari beberapa Pusat Pembangkit Tenaga Listrik yang dikehendaki bekerja secara paralel. Sehingga penyaluran tenaga listrik dapat berlangsung

(32)

terus-menerus (tak terputus), walaupun daerah kepadatan beban cukup tinggi dan luas. Hanya saja sistem ini memerlukan biaya yang cukup mahal dan perencanaan yang cukup matang. Untuk perkembangan dikemudian hari, sistem interkoneksi ini sangat baik, bisa diandalkan dan merupakan sistem yang mempunyai kualitas yang cukup tinggi.

Pada sistem interkoneksi ini apabila salah satu Pusat Pembangkit Tenaga Listrik mengalami kerusakan, maka penyaluran tenaga listrik dapat dialihkan ke Pusat Pembangkit lain. Untuk Pusat Pembangkit yang mempunyai kapasitas kecil dapat dipergunakan sebagai pembantu dari Pusat Pembangkit Utama (yang mempunyai kapasitas tenaga listrik yang besar). Apabila beban normal sehari-hari dapat diberikan oleh Pusat Pembangkit Tenaga listrik tersebut, sehingga ongkos pembangkitan dapat diperkecil. Pada sistem interkoneksi ini Pusat Pembangkit Tenaga Listrik bekerja bergantian secara teratur sesuai dengan jadwal yang telah ditentukan. Sehingga tidak ada Pusat Pembangkit yang bekerja terus-menerus. Cara ini akan dapat memperpanjang umur Pusat Pembangkit dan dapat menjaga kestabilan sistem pembangkitan.

(33)

2.3. Penghantar Pada Jaringan Tegangan Menengah

Ada dua jenis saluran penghantar yang biasa digunakan pada jaringan tegangan menengah (JTM) 20 kV, yaitu hantaran udara tegangan menengah (SUTM) dan saluran kabel tegangan menengah (SKTM)[7].

2.3.1. Saluran udara tegangan menengah (SUTM)

Saluran udara, terutama saluran udara tanpa isolasi, digunakan pada pemasangan di luar bangunan, direnggangkan pada isolator-isolator di antara tiang-tiang yang disediakan secara khusus. Bahan yang digunakan untuk kawat penghantar terdiri atas kawat tembaga telanjang (BBC, yang merupakan singkatan dari Bare Copper Conductor), alumunium telanjang (All Alumunium Conductor ), campuran yang berbasis alumunium (Al-Mg-Si), Alumunium berinti baja (ACSR atau Alumunium Conductor Steel Reinforced), alumunium berinti logam campuran (ACAR atau Alumunium Conductor Alloy Reinforced), kawat baja berlapis tembaga (copper-weld), dan juga campuran murni alumunium (AAAC atau All Alumunium Alloy Conductor). Bentuk fisik konduktor ACAR, AAAC, dan BBC diperlihatkan pada Gambar 2.8.

Secara teknis tembaga lebih baik daripada alumunium, karena memiliki daya hantar arus listrik yang lebih tinggi. Namun, karena mahalnya harga tembaga, sekarang bahan alumunium lebih banyak digunakan.

(34)

Gambar 2.8 Beberapa Jenis Konduktor Yang Digunakan Pada SUTM

2.3.2. Saluran kabel tegangan menengah (SKTM)

Bahan untuk kabel tanah umumnya juga terdiri dari tembaga dan alumunium. Sebagai isolasi digunakan bahan-bahan berupa kertas serta perlindungan mekanikal berupa timah hitam. Untuk tegangan menengah sering dipakai juga minyak sebagai bahan isolasi. Jenis kabel demikian dinamakan GPLK (Gewapend Papier Load Kabel) yang merupakan standar Belanda atau NKBA (Normalkabel mit Bleimantel Aussenumheulung) standar Jerman.

(35)

Pada saat ini bahan isolasi buatan berupa PVC (Polyvinyl Chloride) dan XLPE (Cross-Linked Polyethylene) telah berkembang pesat dan merupakan bahan isolasi yang andal dengan harga yang lebih murah dan juga penggunaannya yang lebih mudah. Atas alasan-alasan tersebut, maka penggunaan kabel dengan isolasi minyak mulai ditinggalkan. Bentuk fisik kabel N2XSY dan NA2XSY diperlihatkan pada Gambar 2.9.a. Bentuk fisik kabel N2XSEBY dan NA2XSEBY diperlihatkan pada Gambar 2.9.b. Bentuk fisik kabel N2XSEFGbY dan NA2XSEFGbY diperlihatkan pada Gambar 2.9.c.

(36)

Gambar 2.9.b Kabel N2XSEBY dan NA2XSEBY

(37)

2.4. Karakteristik Beban

Secara umum beban yang dilayani oleh sistem distribusi tenaga listrik dibagi dalam beberapa sektor, yaitu sektor perumahan, sektor industri, sektor komersial, dan sektor usaha. Masing-masing beban tersebut memiliki karakteristik yang berbeda-beda. Sebab hal ini berkaitan dengan pola konsumsi energi pada masing-masing konsumen di sektor tersebut. Karakteristik beban yang banyak disebut dengan pola pembebanan pada sektor perumahan. Ditunjukkan oleh adanya fluktuasi konsumsi energi listrik yang cukup besar. Hal ini disebabkan konsumsi energi listrik pada sektor tersebut dominan pada malam hari. Sedangkan pada sektor industri fluktuasi konsumsi energi sepanjang hari hampir sama, sehingga perbandingan antara beban puncak terhadap beban rata-rata hampir mendekati satu. Beban pada sektor komersial dan usaha memiliki karakteristik yang hampir sama, hanya pada sektor komersial akan mempunyai beban puncak yang lebih tinggi pada malam hari[6].

2.4.1. Klasifikasi beban

Berdasarkan jenis konsumen energi listrik, secara garis besar, ragam beban dapat diklasifikasikan ke dalam :

1. Beban rumah tangga, pada umumnya beban rumah tangga berupa lampu untuk penerangan, alat rumah tangga, seperti kipas angin, pemanas air,lemari es, penyejuk udara, mixer, oven, motor pompa air dan sebagainya. Beban rumah tangga biasanya memuncak pada malam hari.

(38)

2. Beban komersial, pada umumnya terdiri atas penerangan untuk reklame, kipas angin, penyejuk udara dan alat- alat listrik lainnya yang diperlukan untuk restoran. Beban hotel juga diklasifikasikan sebagai beban komersial (bisnis) begitu juga perkantoran. Beban ini secara drastis naik di siang hari untuk beban perkantoran dan pertokoan dan menurun di waktu sore. 3. Beban industri dibedakan dalam skala kecil dan skala besar. Untuk

skala kecil banyak beropersi di siang hari sedangkan industri besar sekarang ini banyak yang beroperasi sampai 24 jam.

