Studi Sistem Distribusi Tegangan Tinggi (Hvds) Untuk Rugi-Rugi Dan Profil Tegangan Yang Lebih Baik (Studi Kasus : Jaringan Distribusi Di Kota Medan)
(2)
N S U JA LA N P A N G E R A N DI P O N E G O R O KETERANGAN :
Sambungan Rumah (SR)
Jaringan Tegangan Rendah (JTR) Tiang Beton Tiang Besi Tiang Kayu JALAN KARTINI KANTOR PTPN-200 KVA MK – 053
KANTOR KEUANGAN 4x35 0169169 0661509 0 1 3 6 6 3 4 0 1 3 9 5 6 3 0139297
0126602 MEDAN CLUB
J A LA N C IK DI TI R O
B4 B3 B2 B1
T1 T2 LPJU LIAR S1 0 9 15 0 7 2 0 8 5 7 12 1 0 9 0 6 5 6 0 0809999 0809987 0827987 0809975 2x1 0 = 1 5 N U R H A I D A T A M B U N A N
LAMPIRAN 1
(3)
Ukuran Panjang Beton Besi Kayu Kabel Tanah
Kabel Udara
1 MK053 B1 900 720 120010
857121 LK006 2x10 15 12 T1 ^ 90 96 62 97 154 1801 1921 1300 2222 2013 4 T1 2x10
2 MK053 B1T 900 720 120010
906560 LK006 2x10 15 12 T1 ^ 0 0 0 0 0 84 86 180 182 110 4 T1 2x10
3 MK053 B1 1300 1040 120010
809975 LK006 2x10 20 12 T1 ^ 24 26 20 23 25 22 24 16 5 39 6 T1 2x10
4 MK053 B1 2200 1760 120010
827987 LK006 2x10 4 12 T1 ^ 243 211 80 186 218 181 150 125 160 170 10 T1 2x10
5 MK053 B1 1300 1040 120010
809987 LK006 2x10 4 12 T1 ^ 89 106 9 103 157 136 107 154 0 73 6 T1 2x10
6 MK053 B1 1300 1040 120010
809999 LK006 2x10 15 12 T1 ^ 179 47 0 0 7 5 18 7 27 11 6 T1 2x10
7 MK053 B2 197000 157600 120010
139297 LK006 4X70 30 12 B1 ^ 1740 1800 240 2040 13140 13080 13200 11700 13020 12780 3x300 B1 4X70 8 MK053 B2T 7700 6160 120010
915072 LK006 2x10 10 12 B3 ^ 1033 264 933 584 745 748 884 1290 604 35 B3 2x10
9 MK053 B2 13200 10560 120010
136634 LK006 4x10 25 12 B3 ^ 1799 1465 1056 1569 1527 1246 1436 1161 956 1163 3x20 B3 4x10
10 MK053 R3 10600 8480 120010
139563 LK006 4x10 25 12 B3 ^ 1392 1697 2006 592 1441 1400 687 2136 1125 1030 3x16 B3 4x10
11 MK053 R3 10600 8480 120010
126602 LK006 4x10 35 12 B3U1 ^ 1178 1144 1256 1134 1043 1590 770 770 770 770 3x16 B3U1 4x10 12 MK053 R1 2200 1760 120010
169169 LK006 2x10 15 12 B4S1 ^ 101 153 232 232 244 209 219 192 341 84 10 B4S1 2x10
13 MK053 S2 33000 26400 120010
661509 LK006 4X25 30 12 B4S1 ^ 6827 6403 6909 7089 7192 6390 7392 5889 6371 5358 3x50 B4S1 4X25 7868 7009 5894 6560 18701 19754 19366 18625 20098 18847
LAMPIRAN 2
Sambungan Rumah Pearcing Press Stand Feb15 Stand Jan15 Stand Juli15 Stand Juni15 Stand Mei15 Stand April15 Stand Mrt15 Ukuran No Gardu KD Gardu Trf Batas Daya (VA) 80% Batas Daya (VA) ID Pel Jenis Tiang Jurusan Tiang Jenis Connector TIC Ukuran GI Stand Okt15 Stand Sept15 Stand Agust15DAFTAR PELANGGAN PENYULANG LK-006 (TRAFO MK053)
MCB Terpasang (Ampere) Kode Fasa Nomor Tiang
Jenis Meter Kondisi Meter R S T
SR Paska
Bayar Pra
Bayar Baik Rusak Jenis
(4)
page 1 19:55:29 Dec 01, 2015 Project File: LVDS
(5)
page 1 19:58:51 Dec 01, 2015 Project File: LVDS
(6)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF 12.6.0H
Page: 7
SN:
Filename: LVDS
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 25-11-2015
Revision: Base Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT
Bus ID
Voltage Ang. % Mag.