4. Beban Fasilitas Umun.

Pengklasifikasian ini sangat penting artinya bila kita melakukan analisis karakteristik beban untuk suatu sistem yang sangat besar. Perbedaan yang paling prinsip dari empat jenis beban diatas, selain dari daya yang digunakan dan juga waktu pembebanannya. Pemakaian daya pada beban rumah tangga akan lebih dominan pada pagi dan malam hari, sedangkan pada heban komersil lebih dominan pada siang dan sore hari.

Pemakaian daya pada industri akan lebih merata, karena banyak industri yang bekerja siang-malam. Maka dilihat dari sini, jelas pemakaian daya pada industri akan lebih menguntungkan karena kurva bebannya akan lebih merata. Sedangkan pada beban fasi1itas umum lebih dominan pada siang dan malam hari.

Beberapa daerah operasi tenaga listrik memberikan ciri tersendiri, misalnya daerah wisata, pelanggan bisnis mempengaruhi penjualan kWh

(39)

walaupun jumlah pelanggan bisnis jauh lebih kecil dibanding dengan pelanggan rumah tangga.

2.4.2. Karakteristik umum beban listrik

Tujuan utama dari sistem distribusi tenaga listrik ialah mendistribusikan tenaga listrik dari gardu induk atau sumber ke sejumlah pelanggan atau beban. Suatu faktor utama yang paling penting dalam perencanaan sistem distribusi adalah karakteristik dari berbagai beban.

Karakteristik beban diperlukan agar sistem tegangan dan pengaruh thermis dari pembebanan dapat dianalisis dengan baik. Analisis tersebut termasuk dalam menentukan keadaan awal yang akan diproyeksikan dalam perencanaan selanjutnya.

Penentuan karakteristik beban listrik suatu gardu distribusi sengat penting artinya untuk mengevaluasi pembebanan gardu distribusi tersebut, ataupun dalam merencanakan suatu gardu distribusi yang baru.

Karakteristik beban ini sangat memegang peranan penting dalam memilih kapasitas transformator secara tepat dan ekonomis. Di lain pihak sangat penting artinya dalam menentukan rating peralatan pemutus rangkaian, analisa rugi-rugi dan menentukan kapasitas pembebanan dan cadangan tersedia dan suatu gardu.

Karakteristik beban listrik suatu gardu sangat tergantung pada jenis beban yang dilayaninya. Hal ini akan jelas terlihat dan hasil pencatatan kurva

(40)

beban suatu interval waktu. Berikut ini beberapa faktor penilaian beban yang dapat memberikan gambaran mengenai karakteristik beban, baik dari segi kuantitas pembebanannya maupun dari segi kualitasnya. Faktor-faktor ini sangat berguna dalam meramalkan karakteristik beban pada masa yang akan datang atau dalam menentukan efek pembebanan terhadap kapasistas sistem secara menyeluruh.

1. Beban (Demand)

Pengertian dari demand (D) dan suatu beban dapat diartikan sebagai besar pembebanan sesaat dan gardu pada waktu tertentu atau besar beban rata-rata untuk suatu interval waktu tertentu. Interval waktu dimana besarnya beban ingin ditentukan disebut : Demand Interval (T). Demand dapat dinyatakan dalam kW, kVA atau kVAr.

2. Beban Maksimum (Maximum Demand)

Maximum demand (Dmax ) adalah beban rata-rata terbesar yang

terjadi pada suatu interval demand tertentu. Jadi maximum demand ditentukan untuk waktu tertentu dari suatu interval waktu tertentu, misal : - maximum demand 1 jam , T = 24 jam, dengan perkataan lain ; Dmx, 1 jam pada T = 24 jam, berarti besarnya beban rata-rata

terbesar untuk selang waktu 1 jam pada interval waktu T = 24 jam. 3. Beban Puncak (Peak Load)

Beban Puncak (Pmax) adalah nilai terbesar dari pembebanan

sesaat pada suatu interval demand tertentu. Untuk dapat memperjelas pengertian mengenai Demand (D), Maximum Demand

(41)

(Dmax) dan Beban Puncak (Pmax) dapat dilihat pada Gambar 2.10

dibawah ini.

Gambar 2.10 Perubahan KebutuhanMaksimum Terhadap Waktu Interval Demand : T = 24 jam

Demand = Pav : D = 27 kW

Maximum Demand : Dmax, 1 jam = 95 kW

Beban Puncak : Pmax = 10 kW

4. Beban Terpasang (Connected Load)

Beban terpasang dari suatu sistem adalah jumlah total daya dari seluruh peralatan sesuai dengan kW atau kVA yang tertulis pada papan nama (name plate) peralatan yang akan dilayani oleh sistem tersebut.

Jadi :

∑

Di mana :

Pi = rating kVA dari alat i

n = jumlah alat yang terhubung ke sistem.

(42)

5. Faktor Keragaman (Diversity Factor)

Faktor diversitas adalah perbandingan antara jumlah beban puncak dari masing – masing pelanggan dari satu kelompok pelanggan dengan beban puncak dari kelompok pelanggan tersebut. Didefinisikan sebagai perbandingan antara jumlah demand dari unit-unit beban terhadap demand maksimum dari keseluruhan beban. Secara matematis, faktor diversitas (Fd) dapat ditulis[8]:

∑

Di mana :

Dmax i = beban puncak (kebutuhan Maks) dari masing – masing beban i, yang terjadi tidak pada waktu yang bersamaan.

Dmax s = D 1+2+3 ….n adalah beban puncak dari n kelompok beban.

Untuk lebih memperjelas faktor diversitas ini, perhatikan Gambar 2 . 1 0 . Dimisalkan kelompok beban terdiri dari atas 4 pelanggan dengan beban puncak sama besar. Pada Gambar 2.11 (a) penggunaan beban puncak dari keempat pelanggan tidak bersamaan waktunya, faktor diversitas adalah :

(43)

Sedangkan pada Gambar 2.11 (b),

Jadi 1 dan 4 adalah nilai extrim dari dari 4 pelanggan ini.

Gambar 2.11 Dua Nilai Ekstrim Untuk Faktor Diversitas Bila Dmax i untuk seluruh unit bersamaan waktunya maka fdiv akan

berharga 1, tetapi bila tidak fdiv akan lebih besar dari i.

Pada umumnya faktor diversitas untuk gardu distribusi dan gardu induk nilainya berkisar sperti di bawah ini :

a. Gardu distribusi 1,00 – 1,50 b. Gardu induk 1,08 – 1,60

6. Faktor Keserempakan (Coincidence Factor)

Faktor keserempakan (fcf) adalah keba1ikan dari faktor

keragaman, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara beban maksimum dari suatu kumpulan beban dari sistem terhadap jumlah beban maksimum dari masing-masing unit beban[8].

(44)

Jadi :

_∑

7. Faktor Kebutuhan (Demand Factor)

Faktor kebutuhan didefinisikan sebagal perbandingan antara beban puncak suatu sistem terhadap beban terpasang yang dilayani oleh sistem.

∑

Nilai fd pada prinsipnya lebih kecil atau sama dengan satu. Bisa saja

terjadi lebih besar dari satu, yaitu saat terjadi beban lebih.

Faktor kebutuhan ini dapat menjadi satu bila keseluruhan beban yang tersambung serentak diberi energi dalam sebagian besar periodenya. Faktor kebutuhan menunjukkan tingkat dimana beban yang tersambung beroperasi serentak.

Faktor kebutuhan dipakai untuk menentukan kapasitas (juga biaya) dari peralatan tenaga listrik yang diperlukan untuk melayani beban tersebut. Karena ada pengaruhnya terhadap investasi,

maka faktor kebutuhan ini menjadi penting dalam

menentukan jadwal pembiayaannya.

(2.3)

(45)

Faktor kebutuhan dari beberapa jenis bangunan : a. Perumahan sederhana 50 – 75%

b. Perumahan besar 40 – 65%

c. Kantor 60 – 80%

d. Toko sedang 40 – 60%

e. Toko serba ada 70 – 90%

f. Industri sedang 35 – 65%

Besarnya faktor kebutuhan (biasanya dinyatakan dalam %) dipengaruhi oleh beberapa hal, yaitu :

a. Besarnya beban terpasang

Sebagai contoh : Rumah tinggal yang mempunyai beban terpasang yang relatif besar, pada umumnya memiliki faktor kebutuhan yang lebih rendah bila dibandingkan dengan rumah tinggal yang mempunyai beban terpasang lebih kecil.

b. Sifat pemakaian

Toko-toko, pusat perbelanjaan, kantor-kantor dan bangunan industri biasanya memiliki faktor kebutuhan tinggi sedangkan gudang dan tempat rekreasi memiliki faktor demand yang rendah. 8. Faktor Beban (Load Factor)

Faktor beban adalah perbandingan antara beban rata-rata selama interval tertentu dengan beban puncak yang terjadi pada interval yang sama[8].

�

(46)

Di mana:

pav = beban rata-rata

Pmax = beban puncak.

Faktor beban adalah perbandingan antara beban rata – rata terhadap beban puncak dalam periode tertentu. Beban rata – rata dan beban puncak dapat dinyatakan dalam kilowatt, kilovolt – amper, amper dan sebagainya, tetapi satuan dari keduanya harus sama. Faktor beban dapat dihitung untuk periode tertentu biasanya dipakai harian, bulanan atau tahunan. Pada Gambar 2.12 ditunjukkan faktor beban dua konsumen.

Gambar 2.12 Faktor Beban Menunjukkan Dua Konsumen Pada Maksimum Demand Yang Sama Menggunakan Peralatan Dengan

Jumlah Yang Berbeda 9. Faktor Rugi-Rugi (Loss Factor)

Faktor rugi-rugi (fLs) didefinisikan sebagai perbandingan antara

rugi-rugi daya rata-rata terhadap rugi-rugi-rugi-rugi daya beban puncak dalam selang waktu tertentu[8].

(47)

� _��

10.

Selang Kebutuhan (Demand Interval)

Interval Kebutuhan merupakan periode yang dijadikan dasar untk terima secra rata-rata. Pemilihan periode ini dapat terjadi mulai dari selang 15 menit, selang 30 menit, selang 60 menit ataupun lainnya. Pada kondisi-kondisi tertentu kebutuhan pada selang 15 menit sama dengan kebutuhan pada selang 30 menit.

Pernyataan kebutuhan ini harus diekspresikan dalam suatu selang waktu dimana kebutuhan tersebut diukur. Gambar 2.13 menunjukkan kurva harian beban “Daily Load Curve” yang menunjukkan beban sebagai fungsi waktu. Berdasarkan pada kurva harian beban tersebut dapat dibuat kurva lama beban “Load Duration Curve” seperti pada Gambar 2.14.

Gambar 2.13 Kurva Beban Harian

(48)

Gambar 2.14 Kurva Lama Beban

Kurva lama beban ini menggambarkan lamanya suatu beban berlangsung dalam sistem kelistrikan. Sumbu datar menggambarkan lama beban berlangsung dalam periode tertentu. Sumbu tegak menggambarkan daya dari beban sistem.

Luas permukaan di bawah kurva lama beban menggambarkan kebutuhan energi sistem yang bersangkutan. Kurva lama beban diperlukan untuk alokasi/segmentasi pembangkitan karena masing-masing jenis Pembangkit tenaga listrik memiliki karakteristik yang berbeda untuk digunakan memenuhi beban yang dibutuhkan untuk periode yang direncanakan.

11. Kebutuhan Maksimum “Maximum Demand”

Kebutuhan Maksimum didefinisikan sebagai kebutuhan terbesar yang dapat terjadi dalam suatu selang tertentu. Jadi, kebutuhan maksimum dapat dikatakan dalam selang waktu 1 jam, 1 minggu, harian dll.

(49)

12.

Diversitas Kebutuhan “Diseverisfied Demand”

Diversitas kebutuhan dikaitkan dengan beban komposit, dengan beban yang tidak saling berhubungan pada selang waktu tertentu. Jadi, diversitas kebutuhan merupakan perbandingan jumlah maksimum masing-masing beban komposit tersebut terhadap kebutuhan maksimum seluruh beban komposit.

13. Faktor Penggunaan (UF = utility factor)

Didefenisikan sebagai perbandingan antara demand maksimum dengan kapasitas nominal dari sistem pencatu daya. Persamaan (2.7) menggambarkan defenisi ini.

Demand maksimum sistem dapat dicari kurva beban atau dengan

menghitung beban terpasangnya. Demand maksimum

merupakan perkaitan antara beban terpasang dengan faktor demand.

2.4.2. Kurva beban

Kurva beban menggambarkan variasi perbebanan terhadap suatu gardu yang diukur dengan kW, Ampere atau kVA Sebagai fungsi dari waktu.

Interval waktu pengukuran biasanya ditentukan berdasarkan pada penggunaan hasil pengukuran, misal : interval waktu 30 menit atau 60 menit sangat berguna dalam penentuan kapasitas rangkaian. Biasanya beban diukur untuk interval waktu 15 menit, 30 menit, satu hari atau 1 minggu.