Generation Load Load Flow
Amp
ID %PF
XFMR %Tap
V kW kvar kW kvar kW kvar
Bus B1 380 95.515 -1.2 0 0 0 0 Bus T1 121.445 74.740 226.8 85.2
Bus T2 4.864 3.002 9.1 85.1
Bus B3 46.850 28.167 87.0 85.7
Bus2 -173.159 -105.909 322.9 85.3
Bus B3 380 93.629 -0.7 0 0 4.5 2.7 Bus11 7.852 4.843 15.0 85.1
Bus12 6.308 3.894 12.0 85.1
Bus B1 -45.689 -28.000 87.0 85.3
Bus B4 27.011 16.527 51.4 85.3
Bus B4 380 93.073 -0.5 0 0 0 0 Bus14 6.229 3.840 11.9 85.1
Bus B3 -26.809 -16.498 51.4 85.2
Bus S1 20.580 12.658 39.4 85.2
Bus S1 380 92.647 -0.4 0 0 1.3 0.8 Bus16 19.185 11.853 37.0 85.1
Bus B4 -20.460 -12.641 39.4 85.1
Bus T1 380 94.492 -1.0 0 0 119.9 74.3 Bus B1 -119.913 -74.315 226.8 85.0
Bus T2 380 95.416 -1.2 0 0 4.9 3.0 Bus B1 -4.857 -3.001 9.1 85.1
Bus1
* 20000 100.000 0.0 179.0 113.9 0 0 Bus2 178.959 113.892 6.1 84.4
Bus2 20000 99.990 0.0 0 0 0 0 Bus1 -178.946 -114.589 6.1 84.2
Bus B1 178.946 114.589 6.1 84.2
Bus11 380 93.306 -0.6 0 0 7.8 4.8 Bus B3 -7.815 -4.843 15.0 85.0
Bus12 380 93.370 -0.6 0 0 6.3 3.9 Bus B3 -6.284 -3.894 12.0 85.0
Bus14 380 92.712 -0.4 0 0 6.2 3.8 Bus B4 -6.196 -3.840 11.9 85.0
Bus16 380 92.200 -0.4 0 0 19.1 11.8 Bus S1 -19.076 -11.822 37.0 85.0
*
# Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA
Indicates a voltage regulated bus (voltage controlled or swing type machine connected to it)
(7)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF 12.6.0H
Page: 8
SN:
Filename: LVDS
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 25-11-2015
Revision: Base Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT Panel / 3-Phase, 1-Phase Systems
Bus/Panel/Phase Adapter Load Flow
Phase % Mag
Phase kW kvar Amp
ID ID
Voltage
% Tap XFMR
Ang. CKT Phase %PF
Load* kW kvar Type
V
0 0
PA1 219.393 1 PA AN 95.42 -1.2 Bus T2 AN -0.554 -0.343 3.1 85.0
Cable1 AN 0.554 0.343 3.1 85.0
0.3 0.6
Bus5 220.000 1 Bus AN 95.07 -1.1 Cable1 AN -0.553 -0.343 3.1 85.0
0 0
PA2 219.393 1 PA BN 95.42 -121.2 Bus T2 BN -0.554 -0.343 3.1 85.0
Cable2 BN 0.554 0.343 3.1 85.0
0.3 0.6
Bus6 220.000 1 Bus BN 95.07 -121.1 Cable2 BN -0.553 -0.343 3.1 85.0
0 0
PA3 219.393 1 PA CN 95.42 118.8 Bus T2 CN -0.800 -0.494 4.5 85.1
Cable3 CN 0.800 0.494 4.5 85.1
0.5 0.8
Bus7 220.000 1 Bus CN 95.00 118.9 Cable3 CN -0.798 -0.494 4.5 85.0
0 0
PA4 219.393 1 PA CN 95.42 118.8 Bus T2 CN -1.4 -0.834 7.6 85.1
Cable4 CN 1.4 0.834 7.6 85.1
0.8 1.3
Bus8 220.000 1 Bus CN 94.84 119.0 Cable4 CN -1.3 -0.834 7.6 85.0
0 0
PA5 219.393 1 PA AN 95.42 -1.2 Bus T2 AN -0.799 -0.494 4.5 85.1
Cable5 AN 0.799 0.494 4.5 85.1
0.5 0.8
Bus9 220.000 1 Bus AN 94.97 -1.1 Cable5 AN -0.797 -0.494 4.5 85.0
0 0
PA6 219.393 1 PA BN 95.42 -121.2 Bus T2 BN -0.799 -0.493 4.5 85.1
Cable6 BN 0.799 0.493 4.5 85.1
0.5 0.8
Bus10 220.000 1 Bus BN 94.88 -121.1 Cable6 BN -0.796 -0.493 4.5 85.0
0 0
PA7 219.393 1 PA BN 93.63 -120.7 Bus B3 BN -4.5 -2.7 25.7 85.5
Cable8 BN 4.5 2.7 25.7 85.5
2.7 4.4
Bus13 220.000 1 Bus BN 91.82 -120.1 Cable8 BN -4.4 -2.7 25.7 85.0
0 0
PA8 219.393 1 PA AN 92.65 -0.4 Bus S1 AN -1.3 -0.788 7.4 85.1
Cable12 AN 1.3 0.788 7.4 85.1
0.8 1.3
Bus15 220.000 1 Bus AN 92.20 -0.4 Cable12 AN -1.3 -0.788 7.4 85.0
Type: P=Panel, PA=Phase Adapter
* For panel it indicates internal loads and directly connected loads. Connected panel loads are not included. For bus it indicates directly connected loads. Connected panel loads are not included.
(8)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF 12.6.0H
Page: 11
SN:
Filename: LVDS
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 25-11-2015
Revision: Base Config.: Normal
Branch Losses Summary Report
ID kW kvar From To
CKT / Branch From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage
% Drop Vd
in Vmag
kW kvar kW kvar
1.5 0.4 95.5 94.5 1.02
Cable7 121.4 74.7 -119.9 -74.3
0.0 0.0 95.5 95.4 0.10
Cable14 4.9 3.0 -4.9 -3.0
1.2 0.2 95.5 93.6 1.89
Cable15 46.9 28.2 -45.7 -28.0
5.8 8.7 95.5 100.0 4.48
MK053 -173.2 -105.9 178.9 114.6
0.0 0.0 93.6 93.3 0.32
Cable9 7.9 4.8 -7.8 -4.8
0.0 93.6 93.4 0.26
Cable10 6.3 3.9 -6.3 -3.9
0.2 0.0 93.6 93.1 0.56
Cable16 27.0 16.5 -26.8 -16.5
0.0 0.0 93.1 92.7 0.36
Cable11 6.2 3.8 -6.2 -3.8
0.1 0.0 93.1 92.6 0.43
Cable17 20.6 12.7 -20.5 -12.6
0.1 0.0 92.6 92.2 0.45
Cable13 19.2 11.9 -19.1 -11.8
0.0 -0.7 100.0 100.0 0.01
Line2 179.0 113.9 -178.9 -114.6
(9)
page 1 20:06:01 Dec 01, 2015 Project File: HVDS
(10)
page 1 20:08:29 Dec 01, 2015 Project File: HVDS
(11)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF
12.6.0H
Page: 7
SN:
Filename: HVDS
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 26-11-2015
Revision: Base
Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT
Bus
ID
Voltage
Ang. % Mag.