(50)

Kurva Beban menunjukkan permintaan (demand) atau kebutuhan tenaga pada interval waktu yang berlain-lainan. Dengan bantuan kurva beban kita dapat menentukan besaran dari beban-terbesar dan selanjutnya kapasitas pembangkit dapat ditentukan juga.

Gambar 2.15 Kurva Beban Harian

Dari Gambar 2.15 terlihat bahwa terdapat kemiripan garis karakteristik beban pada hari kerja (Rabu), hari Sabtu, dan Minggu. Namun terdapat perbedaan besar beban yang signifikan pada hari kerja dan hari Sabtu atau Minggu. Penggunaan beban sekitar jam 6 – 15 cenderung lebih datar pada hari Minggu atau Sabtu dibanding hari kerja. Dari sinilah muncul ide pengaturan jadwal beroperasinya mesin-mesin pabrik (yang tidak beroperasi 24 jam).

(51)

2.5. AMR (Automatic Meter Reading)

Gambar 2.16 Automatic Meter Reading

AMR (Automatic Meter Reading) adalah suatu alat berbasis digital yang dapat mencatat penggunaan daya listrik secara lengkap dan mentransfer data ke database pusat. Transfer data dapat menggunakan jaringan telepon (kabel atau nirkabel), frekuensi radio (RF), atau powerline transmisi. Salah satu bentuk fisik dari AMR dapat dilihat pada Gambar 2.16.

Perusahaan Listrik Negara (PLN) saat ini menerapkan meter elektronik yang dapat melakukan pembacaan dan perekaman data listrik secara otomatis untuk para pelanggan listrik skala industri khususnya ≥ 197 kV menggunakan sistem Automatic Meter Reading (AMR). Sistem ini dapat memantau jumlah pemakaian daya listrik oleh pelanggan skala industri dan dapat mengontrol

(52)

langsung segala kegiatan yang berhubungan dengan aktivitas meter elektronik dari kantor PLN, khususnya bagian Alat pengukur dan Pembatas (APP) tanpa ada petugas pembaca meteran. Dengan demikian keakuratan data pemakaian listrik oleh pelanggan bisa terjamin.

AMR mempunyai 3 komponen utama, yaitu meter interface module, communication systems, central office systems equipment. Meter interface module mempunyai 4 bagian utama, yaitu power supply, meter sensor, controlling electronic, dan communication interface. Power supply berfungsi sebagai sumber energi untuk sistem AMR. Meter sensor berfungsi untuk mengukur arus dan tegangan listrik. Controlling electronic dapat berupa mikro kontroller yang berfungsi untuk mengolah data dari meter sensor menjadi data daya dan lain-lain dalam bentuk digital serta mengendalikan communication interface untuk mengirim data-data tersebut. Communication interface dapat berupa modem ADSL, modem GSM, modem IC ADE8165, modul TCP/IP dan lain-lain sesuai dengan jaringan komunikasi yang digunakan.

Berikutnya, komponen kedua dari AMR, yaitu communication systems. Commucation systems berfungsi untuk mengirim data dari AMR ke kantor perusahaan listrik melalui media komunikasi tertentu. Media komunikasi yang digunakan dapat berupa jaringan kabel telepon, powerline carrier (plc), radio frekuensi (RF), atau cable television. Berikutnya, komponen ketiga dari sistem AMR, yaitu central office systems equipment. Central office systems equipment mempunyai 3 bagian utama, yaitu receivers data, komputer server, dan komputer host. Receivers data dapat berupa modem

(53)

ADSL, modem GSM, modem IC ADE8165, dan lain-lain sesuai dengan media komunikasi yang digunakan untuk mengirim data. Receivers data, terhubung dengan komputer server dan berfungsi untuk menerima data dari AMR. komputer server merupakan komputer dengan kemampuan diatas rata-rata komputer biasa yang dilengkapi dengan operating system khusus server. Komputer server berfungsi untuk menjalankan aplikasi web dan database serta melayani permintaan dari komputer host untuk mengakses aplikasi web dan database tersebut. Komputer host merupakan komputer biasa yang digunakan oleh admin dari perusahaan listrik untuk mengakses aplikasi web AMR dan database pelanggan dari perusahaan listrik tersebut. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 2.17.

Dalam pengoperasiannya, sistem AMR melakukan pembacaan energi listrik dengan cara menurunkan terlebih dahulu tegangan dan arus listrik untuk pengukuran menggunakan potential transformer dan current transformer, kemudian arus dan tegangan listrik dibacaoleh sensor arus dan tegangan listrik. Salah satu sensor arus dan tegangan yang digunakan dalam AMR adalah ADE7757. Data dari sensor-sensor tersebut kemudian masuk ke dalam mikrokontroler untuk diproses menjadi data nilai arus, tegangan, daya kompleks, daya aktif, daya reaktif, dan lain-lain. Setelah itu, data-data tersebut ditampilkan pada LCD AMR. Selain itu, mikro kontroller juga mengendalikan communication interface untuk mengirimkan data-data tersebut ke database perusahaan listrik melalui media komunikasi tertentu.

AMR merupakan salah satu solusi untuk perusahaan listrik dalam

(54)

menggunakan AMR, perusahaan listrik tidak perlu mengerahkan banyak petugas listrik untuk mencatat data daya dari seluruh pelanggan listrik di setiap periode evaluasi data daya listrik yang telah digunakan pelanggannya. Data daya listrik dari setiap pelanggang akansecara otomatis terkirim ke dalam database perusahaan listrik sesuai periodepengiriman yang telah ditetapkan. Selain itu, dari sisi pelanggan listrik, sistem AMR mempermudah pelanggan untuk melihat tagihan listriknya setiap bulan. Cukup dengan mengakses website AMR yang telah disiapkan oleh perusahaan listrik, lalu memasukkan password, maka pelanggan tersebut sudah dapat melihat total daya listrik yang digunakan dan tagihan listriknya[9].

(55)

2.6. Estimasi Rugi-rugi Energi

Rugi-rugi energi estimasi dapat dituliskan [10, 11] dengan rumus �

Di mana,

: Rugi-rugi energi total estimasi (kWh)

: Rugi-rugi daya pada saluran(kW)

: Periode waktu estimasi (jam)

Hubungan Empirical Equivalent hour loss [12-14] adalah

� �

Di mana,

: Loss Factor (Faktor rugi-rugi) : Load Factor (Faktor beban) A dan B : Koefisien estimasi

Loss Factor dapat dihitung dengan rumus

_{∑ �}

Di mana,

: Perbandingan antara beban yang terukur terhadap beban puncak dalam satu periode waktu.

: Banyaknya beban yang terukur

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(56)

Load Factor adalah perbandingan beban rata-rata terhadap beban puncak dalam satu periode waktu, dapat dituliskan sebagai berikut

� _{∑ �}

Menggunakan persamaan (2.11) dan (2.12), parameter A dan B dapat diestimasi dengan persamaan (2.9) dan (2.10) menggunakan analisis regresi nonlinier[15] pada software statistika SPSS.

Rugi-rugi daya pada saluran dapat dihitung dengan simulasi pada software ETAP[16]. Hasilnya akan digunakan untuk menghitung rugi-rugi energi total estimasi dari persamaan (2.8).

(57)

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1. Tempat dan Waktu

Penelitian yang akan dilaksanakan adalah dengan pengambilan data hasil rekaman AMR (Automatic Meter Reading) dari PT PLN (Persero), studi kasus pada Penyulang KI.4-Mawas GI. KIM, terletak di daerah KIM (Kawasan Industri Medan). Pengambilan data dilaksanakan selama 1 bulan pada bulan Oktober 2013.

3.2. Data dan Peralatan yang Digunakan

3.2.1. Data

Data yang diperlukan dalam penelitian ini adalah : 1. Data pemakaian energi penyulang

2. Data pemakaian energi pelanggan 3. Diagram satu garis penyulang 4. Logsheet penyulang

5. Load profile pelanggan 6. Data peralatan penyulang. 3.2.2. Peralatan

Peralatan yang digunakan dalam penelitian ini adalah :

1. AMR (Automatic Meter Reading) yang sudah terpasang pada penyulang dan gardu-gardu distribusi

(58)

3.3. Variabel Yang Diamati

Variabel yang diamati dalam penelitian ini, antara lain : 1. Tegangan pada jaringan

2. Impedansi penyulang 3. Panjang penyulang

4. Kapasitas beban terpasang.

3.4. Rangkaian dan Teknik Pengukuran

Rugi-rugi energi pada penyulang jaringan tegangan menengah dapat ditentukan berdasarkan pengukuran energi pada AMR, yaitu selisih energi (kWh) yang dikirimkan penyulang dengan jumlah energi yang terukur pada masing-masing gardu distribusi, seperti yang ditunjukkan Gambar 3.1 [16].

Gambar 3.1 Letak AMR Untuk Pengukuran Rugi-Rugi Energi Pada Jaringan Tegangan Menengah (JTM)

(59)

Maka rugi-rugi energi pada JTM dapat dihitung dengan persamaan :

∑ ∑

3.5. Pelaksanaan Penelitian

Secara garis besar yang akan dilakukan selama pelaksananan penelitian adalah :

1. Perhitungan rugi-rugi energi aktual (pengukuran)

Dari data pemakaian energi pada penyulang dan pada gardu-gardu distribusi akan dihitung besar rugi-rugi energi aktual.

2. Estimasi rugi-rugi energi ( ), proses yang dilakukan meliputi : a. Perhitungan

Dari data kurva beban harian, akan dihitung faktor beban b. Perhitungan

Dari data faktor beban, akan dihitung faktor rugi-rugi c. Estimasi konstanta A dan B

Dari nilai dan , akan diestimasi konstanta A dan B menggunakan software statistika, SPSS

(3.1)

(60)

d. Estimasi rugi-rugi daya pada saluran

Dari data single line diagram, kapasitas beban terpasang, impedansi saluran, dan panjang saluran akan diestimasi rugi-rugi daya pada saluran dengan melakukan simulasi pada software ETAP.

3. Perbandingan hasil

Rugi-rugi energi dari hasil metode estimasi (konstanta A = 0,146 dan B = 0,843) dibandingkan terhadap rugi-rugi energi menggunakan konstanta formula faktor rugi-rugi Gustafson I (konstanta A = 0,08 dan B = 0,92) dan konstanta formula faktor rugi-rugi Gustafson II (konstanta pangkat 1,912). Nilai rugi-rugi energi dengan menggunakan konstanta pada formula faktor rugi-rugi estimasi dan dengan menggunakan konstanta formula faktor rugi-rugi referensi dibandingkan juga terhadap nilai pengukuran.

Maka, dalam diagram blok proses pelaksanaan penelitian dapat digambarkan pada Gambar 3.2.

Gambar 3.2 Diagram Blok Pelaksanaan Penelitian

Untuk lebih rinci lagi, maka blok diagram pengukuran rugi-rugi energi dan blok diagram estimasi rugi-rugi energi dapat diuraikan lagi pada Gambar 3.3 dan Gambar 3.4.

Pengukuran Rugi-rugi Energi

Estimasi Rugi-rugi Energi

Perbandingan Hasil

(61)

Gambar 3.3 Diagram Blok Pengukuran Rugi-rugi Energi Kumpulkan

data energi penyulang ( � _�)

Kumpulkan data energi gardu-gardu distribusi ( � )

Hitung rugi-rugi energi JTM ( � )

(62)

Gambar 3.4 Diagram Blok Estimasi Rugi-rugi Energi Kumpulkan data

kurva beban harian ( ; )

Hitung Load Factor (� )

Hitung Empirical Equivalent Hour Loss

( )

Estimasi Konstanta A dan B ( ; B)

Kumpulkan data single line diagram, rating tegangan (V), kapasitas beban terpasang (S), impedansi saluran

(Z), dan panjang saluran (L)

Estimasi rugi-rugi daya pada saluran

( )

Estimasi Rugi-rugi Energi ( )

(63)

BAB IV

HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN

4.1. Pengukuran AMR (Automatic Meter Reading)

Untuk studi rugi-rugi energi pada jaringan tegangan menengah, penyulang yang dipilih adalah satu buah penyulang, yaitu penyulang KI.4-Mawas milik PT. PLN Wilayah Sumut. Untuk studi rugi-rugi energi ini, data energi yang digunakan adalah data dari tanggal 1 Oktober 2013 sampai dengan 1 November 2013. Data energi pada penyulang KI.4-Mawas diperlihatkan pada Tabel 4.1.

Tabel 4.1 Data energi penyulang KI.4-Mawas Nama Penyulang Stand kWh

Akhir Stand kWh Awal Faktor kali Energi (kWh)

KI.4 Mawas 310.193.601 306.162.600 1 4.031.001

Sedangkan pada Tabel 4.2 dapat dilihat data energi dari gardu-gardu pada penyulang KI.4-Mawas.