Generation Load Load Flow
Amp
ID %PF
XFMR
%Tap
V kW kvar kW kvar kW kvar
Bus B1 20000 99.990 0.0 0 0 0 0 Bus T1 -128.924 -81.904 4.4 84.4
Bus3 128.924 81.904 4.4 84.4
Bus B2 20000 99.989 0.0 0 0 0 0 Bus T1 -50.735 -31.871 1.7 84.7
Bus B4 29.921 18.848 1.0 84.6
Bus B3 20.814 13.023 0.7 84.8
Bus B3 380 98.202 -0.5 0 0 5.0 3.0 Bus11 8.638 5.328 15.7 85.1
Bus12 6.939 4.284 12.6 85.1
Bus B2 -20.546 -12.621 37.3 85.2
Bus B4 20000 99.989 0.0 0 0 0 0 Bus B2 -29.921 -18.905 1.0 84.5
Bus S1 29.921 18.905 1.0 84.5
Bus S1 380 97.410 -0.7 0 0 0 0 Bus14 6.823 4.206 12.5 85.1
Bus17 22.542 13.865 41.3 85.2
Bus B4 -29.365 -18.071 53.8 85.2
Bus T1 20000 99.990 0.0 0 0 0 0 Bus1 -184.931 -116.870 6.3 84.5
Bus2 5.272 3.231 0.2 85.3
Bus B1 128.924 81.882 4.4 84.4
Bus B2 50.735 31.756 1.7 84.8
Bus T2 380 99.085 -0.2 0 0 5.2 3.2 Bus2 -5.238 -3.237 9.4 85.1
Bus1
* 20000 100.000 0.0 184.9 116.2 0 0 Bus T1 184.945 116.174 6.3 84.7
Bus2 20000 99.990 0.0 0 0 0 0 Bus T1 -5.272 -3.288 0.2 84.9
Bus T2 5.272 3.288 0.2 84.9
Bus3 380 97.204 -0.7 0 0 0 0 Bus4 126.335 78.020 232.1 85.1
Bus B1 -126.335 -78.020 232.1 85.1
Bus4 380 96.681 -0.6 0 0 125.5 77.8 Bus3 -125.533 -77.798 232.1 85.0
Bus11 380 97.863 -0.4 0 0 8.6 5.3 Bus B3 -8.597 -5.328 15.7 85.0
Bus12 380 97.930 -0.4 0 0 6.9 4.3 Bus B3 -6.913 -4.284 12.6 85.0
Bus14 380 97.032 -0.5 0 0 6.8 4.2 Bus S1 -6.787 -4.206 12.5 85.0
Bus16 380 96.496 -0.5 0 0 20.9 12.9 Bus17 -20.895 -12.950 38.7 85.0
Bus17 380 96.963 -0.6 0 0 1.4 0.9 Bus16 21.014 12.983 38.7 85.1
Bus S1 -22.411 -13.847 41.3 85.1
*
# Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA
Indicates a voltage regulated bus (voltage controlled or swing type machine connected to it)
(12)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF
12.6.0H
Page: 8
SN:
Filename: HVDS
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 26-11-2015
Revision: Base
Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT Panel / 3-Phase, 1-Phase Systems
Bus/Panel/Phase Adapter Load Flow
Phase % Mag
Phase kW kvar Amp
ID ID
Voltage
% Tap
XFMR
Ang. CKT Phase %PF
Load*
kW kvar Type
V
0 0
PA1 219.393 1 PA AN 99.08 -0.2 Bus T2 AN -0.597 -0.370 3.2 85.0
Cable1 AN 0.597 0.370 3.2 85.0 0.4
0.6
Bus5 220.000 1 Bus AN 98.73 -0.2 Cable1 AN -0.597 -0.370 3.2 85.0
0 0
PA2 219.393 1 PA BN 99.08 -120.2 Bus T2 BN -0.597 -0.370 3.2 85.0
Cable2 BN 0.597 0.370 3.2 85.0 0.4
0.6
Bus6 220.000 1 Bus BN 98.73 -120.2 Cable2 BN -0.597 -0.370 3.2 85.0
0 0
PA3 219.393 1 PA CN 99.08 119.8 Bus T2 CN -0.862 -0.533 4.7 85.1
Cable3 CN 0.862 0.533 4.7 85.1 0.5
0.9
Bus7 220.000 1 Bus CN 98.65 119.8 Cable3 CN -0.860 -0.533 4.7 85.0
0 0
PA4 219.393 1 PA CN 99.08 119.8 Bus T2 CN -1.5 -0.899 7.9 85.1
Cable4 CN 1.5 0.899 7.9 85.1 0.9
1.5
Bus8 220.000 1 Bus CN 98.49 119.9 Cable4 CN -1.5 -0.899 7.9 85.0
0 0
PA5 219.393 1 PA AN 99.08 -0.2 Bus T2 AN -0.862 -0.533 4.7 85.1
Cable5 AN 0.862 0.533 4.7 85.1 0.5
0.9
Bus9 220.000 1 Bus AN 98.62 -0.2 Cable5 AN -0.860 -0.533 4.7 85.0
0 0
PA6 219.393 1 PA BN 99.08 -120.2 Bus T2 BN -0.862 -0.532 4.7 85.1
Cable6 BN 0.862 0.532 4.7 85.1
0.5 0.9
Bus10 220.000 1 Bus BN 98.53 -120.1 Cable6 BN -0.858 -0.532 4.7 85.0
0 0
PA7 219.393 1 PA BN 98.20 -120.5 Bus B3 BN -5.0 -3.0 27.0 85.5
Cable8 BN 5.0 3.0 27.0 85.5 3.0
4.9
Bus13 220.000 1 Bus BN 96.30 -119.9 Cable8 BN -4.9 -3.0 27.0 85.0
0 0
PA8 219.393 1 PA AN 96.96 -0.6 Bus17 AN -1.4 -0.863 7.7 85.1
Cable12 AN 1.4 0.863 7.7 85.1 0.9
1.4
Bus15 220.000 1 Bus AN 96.50 -0.5 Cable12 AN -1.4 -0.863 7.7 85.0
Type: P=Panel, PA=Phase Adapter
* For panel it indicates internal loads and directly connected loads. Connected panel loads are not included. For bus it indicates directly connected loads. Connected panel loads are not included.