Tabel 4.2 Data energi gardu-gardu penyulang KI.4-Mawas

No Gardu ID AMR Gardu Faktor

kali

Stand kWh (akhir – awal)

Energi (kWh)

1 ML.89 120130053894 1600 335,721 537.153,6

2 ML.94 120130054391 800 314,080 251.264,0

3 ML.445 120130499180 400 137,231 54.829,4

4 ML.135 120130079299 60 146,000 8.760,0

5 ML.136 120130005791 800 56,813 45.450,4

6 ML.242 120130113015 7000 378,403 2.648.821,0

7 ML.307 120130178478 400 0 0

8 ML.174 120130011562 2000 219,836 439.672

(64)

Pada data No. 6 dari Tabel 4.2 tercatat bahwa hasil pembacaan AMR untuk pelanggan ML.307 adalah nol. Hal ini dikarenakan pabrik ini tidak lagi beroperasi.

Besarnya rugi-rugi energi dan persentase rugi-rugi energi pada jaringan tegangan menengah dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut :

∑ ∑

Maka, besarnya rugi-rugi energi pada jaringan tegangan menengah untuk penyulang KI.4-Mawas diperlihatkan pada Tabel 4.3 :

Tabel 4.3 Data rugi-rugi energi pada penyulang KI.4-Mawas Energi penyulang

(kWh)

Σ Energi gardu (kWh)

Rugi-rugi energi (kWh)

% Rugi-rugi

energi

4.031.001 3.986.090,4 44.910,6 1,11

(3.1)

(65)

4.2. Estimasi Rugi-rugi Energi

Dari kurva beban harian di bulan Oktober kita dapat melihat perubahan beban dalam waktu 24 jam dalam 1 hari. Gambar 4.1 adalah gambar kurva beban harian pada hari Selasa, 1 Oktober 2013 penyulang KI.4-Mawas. Sumbu X adalah waktu dalam jam dan sumbu Y adalah beban dalam kW.

Gambar 4.1 Kurva Beban Harian Penyulang KI.4-Mawas

Kurva beban harian ini digambarkan melalui pencatatan data real time dari peralatan pengukuran di sisi incoming penyulang distribusi. Data yang dicatat melalui alat ukur meliputi data arus, cos phi, tegangan, dan beban setiap 1 jam selama 24 jam. Pada Tabel 4.4 kita dapat melihat bahwa nilai cos phi dan tegangan hampir konstan, sedangkan nilai arus dan beban berubah-ubah dalam fungsi waktu.

Dengan menggunakan data Load Profile penyulang KI.4-Mawas pada bulan Oktober 2013 dapat dilakukan estimasi rugi-rugi energi.

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ban

[KW

]

Waktu [Pukul]

Kurva Beban Harian Selasa, 1 Oktober 2013

(66)

4.2.1. Perhitungan faktor beban ( )

_∑

Tabel 4.4 Nilai Rasio terhadap

JAM

KI 4-Mawas

AMPER

Cos

Ø V L-L P Li

R S T Avg (kV) (kW)

01:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727

02:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727

03:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727

04:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727

05:00 180 180 180 0,87 20,0 5424,783129 0,818182

06:00 180 180 180 0,87 20,0 5424,783129 0,818182

07.00 190 190 190 0,87 20,0 5726,159970 0,863636

08.00 200 200 200 0,87 20,0 6027,536810 0,909091

09:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000

10:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000

11:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000

12:00 220 220 220 0,87 20,0 6630,290491 1,000000

13:00 220 220 220 0,87 19,8 6563,987586 0,990000

14:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000

15:00 220 220 220 0,87 19,5 6464,533229 0,975000

16:00 220 220 220 0,87 19,5 6464,533229 0,975000

17:00 210 210 210 0,87 19,8 6265,624514 0,945000

18:00 210 210 210 0,87 19,8 6265,624514 0,945000

19:00 160 160 160 0,87 20 4822,029448 0,727273

20:00 160 160 160 0,87 20 4822,029448 0,727273

21:00 170 170 170 0,87 20 5123,406289 0,772727

22:00 180 180 180 0,87 20 5424,783129 0,818182

23:00 180 180 180 0,87 20 5424,783129 0,818182

24:00 180 180 180 0,87 20 5424,783129 0,818182

(67)

Maka, diperoleh :

0,872992

4.2.2. Perhitungan faktor rugi-rugi aktual ( )

_∑

Data nilai kuadrat rasio terhadap hari 1 ditunjukkan pada Tabel 4.5.

Tabel 4.5 Nilai Kuadrat Rasio terhadap

JAM

KI 4-Mawas

AMPER Cos Ø V L-L P Li Li²

R S T Avg (kV) (kW)

01:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727 0,597107

02:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727 0,597107

03:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727 0,597107

04:00 170 170 170 0,87 20,0 5123,406289 0,772727 0,597107

05:00 180 180 180 0,87 20,0 5424,783129 0,818182 0,669421

06:00 180 180 180 0,87 20,0 5424,783129 0,818182 0,669421

07.00 190 190 190 0,87 20,0 5726,159970 0,863636 0,745868

08.00 200 200 200 0,87 20,0 6027,536810 0,909091 0,826446

09:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000 0,970225

10:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000 0,970225

11:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000 0,970225

12:00 220 220 220 0,87 20,0 6630,290491 1,000000 1,000000

13:00 220 220 220 0,87 19,8 6563,987586 0,990000 0,980100

14:00 220 220 220 0,87 19,7 6530,836134 0,985000 0,970225

15:00 220 220 220 0,87 19,5 6464,533229 0,975000 0,950625

16:00 220 220 220 0,87 19,5 6464,533229 0,975000 0,950625

17:00 210 210 210 0,87 19,8 6265,624514 0,945000 0,893025

18:00 210 210 210 0,87 19,8 6265,624514 0,945000 0,893025

19:00 160 160 160 0,87 20 4822,029448 0,727273 0,528926

20:00 160 160 160 0,87 20 4822,029448 0,727273 0,528926

21:00 170 170 170 0,87 20 5123,406289 0,772727 0,597107

22:00 180 180 180 0,87 20 5424,783129 0,818182 0,669421

23:00 180 180 180 0,87 20 5424,783129 0,818182 0,669421

24:00 180 180 180 0,87 20 5424,783129 0,818182 0,669421

(68)

Maka, diperoleh :

0,771296

Dengan perhitungan yang sama terhadap data hari ke-2 sampai dengan data hari ke-31, maka akan diperoleh nilai kumpulan dan selama 1 bulan. Data hasil perhitungan ditunjukkan pada Tabel 4.6.