(13)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF
12.6.0H
Page: 11
SN:
Filename: HVDS
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 26-11-2015
Revision: Base
Config.: Normal
Branch Losses Summary Report
ID kW kvar From To
CKT / Branch From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage
% Drop Vd
in Vmag
kW kvar kW kvar
0.0 0.0 100.0 100.0 0.00
Line3 -128.9 -81.9 128.9 81.9
2.6 3.9 100.0 97.2 2.79
T2 128.9 81.9 -126.3 -78.0
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00
Line4 -50.7 -31.9 50.7 31.8
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00
Line5 29.9 18.8 -29.9 -18.9
0.3 0.4 100.0 98.2 1.79
T3 20.8 13.0 -20.5 -12.6
0.0 0.0 98.2 97.9 0.34
Cable9 8.6 5.3 -8.6 -5.3
0.0 0.0 98.2 97.9 0.27
Cable10 6.9 4.3 -6.9 -4.3
0.6 0.8 100.0 97.4 2.58
T4 29.9 18.9 -29.4 -18.1
0.0 0.0 97.4 97.0 0.38
Cable11 6.8 4.2 -6.8 -4.2
0.1 0.0 97.4 97.0 0.45
Cable14 22.5 13.9 -22.4 -13.8
0.0 -0.7 100.0 100.0 0.01
Line1 -184.9 -116.9 184.9 116.2
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00
Line2 5.3 3.2 -5.3 -3.3
0.0 0.1 99.1 100.0 0.90
T1 -5.2 -3.2 5.3 3.3
0.8 0.2 97.2 96.7 0.52
Cable7 126.3 78.0 -125.5 -77.8
0.1 0.0 96.5 97.0 0.47
Cable13 -20.9 -12.9 21.0 13.0
(14)
N S U J A LA N P A N G E R A N D IP O N E G O R O KETERANGAN :
Sambungan Rumah (SR) Jaringan Tegangan Rendah (JTR) Tiang Beton Tiang Besi Tiang Kayu 4x35 B1 T1 T2 J A LA N J U A N D A J A LA N C IK D IT IR O J A LA N U S K U P A G U N G JALAN SUDIRMAN BANK BNI 0876550
MK – 98 200 KVA S1 0719802 LPJU 0827157 LPJU 0715869
TrafficLight JA
LA N L IN G G A R J A TI POS POLISI LIAR RMH DNS POLDA 0079660 0 0 7 9 6 7 3 0 6 4 5 4 4 8 B1 B2 S1 B3 B 4 B4
B 4 B 4
0079854 0079879
(15)
Ukuran Panjang Beton Besi Kayu Kabel
Tanah Kabel Udara 1 MK098 B2 82500 66000120010
876550LK006 4x70 55 7 T2 ^ 8970 8610 8310 8730 8280 8100 8790 7170 7560 7440 3x125 T2 4x70
2 MK098 P3 10600 8480 120010
719802LK006 4x10 15 12 S1 ^ 3975 3975 3975 3975 3975 3975 3975 3975 3975 3975 3x16 S1 4x10
3 MK098 P3 7700 6160 120010
827157LK006 2x10 30 12 S1B1 ^ 2888 2888 2888 2888 2888 2888 2888 2888 2888 2888 35 S1B1 2x10
4 MK098 P3 3500 2800 120010
715869LK006 2x10 25 12 S1B1 ^ 1313 1313 1313 1313 2520 1313 1313 1313 1313 1313 16 S1B1 2x10
5 MK098 R3 41500 33200120010
079660LK006 4x70 40 12 S1B2S1 ^ 9591 7837 9239 9212 8835 8712 8179 7299 7704 8182 3x63 S1B2S1 4x70
6 MK098 B2 7700 6160 120010
645448LK006 2x10 15 9 S1B3 ^ 495 609 1031 555 663 485 555 938 601 613 35 S1B3 2x10
7 MK098 R3 16500 13200120010
079673LK006 4x16 20 9 S1B3 ^ 3033 3304 3693 3350 2515 2752 3425 2598 3070 3135 3x25 S1B3 4x16
8 MK098 B1T 4400 3520 120010
079879LK006 2x10 25 9 S1B4U1 ^ 488 449 0 815 407 407 407 407 407 407 20 S1B4U1 2x10
9 MK098 R3 33000 26400120010
079854LK006 4x16 35 9
S1B4U1
T1 ^ 5127 3744 665 934 895 1704 2407 1562 1722 2274 3x50 S1B4U1T1 4x16
35880 32729 31114 31772 30978 30336 31939 28150 29240 30227
Stand April15 Stand Mrt15 Stand Feb15 Stand Jan15 MCB Terpasang (Ampere) No Gardu KD Gardu Trf Batas Daya (VA) 80% daya Max Kode Fasa Nomor Tiang
Jenis Meter Kondisi Meter
Ukuran
R S T Paska
Bayar Pra
Bayar Baik Rusak Jenis Pearcing Stand Agust15 Stand Juli15 Stand Juni15 Stand Mei15
DAFTAR PELANGGAN PENYULANG LK-006 (TRAFO MK098)
LAMPIRAN 10
SR
Press Id Pel GI
Sambungan Stand Okt15 Stand Sept15 Jenis Tiang Jurusan Tiang Jenis Conector TIC Ukuran
(16)
page 1 20:18:23 Dec 01, 2015 Project File: LVDS_2
(17)
page 1 20:21:15 Dec 01, 2015 Project File: LVDS_2
(18)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF 12.6.0H
Page: 7
SN:
Filename: LVDS_2
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 01-12-2015
Revision: Base Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT
Bus
ID
Voltage
Ang. % Mag.