Tabel 4.6 Nilai dan bulan Oktober

Hari

1 0,872992 0,771296247

2 0,704559 0,523605013

3 0,685371 0,501284938

4 0,683391 0,500501006

5 0,766561 0,622711079

6 0,945225 0,894328896

7 0,713449 0,530980363

8 0,838889 0,709524777

9 0,746510 0,581312036

10 0,772185 0,610044642

11 0,896667 0,809421354

12 0,791381 0,63250668

13 0,758577 0,581504561

14 0,824618 0,691355058

15 0,720421 0,531277726

16 0,752585 0,618840064

17 0,870087 0,764445472

18 0,901487 0,815343054

19 0,863356 0,750148091

20 0,948092 0,899586045

21 0,920822 0,850366462

22 0,902456 0,818743946

23 0,847045 0,719869478

24 0,826604 0,68951382

25 0,650853 0,435139114

26 0,697752 0,502945439

27 0,930776 0,868953562

28 0,755268 0,60288309

29 0,676904 0,496214079

30 0,859815 0,74736987

31 0,883678 0,785812644

(69)

4.2.3. Estimasi Konstanta A dan B

di mana A + B = 1

Untuk menentukan nilai estimasi konstanta A dan B dilakukan dengan bantuan software statistika, yaitu SPSS dengan analisis regresi nonlinier. Berikut dijelaskan proses estimasi konstanta A dan B.

 Masukan data dari tabel 4.6 ke dalam SPSS seperti pada Gambar 4.2 LDF sebagai X

EQF sebagai fungsi Y

Dari persamaan (3), fungsi Y dituliskan sebagai

Gambar 4.2 Tampilan awal Software SPSS

(2.8) (2.9)

(70)

 Jalankan analisis regresi nonlinier seperti pada Gambar 4.3

Gambar 4.3 Tampilan Analisis Regresi Nonlinier Pada Software SPSS  Lakukan pemodelan seperti pada Gambar 4.4

(71)

 Hasil

Tabel 4.7 Hasil Estimasi Konstanta A dan B Parameter Estimates

Parameter Estimate Std. Error

95% Confidence Interval

Lower Bound Upper Bound

a ,146 ,021 ,104 ,188

b ,843 ,025 ,792 ,894

Dari hasil pengolahan data pada Tabel 4.7 dengan software SPSS, maka diperoleh nilai estimasi konstanta A sebesar 0,146 dan B sebesar 0,843. Hasil lengkap analisis regresi nonlinier dapat dilihat pada Lampiran 1.

4.2.4. Estimasi rugi-rugi saluran ( )

Untuk menentukan nilai estimasi rugi-rugi saluran ( ) dilakukan dengan bantuan software analisis sistem tenaga listrik, yaitu ETAP dengan analisis studi aliran daya. Berikut dijelaskan proses estimasi rugi-rugi saluran ( ).

4.2.4.1.Metode aliran daya menggunakan ETAP 7.5.0

Software ETAP Power Station 7.5.0 ETAP (Electrical Transient Analyzer Program) merupakan suatu program yang menampilkan secara GUI (Graphical User Interface) tentang analisis sistem tenaga. Program ETAP dibuat oleh perusahaan Operation Technology, Inc (OTI) dari tahun 1995. ETAP versi 7.5.0 merupakan salah satu produk OTI yang dikeluarkan pada tahun 2010. Tujuan program ETAP dibuat adalah untuk mempermudah perhitungan dan analisis sistem tenaga pada sistem menggunakan komputer [17].

(72)

Program ETAP dapat digunakan untuk studi aliran daya mulai dari sistem yang kecil sampai dengan sistem besar dengan jumlah bus yang unlimited.

Gambar 4.5 merupakan flowchart metode aliran daya sehingga dapat dijelaskan metode aliran daya sistem 20 kV PT. PLN menggunakan program ETAP 7.5.0.

Proses metode aliran daya sesuai Gambar 4.5 adalah :

1. Membuat one-line diagram sistem yang akan dibahas, dalam tulisan ini adalah sistem 20 kV pada penyulang KI.4-Mawas milik PT. PLN Wilayah Sumut.

2. Data power grid, bus, transmisi, kabel, transformator, lumped load, dan static load dapat dimasukan ke dalam program setelah one-line diagram dibuat.

3. Menentukan mode swing pada power grid sebagai suplai yang diambil oleh sistem sebagai sumber tegangan. Dalam hal ini adalah PT. PLN. 4. Masukan data studi kasus yang ditinjau.

5. Jalankan program ETAP 7.5.0 dengan memilih icon load flow analysis pada toolbar. Program tidak jalan (error) apabila terdapat kesalahan, data yang kurang, dan tentukan mode swing pada power grid sehingga data dapat dimasukan kembali.

6. Keluaran studi aliran daya dapat diketahui setelah program dapat dijalankan. Untuk melihat hasil keluaran aliran daya di load flow report manager yang terdapat di toolbar sebelah kanan program.

(73)

(74)

4.2.4.2.Prosedur menggunakan ETAP 7.5.0

Membuat one-line diagram sistem pembangkitan seperti langkah-langkah di bawah ini.

1. Jalankan program ETAP 7.5.0

Program ETAP 7.5.0 dapat digunakan setelah di-install kedalam komputer, setelah itu program dapat digunakan dengan cara mengklik program ETAP. Setelah program dijalankan maka akan tampak tampilan seperti Gambar 4.6 yang merupakan tampilan pertama program ETAP 7.5.0.

Gambar 4.6 Tampilan Pertama ETAP 7.5.0 2. Membuat studi kasus yang baru

Untuk membuat studi kasus yang baru maka pada Gambar 4.7 klik menu file  new project akan muncul seperti Gambar 4.8, setelah itu tulis name project, dan pilih unit system dan required password sesuai dengan kebutuhan.

(75)

Gambar 4.7 Tampilan Menu File

Gambar 4.8 Tampilan Create New Project File

Setelah pada Gambar 4.8 diklik  ok maka akan tampil seperti Gambar 4.9.

(76)

Gambar 4.9 Tampilan User Information ETAP 7.5.0

Masukan user name  full name  description  password  ok sesuai dengan kebutuhan maka akan tampil Gambar 4.10.