Generation Load Load Flow
Amp
ID %PF
XFMR
%Tap
V kW kvar kW kvar kW kvar
Bus B1 380 94.845 -0.2 0 0 6.8 4.1 Bus S1 -68.864 -42.048 129.3 85.3
Bus B2 62.100 37.922 116.6 85.3
Bus B2 380 94.143 -0.1 0 0 0 0 Bus B1 -61.560 -37.773 116.6 85.2
Bus5 24.888 15.363 47.2 85.1
Bus B3 36.673 22.410 69.4 85.3
Bus B3 380 93.725 0.0 0 0 4.6 2.8 Bus B2 -36.482 -22.357 69.4 85.3
Bus7 9.843 6.082 18.8 85.1
Bus12 22.085 13.481 41.9 85.4
Bus S1 380 95.623 -0.4 0 0 0 0 Bus T1 -76.111 -46.303 141.6 85.4
Bus2 6.584 4.071 12.3 85.1
Bus B1 69.527 42.232 129.3 85.5
Bus T1 380 97.159 -0.8 0 0 0 0 Bus T2 52.189 31.838 95.6 85.4
Bus S1 77.650 46.523 141.6 85.8
Bus11 -129.839 -78.361 237.1 85.6
Bus T2 380 96.125 -0.5 0 0 0 0 Bus T1 -51.487 -31.738 95.6 85.1
Bus1 51.487 31.738 95.6 85.1
Bus1 380 95.335 -0.4 0 0 51.0 31.6 Bus T2 -50.988 -31.599 95.6 85.0
Bus2 380 95.464 -0.3 0 0 6.6 4.1 Bus S1 -6.569 -4.071 12.3 85.0
Bus5 380 93.576 0.0 0 0 24.7 15.3 Bus B2 -24.711 -15.314 47.2 85.0
Bus7 380 93.522 0.0 0 0 9.8 6.1 Bus B3 -9.814 -6.082 18.8 85.0
Bus9 380 92.295 0.3 0 0 19.1 11.8 Bus13 -19.115 -11.846 37.0 85.0
Bus10
* 20000 100.000 0.0 132.5 81.7 0 0 Bus11 132.549 81.710 4.5 85.1
Bus11 20000 99.993 0.0 0 0 0 0 Bus10 -132.541 -82.416 4.5 84.9
Bus T1 132.541 82.416 4.5 84.9
Bus12 380 93.220 0.0 0 0 2.6 1.6 Bus B3 -21.945 -13.442 41.9 85.3
Bus13 19.371 11.862 37.0 85.3
Bus13 380 92.998 0.1 0 0 0 0 Bus12 -19.316 -11.847 37.0 85.2
Bus9 19.316 11.846 37.0 85.2
*
# Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA
Indicates a voltage regulated bus (voltage controlled or swing type machine connected to it)
(19)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF 12.6.0H
Page: 8
SN:
Filename: LVDS_2
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 01-12-2015
Revision: Base Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT Panel / 3-Phase, 1-Phase Systems
Bus/Panel/Phase Adapter Load Flow
Phase % Mag
Phase kW kvar Amp
ID ID
Voltage
% Tap
XFMR
Ang. CKT Phase %PF
Load*
kW kvar Type
V
0 0
PA1 219.393 1 PA CN 94.84 119.8 Bus B1 CN -4.6 -2.8 26.1 85.5
Cable6 CN 4.6 2.8 26.1 85.5
2.8 4.6
Bus3 220.000 1 Bus CN 93.23 120.3 Cable6 CN -4.6 -2.8 26.1 85.0
0 0
PA2 219.393 1 PA AN 94.84 -0.2 Bus B1 AN -2.1 -1.3 12.0 85.2
Cable7 AN 2.1 1.3 12.0 85.2
1.3 2.1
Bus4 220.000 1 Bus AN 94.07 0.0 Cable7 AN -2.1 -1.3 12.0 85.0
0 0
PA4 219.393 1 PA CN 93.73 120.0 Bus B3 CN -4.6 -2.8 26.0 85.2
Cable11 CN 4.6 2.8 26.0 85.2
2.8 4.5
Bus6 220.000 1 Bus CN 92.80 120.2 Cable11 CN -4.5 -2.8 26.0 85.0
0 0
PA6 219.393 1 PA BN 93.22 -120.0 Bus12 BN -2.6 -1.6 14.8 85.2
Cable15 BN 2.6 1.6 14.8 85.2
1.6 2.6
Bus8 220.000 1 Bus BN 92.33 -119.7 Cable15 BN -2.6 -1.6 14.8 85.0
Type: P=Panel, PA=Phase Adapter
* For panel it indicates internal loads and directly connected loads. Connected panel loads are not included. For bus it indicates directly connected loads. Connected panel loads are not included.
(20)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF 12.6.0H
Page: 11
SN:
Filename: LVDS_2
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 01-12-2015
Revision: Base Config.: Normal
Branch Losses Summary Report
ID kW kvar From To
CKT / Branch From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage
% Drop Vd
in Vmag
kW kvar kW kvar
0.7 0.2 94.8 95.6 0.78
Cable5 -68.9 -42.0 69.5 42.2
0.5 0.1 94.8 94.1 0.70
Cable8 62.1 37.9 -61.6 -37.8
0.2 0.0 94.1 93.6 0.57
Cable9 24.9 15.4 -24.7 -15.3
0.2 0.1 94.1 93.7 0.42
Cable10 36.7 22.4 -36.5 -22.4
0.0 93.7 93.5 0.20
Cable12 9.8 6.1 -9.8 -6.1
0.1 0.0 93.7 93.2 0.50
Cable13 22.1 13.5 -21.9 -13.4
1.5 0.2 95.6 97.2 1.54
Cable3 -76.1 -46.3 77.7 46.5
0.0 0.0 95.6 95.5 0.16
Cable4 6.6 4.1 -6.6 -4.1
0.7 0.1 97.2 96.1 1.03
Cable1 52.2 31.8 -51.5 -31.7
2.7 4.1 97.2 100.0 2.83
MK098 -129.8 -78.4 132.5 82.4
0.5 0.1 96.1 95.3 0.79
Cable2 51.5 31.7 -51.0 -31.6
0.2 0.0 92.3 93.0 0.70
Cable17 -19.1 -11.8 19.3 11.8
0.0 -0.7 100.0 100.0 0.01
Line2 132.5 81.7 -132.5 -82.4
0.1 0.0 93.2 93.0 0.22
Cable16 19.4 11.9 -19.3 -11.8
(21)
page 1 20:25:47 Dec 01, 2015 Project File: HVDS_2
(22)
page 1 20:28:13 Dec 01, 2015 Project File: HVDS_2
(23)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF
12.6.0H
Page: 7
SN:
Filename: HVDS_2
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 01-12-2015
Revision: Base
Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT
Bus
ID
Voltage
Ang. % Mag.
Generation Load Load Flow
Amp
ID %PF
XFMR
%Tap V kW kvar kW kvar kW kvar
Bus B1 380 97.544 -0.6 0 0 7.2 4.4 Bus2 6.832 4.199 12.5 85.2 Bus 12 -13.987 -8.563 25.5 85.3 Bus B2 20000 99.992 0.0 0 0 0 0 Bus 12 -67.614 -42.487 2.3 84.7 Bus13 27.298 17.235 0.9 84.6 Bus14 40.316 25.252 1.4 84.7 Bus B3 380 96.795 -0.8 0 0 7.6 4.6 Bus7 10.498 6.487 19.4 85.1 Bus14 -18.093 -11.099 33.3 85.2 Bus T1 20000 99.993 0.0 0 0 0 0 Bus10 -135.907 -85.320 4.6 84.7 Bus T2 54.054 34.064 1.8 84.6 Bus 12 81.852 51.256 2.8 84.8 Bus T2 20000 99.992 0.0 0 0 0 0 Bus T1 -54.054 -34.121 1.8 84.6 Bus11 54.054 34.121 1.8 84.6 Bus1 380 96.860 -0.5 0 0 52.6 32.6 Bus11 -52.632 -32.618 97.1 85.0 Bus2 380 96.951 -0.4 0 0 6.8 4.2 Bus B1 -6.775 -4.199 12.5 85.0 Bus5 380 97.339 -0.6 0 0 26.7 16.6 BusS11 -26.738 -16.571 49.1 85.0 Bus7 380 96.585 -0.8 0 0 10.5 6.5 Bus B3 -10.467 -6.487 19.4 85.0 Bus9 380 97.379 -0.2 0 0 21.3 13.2 Bus16 -21.279 -13.188 39.1 85.0 Bus10
* 20000 100.000 0.0 135.9 84.6 0 0 Bus T1 135.914 84.615 4.6 84.9 Bus11 380 97.663 -0.6 0 0 0 0 Bus1 53.147 32.761 97.1 85.1 Bus T2 -53.147 -32.761 97.1 85.1 Bus 12 20000 99.992 0.0 0 0 0 0 Bus T1 -81.852 -51.370 2.8 84.7 Bus B2 67.614 42.430 2.3 84.7 Bus B1 14.238 8.939 0.5 84.7 Bus13 20000 99.991 0.0 0 0 0 0 Bus B2 -27.298 -17.293 0.9 84.5 BusS11 27.298 17.293 0.9 84.5 Bus14 20000 99.991 0.0 0 0 0 0 Bus B2 -40.316 -25.309 1.4 84.7 Bus15 21.796 13.570 0.7 84.9 Bus B3 18.520 11.739 0.6 84.5 Bus15 20000 99.991 0.0 0 0 0 0 Bus14 -21.796 -13.627 0.7 84.8 Bus16 21.796 13.627 0.7 84.8 Bus16 380 98.120 -0.5 0 0 0 0 Bus9 21.503 13.188 39.1 85.2 Bus15 -21.503 -13.188 39.1 85.2 BusS11 380 97.634 -0.6 0 0 0 0 Bus5 26.834 16.597 49.1 85.0 Bus13 -26.834 -16.597 49.1 85.0 *
# Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA
Indicates a voltage regulated bus (voltage controlled or swing type machine connected to it)
(24)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF
12.6.0H
Page: 8
SN:
Filename: HVDS_2
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 01-12-2015
Revision: Base
Config.: Normal
LOAD FLOW REPORT Panel / 3-Phase, 1-Phase Systems
Bus/Panel/Phase Adapter Load Flow
Phase % Mag
Phase kW kvar Amp
ID ID
Voltage
% Tap
XFMR
Ang. CKT Phase %PF
Load*
kW kvar Type
V
0 0
PA1 219.393 1 PA CN 97.54 119.4 Bus B1 CN -4.9 -3.0 26.8 85.5 Cable3 CN 4.9 3.0 26.8 85.5 3.0
4.8
Bus3 220.000 1 Bus CN 95.89 119.9 Cable3 CN -4.8 -3.0 26.8 85.0 0 0
PA2 219.393 1 PA AN 97.54 -0.6 Bus B1 AN -2.2 -1.4 12.3 85.2 Cable4 AN 2.2 1.4 12.3 85.2 1.4
2.2
Bus4 220.000 1 Bus AN 96.75 -0.5 Cable4 AN -2.2 -1.4 12.3 85.0 0 0
PA4 219.393 1 PA CN 96.80 119.2 Bus B3 CN -4.9 -3.0 26.8 85.2 Cable6 CN 4.9 3.0 26.8 85.2 3.0
4.8
Bus6 220.000 1 Bus CN 95.83 119.4 Cable6 CN -4.8 -3.0 26.8 85.0 0 0
PA6 219.393 1 PA BN 96.80 -120.8 Bus B3 BN -2.7 -1.6 15.0 85.9 Cable8 BN 2.7 1.6 15.0 85.9 1.6
2.6
Bus8 220.000 1 Bus BN 93.80 -119.8 Cable8 BN -2.6 -1.6 15.0 85.0 Type: P=Panel, PA=Phase Adapter
* For panel it indicates internal loads and directly connected loads. Connected panel loads are not included. For bus it indicates directly connected loads. Connected panel loads are not included.
(25)
Location: Medan
Engineer: Tidauccy
Study Case: LF
12.6.0H
Page: 11
SN:
Filename: HVDS_2
Project: Base ETAP
Contract:
Date: 01-12-2015
Revision: Base
Config.: Normal
Branch Losses Summary Report
ID kW kvar From To
CKT / Branch From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage
% Drop Vd in Vmag kW kvar kW kvar
0.1 97.5 97.0 0.59 Cable2 6.8 4.2 -6.8 -4.2
0.3 0.4 97.5 100.0 2.45 T2 -14.0 -8.6 14.2 8.9
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00 Line4 -67.6 -42.5 67.6 42.4
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00 Line5 27.3 17.2 -27.3 -17.3
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00 Line6 40.3 25.3 -40.3 -25.3
0.0 96.8 96.6 0.21 Cable7 10.5 6.5 -10.5 -6.5
0.4 0.6 96.8 100.0 3.20 T4 -18.1 -11.1 18.5 11.7
0.0 -0.7 100.0 100.0 0.01 Line1 -135.9 -85.3 135.9 84.6
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00 Line2 54.1 34.1 -54.1 -34.1
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00 Line3 81.9 51.3 -81.9 -51.4
0.9 1.4 100.0 97.7 2.33 T1 54.1 34.1 -53.1 -32.8
0.5 0.1 96.9 97.7 0.80 Cable1 -52.6 -32.6 53.1 32.8
0.1 0.0 97.3 97.6 0.30 Cable5 -26.7 -16.6 26.8 16.6
0.2 0.0 97.4 98.1 0.74 Cable9 -21.3 -13.2 21.5 13.2
0.5 0.7 100.0 97.6 2.36 T3 27.3 17.3 -26.8 -16.6
0.0 -0.1 100.0 100.0 0.00 Line7 21.8 13.6 -21.8 -13.6
0.3 0.4 100.0 98.1 1.87 T5 21.8 13.6 -21.5 -13.2
(26)
61
DAFTAR PUSTAKA
[1] “ETAP Products Overview”,Operation Technology, Inc, 2015.