3. Membuat one-line diagram

(1)

LAMPIRAN 2. C

(2)

A

NOMOR UTAMA SUB UTAMA LATERAL

TITIK AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC XLPE XLPE XLPE SIMPUL 3X185 3x150 3x70 3x185 3x70 3x50 3x185 3x70 3x50 3x35 3x300 3x95 3x50

(KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS) (KMS)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

1 1-2 1,28

2 2-3 0,40

2-13 0,10

3 3-4 3-99 0,20 0,03

4 4-5 4-99 0,03 0,03

5 5-6 0,09

6 6-7 0,04

7 7-8 0,10

7-14 0,05

8 8-10 8-9 0,15 0,03

-10 10-11 10-18 0,01 0,10

11 11-12 0,19

-

Ke KI.6/KI.3

13 - Ke KI.1

14 14-15 14-99 0,15 0,02

15 15-16 15-17 0,20 0,02

16 - KE KI.5

17 17-99 0,03

18 18-99 0,02

LAMPIRAN 3

DATA DIMENSI JARINGAN DISTRIBUSI 20 KV

PENYULANG KI.4 - MAWAS

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

SKTM

SEGMEN PENYULANG PANJANG PENYULANG PANJANG

UTAMA SUB UTAMA LATERAL UTAMA/ LATERAL

JENIS PENGHANTAR KETERANGAN

JLH PHASA x PENAMPANG SATUAN

(3)

LAMPIRAN 3. B

1. IMPEDANSI KABEL NA2XSEFGBY

Luas

Penampang

(mm

²

)

Z1

Z0

Keterangan

R0 (

Ω

)

jX0 (

Ω

)

R1 (

Ω

)

jX1 (

Ω

)

50 *

0,4036

0,1291000

0,4036

0,1291000

*Hasil Interpolasi

95 *

0,3001 0,1214000

0,3001 0,1214000 *Hasil Interpolasi

120 0,2530 0,1177154

150 0,2060 0,1138512

185 0,1640 0,1100813

240 0,125 0,1056831

300 *

0.1185 0,1029000

0.1185 0,1029000 *Hasil Interpolasi

Kurva Interpolasi Reaktansi

Kurva Interpolasi Resistansi

0,0000000

0,0200000

0,0400000

0,0600000

0,0800000

0,1000000

0,1200000

0,1400000

0

100

200

300

400 data asli

interpolasi

0 0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0

50

100

150

200

250

300

350 R1

[

Ω

]

Luas Penampang [mm²]

data asli interpolasi

(4)

2. IMPEDANSI KONDUKTOR AAAC

Luas

Penampang

(mm

²

)

AAAC

Z1 , Z2

Zo

R1

jX1

Ro

jXo

16 2,0161

0,4036

2,1641

1,6911

35 0,9217

0,3790

1,0697

1,6665

50 0,6452

0,3678

0,7932

1,6553

70 0,4608

0,3572

0,6088

1,6447

95 0,3396

0,3449

0,4876

1,6324

120 0,2688

0,3376

0,4166

1,6251

150 0,2162

0,3305

0,3631

1,6180

185 0,1744

0,3239

0,3224

1,6114

240 0,1344

0,3158

0,2824

1,6033

*Keterangan

(5)

NO. NO. ALAMAT/LOKASI MERK ID AMR/KWH METER

URUT GARDU TRAFO PELANGGAN

1 ML89 PT Juta Jelita Milik Plgn 120130053894 1.385

2 ML94 PT Red Ribbon Milik Plgn 120130054391 690

3 ML445 PT Growth Pakanindo Milik Plgn 120130499180 345 4 ML135 PT KIM Persero Morawa 120130079299 197

5 ML136 PT Growth Pasifik Milik Plgn 120130005791 555 6 ML242 PT Aneka Gas Milik Plgn 120130113015 5.710

7 ML307 PT Indo MBP Milik Plgn 120130178478 345

8 ML174 PT Union Con. Milik Plgn 120130011567 1.730 9 ML146 PT Citra Latec Milik Plgn 120130011555 3,5

200,5

10.760,00

1 PHASA 3 PHASA

(KVA) (KVA)

LAMPIRAN 4

TOTAL DAYA TERPASANG DAYA TERPASANG TR/TM

10960,50

TR TM

DATA DAYA TERPASANG PELANGGAN PENYULANG KI.4 - MAWAS

RANTING MEDAN LABUHAN

(6)

Location:

KI.4 Mawas

Engineer:

Jhon Palmer Sitorus

Study Case:

LF

ETAP

7.5.0

3 SN:

12345678

Filename:

Penyulang_KI.4

Project:

Load Flow Analysis

LAMPIRAN 5

Contract:

Final Project

Date:

03-22-2014

Revision:

Base

Config.:

Normal

Branch Losses Summary Report

ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To

CKT / Branch From-To Bus Flow To-From Bus Flow

Losses

% Bus Voltage

% Drop Vd in Vmag

9.358 5.864 -9.312 -5.824 46.2 40.2 100.0 99.5 0.55

Cable1

9.312 5.824 -9.291 -5.784 21.3 39.5 99.5 99.1 0.35

Line1

99.5 99.5 0.00

Line11

1.173 0.727 -1.173 -0.727 0.1 0.0 99.1 99.1 0.00

Cable2

8.118 5.057 -8.109 -5.042 8.1 15.1 99.1 98.9 0.15

Line2

0.584 0.362 -0.584 -0.362 0.0 0.0 98.9 98.9 0.00

Cable3

7.525 4.680 -7.524 -4.679 1.0 1.9 98.9 98.9 0.02

Line3

7.357 4.564 -7.354 -4.558 3.0 5.6 98.9 98.9 0.06

Line4

0.168 0.115 -0.163 -0.101 4.4 13.5 98.9 93.5 5.39

6.884 4.267 -6.883 -4.265 1.2 2.2 98.9 98.8 0.03

Line5

1.759 1.089 -1.759 -1.088 0.2 0.4 98.8 98.8 0.02

Line6

5.124 3.176 -5.123 -3.175 0.8 1.5 98.8 98.8 0.02

Line12

1.467 0.908 -1.467 -0.907 0.2 0.4 98.8 98.8 0.02

Line7

0.292 0.181 -0.292 -0.181 0.0 0.0 98.8 98.8 0.00

Line16

0.003 0.000 -0.003 0.000 0.0 0.0 98.8 98.8 0.00

Line8

1.464 0.907 -1.463 -0.907 0.3 0.3 98.8 98.8 0.03

Line17

98.8 98.8

Line9

0.003 0.000 -0.003 0.000 0.0 0.0 98.8 98.6 0.17

4.831 2.994 -4.830 -2.994 0.5 0.2 98.8 98.8 0.01

Cable4

0.292 0.181 -0.292 -0.181 0.0 0.0 98.8 98.8 0.00

Line13

98.8 98.8 0.00

Line14

0.292 0.181 -0.292 -0.181 0.0 0.0 98.8 98.8 0.00

Line15

0.292 0.181 -0.292 -0.181 0.0 0.0 98.8 98.8 0.00

Cable5

1.463 0.907 -1.463 -0.907 0.1 0.0 98.8 98.8 0.00

Cable6