[2] PT PLN (PERSERO) AREA MEDAN, “Rancangan Anggaran Biaya Trafo Sisip”, Medan, 2015.
[3] PT PLN (PERSERO), “Penetapan Penyesuaian Tarif Tenaga Listrik (Tariff Adjustment) Juni 2015”, Jakarta, 2015.
[4] PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa-Bali, Jawa Barat, 2014.
[5] Spandana, K., Varsha Reddy. A, “Restructuring of a Low Voltage Distribution System into a High Voltage Distribiution System for an Improved Voltage and Power Loss Profile”, India, International Conference and Utility Exhibition 2014 on Green Energy fo Sustainable Developmement (ICUE 2014), 2014.
[6] Purba, Bayu Pradana Putra, “Analisa Perhitungan Susut Teknis dengan Pendekatan Kurva Beban pada Jaringan Distribusi PT. PLN (PERSERO) RAYON MEDAN KOTA”, Medan, Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara, 2013.
[7] Bansal, Isha, Harmeet Singh Gill, dan Ankita Gupta, “Minimization of Looses by Implementing High Voltage Distribution System in Agricultural Sector”, India, IOSR Journal of Electrical and Electronics Engineering (IOSRJEEE), 2012, 39-45.
[8] Sidabutar, Jaitun, “Studi Ketepatan Tegangan Sekunder Dan Menghitung Harga Sesatannya Pada Trafo Distribusi Yang Menggunakan Off Load Tap Changer (Aplikasi pada PT. Morawa Elektrik Transbuana)”, Medan, Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara, 2011.
(27)
62
[9] Ardiansyah, Ahmad, “Analisis Keandalan Sistem Jaringan Distribusi Udara 20 kV (Aplikasi di Gardu Induk Gelugur TD 2 Kota Medan Sumatera Utara)”, Medan, Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara, 2010.
[10] Suswanto, Daman, “Sistem Distribusi Tenaga Listrik Untuk Mahasiswa Teknik Elektro”, Edisi Pertama, Padang, Teknik Elektro Universitas Negeri Padang, 2009.
[11] Gönen, Turan, “Electric Power Distribution System Engineering”, Second Edition, Boca Raton, CRC Press, 2008.
[12] Jusmedy, Fery, “Studi Aliran Daya Sistem 115 KV PT. Chevron Pacific Indonesia”, Medan, Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara, 2007. [13] PT PLN (PERSERO), “STANDAR PT PLN (PERSERO) - SPLN D3.002-1 :
2007”, Jakarta Selatan, 2007.
[14] Lister, Eugene C., “Mesin dan Rangkaian Listrik”, Edisi Keenam, Jakarta, Erlangga, 1988.
[15] Deshpande, M. V., “Elements of Electrical Power Transmission and Distribution Design”, Pune, Vidvarthi Griha Prakashan, 1974.
(28)
18
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1Tempat dan Waktu
Penelitian ini dilakukan pada jaringan satu transformator distribusi yang terpasang di Jalan Kartini (Kantor PTPN IV), Kota Medan dan jaringan satu transformator distribusi lain yang terpasang di persimpangan antara Jalan Diponegoro dengan Jalan Sudirman, Kota Medan.. Penelitian dilaksanakan selama 2 (dua) bulan.
3.2Bahan dan Peralatan
Adapun bahan yang digunakan untuk melakukan penelitian ini adalah data penyaluran jaringan distribusi ke konsumen, tepatnya data jaringan distribusi sekunder. Peralatan yang digunakan dalam penelitian ini adalah perangkat lunak ETAP 12.6.0.
3.3Variabel yang Diamati
Variabel-variabel yang diamati dalam penelitian ini meliputi: - Profil tegangan yang dihasilkan pada sistem distribusi LVDS - Profil tegangan yang dihasilkan pada sistem distribusi HVDS
- Nilai rugi-rugi daya dan transformator distribusi pada sistem distribusi LVDS
- Nilai rugi-rugi daya dan transformator distribusi pada sistem distribusi HVDS
3.4Pelaksanaan Penelitian
Secara garis besar, yang dilakukan selama penelitian adalah pengambilan dan pengumpulan data yang diperlukan, melakukan simulasi aliran daya untuk sistem yang lama dan yang baru dengan menggunakan komputer, serta melakukan perhitungan manual sisi teknis pada kedua sistem, dan sisi non-teknis sistem yang baru berdasarkan hasil simulasi.
(29)
19
3.5Prosedur Penelitian
Adapun prosedur penelitian yang dilaksanakan direpresentasikan menggunakan diagram alir seperti yang ditunjukkan pada gambar berikut.
Mulai
Selesai
LVDS : Rugi daya, Rugi transformator,
Rugi pencurian, Total rugi
HVDS : Rugi daya, Rugi transformator, Total rugi
Pengambilan data
Mendesain diagram satu garis LVDS dan HVDS menggunakan perangkat lunak ETAP 12.6.0
Menjalankan simulasi
Menentukan profil rugi-rugi LVDS dan HVDS Tampilan :
- Profil tegangan setiap konsumen
- Rugi-rugi daya
Menentukan penghematan tahunan pada HVDS
Menentukan pengeluaran modal pada HVDS
Menentukan waktu pengembalian modal pada
HVDS
Mengambil kesimpulan
(30)
20
Gambar 3.1 merupakan diagram alir (flowchart) studi sistem distribusi menggunakan ETAP 12.6.0 untuk perhitungan teknis dan dengan cara manual untuk perhitungan non-teknis. Proses pada diagram alir tersebut dapat dijabarkan sebagai berikut.
1. Mengambil semua data yang diperlukan untuk keperluan simulasi dan perhitungan non-teknis dari PLN (Perusahaan Listrik Negara) dan berbagai macam sumber
2. Membuat one line diagram LVDS (Low Voltage Distribution System) dan HVDS (High Voltage Distribution System). Setelah one line
diagram terbentuk di ETAP 12.6.0, data power grid, bus, line,
transformator, phase adapter, dan static load dimasukkan ke dalam program.
a. Power Grid
Berikut ini data power grid yang dimasukkan untuk simulasi aliran daya menggunakan ETAP 12.6.0:
Penamaan ID PLN1
Tegangan 20 kV
Mode operasi swing
Power grid GI Listrik merupakan contoh bus referensi untuk
simulasi aliran daya menggunakan komputer pada tugas akhir ini.
b. Bus
Berikut ini adalah data salah satu bus yang dimasukkan untuk simulasi aliran daya menggunakan ETAP 12.6.0, yaitu:
Penamaan ID Bus T2
Tegangan 0.38 kV c. Line
Berikut ini adalah data salah satu line yang dimasukkan untuk simulasi aliran daya menggunakan ETAP 12.6.0, yaitu:
(31)
21
Panjang 0.5 kM
Sistem unit Metric
Frekuensi 50 Hz
Nama sumber Pirelli
Tipe AAAC
Kode KRYPTON
Ukuran 158 mm2 d. Transformator
Berikut ini adalah data salah satu transformator yang dimasukkan untuk simulasi aliran daya menggunakan ETAP 12.6.0, sebagi contoh pada transformator distribusi MK053, yaitu:
Penamaan ID MK053
Tegangan primer 20 kV
Tegangan sekunder 0.38 kV
Standar IEC
Rating daya 200 kVA
Tipe Liquid-Fill
Sub-tipe Mineral Oil
Kelas ONAN
Impedansi 4.62%
Typical X/R
Grup Vektor Dyn5 e. Phase Adapter
Berikut ini adalah data salah satu phase adapter yang dimasukkan untuk simulasi aliran daya menggunakan ETAP 12.6.0, yaitu:
Penamaan ID PA1
(32)
22 f. Static Load
Berikut ini adalah data salah satu static load yang dimasukkan untuk simulasi aliran daya menggunakan ETAP 12.6.0, yaitu:
Penamaan ID 1 – 0857121
Rating daya 0.75 kVA
Tegangan 0.22 kV
3. Menjalankan program simulasi ETAP 12.6.0 melalui fitur Load Flow
Analysis
4. Data keluaran simulasi aliran daya didapatkan setelah program selesai dijalankan. Data-data yang diperlukan dari hasil simulasi ini adalah:
Profil tegangan setiap konsumen
Rugi-rugi daya pada jaringan
5. Menggunakan data-data dari hasil simulasi ETAP 12.6.0, profil rugi-rugi pada LVDS dan HVDS ditentukan
6. Profil rugi-rugi yang ditentukan adalah sebagai berikut: a. Pada LVDS:
Rugi Daya
Rugi Transformator
Rugi Pencurian
Total Rugi b. Pada HVDS:
Rugi Daya
Rugi Transformator
Total Rugi
7. Menentukan penghematan tahunan pada HVDS dengan menggunakan persamaan 2.9
8. Menentukan pengeluaran modal pada HVDS dengan persamaan 2.10 9. Menentukan waktu pengembalian modal dengan persamaan 2.11 10.Mengambil kesimpulan dari semua hasil penelitian tugas akhir ini.
(33)
23
BAB IV
HASIL SIMULASI DAN PEMBAHASAN
4.1Umum
Tugas akhir ini menggunakan data jaringan distribusi sekunder, tepatnya jaringan yang dimulai dari transformator distribusi sampai ke pelanggan. Ada dua konfigurasi jaringan distribusi yang diteliti pada tugas akhir ini berdasarkan tingkat variasi kapasitas beban. Konfigurasi pertama (tingkat variasi kapasitas beban besar) adalah pada jaringan satu transformator distribusi dengan kode MK053 yang terpasang di Jalan Kartini (Kantor PTPN IV), Kota Medan. Sedangkan konfigurasi kedua (tingkat variasi kapasitas beban kecil atau hampir merata) adalah pada jaringan satu transformator distribusi dengan kode MK098 yang terpasang di persimpangan antara Jalan Diponegoro dengan Jalan Sudirman, Kota Medan. Kedua transformator ini sama-sama terpasang pada penyulang LK 6, Gardu Induk Listrik. Gambar diagram satu garis transformator ini masing-masing bersama beban-bebannya dapat dilihat pada Lampiran 1 dan Lampiran 9.
Kedua transformator memiliki konstruksi double pole (dipasang dengan dua tiang) dan berkapasitas 200 kVA. Transformator 3 fasa ini menyalurkan tenaga listrik kepada 13 beban (transformator MK053) dan 9 beban (transformator MK098) dengan penggunaan yang bervariasi.
4.2Konfigurasi Pertama (Tingkat Variasi Kapasitas Beban Besar)
Jaringan yang diteliti disini adalah pada jaringan satu transformator distribusi dengan kode MK053 yang terpasang di Jalan Kartini (Kantor PTPN IV), Kota Medan. Konfigurasi ini disebut memiliki tingkat variasi kapasitas beban besar karena terdapat perbedaan kapasitas-kapasitas beban yang cukup jauh. Terdapat beban dengan kapasitas yang sangat kecil dan beban dengan kapasitas yang sangat besar pada jaringan ini. Untuk lebih jelasnya mengenai kapasitas tiap beban di jaringan transformator MK053 ini bisa diperhatikan pada Lampiran 2.
(34)
24
4.2.1Simulasi Aliran Daya dengan ETAP
Untuk memperoleh profil tegangan di setiap ujung beban dan kerugian daya di seluruh jaringan, maka dilakukan simulasi aliran daya dengan menggunakan fitur Load Flow Analysis pada perangkat lunak ETAP. Simulasi aliran daya ini dilakukan untuk membandingkan hasil yang diperoleh LVDS dan HVDS.
Dalam hal ini, tegangan yang digunakan pada sisi tegangan rendah 220/380 V, sedangkan pada sisi tegangan tinggi adalah 20 kV. Konduktor 20 kV yang digunakan adalah Pirelli AAAC tipe KRYPTON ukuran 158 mm2 dengan resistansi 0.189 Ω /kM. Sedangkan konduktor 220/380 V yang digunakan, yaitu konduktor tembaga berisolasi XLPE untuk konduktor antar tiang dan berisolasi Polyvinyl Chloride untuk konduktor sambungan rumah. Untuk ukurannya dapat dilihat pada Lampiran 2. Faktor daya di ujung beban dianggap 0.85.
4.2.1.1Simulasi ETAP untuk LVDS
Studi sistem distribusi tegangan rendah dilakukan dengan bantuan program komputer ETAP pada jaringan distribusi sekunder dengan keadaan 80% dari batas daya masing-masing konsumen yang diberikan oleh PLN. Data dan susunan jaringan pada LVDS ini sesuai dengan yang digunakan saat ini. Bentuk one line diagram jaringan transformator MK053 secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 4.1 berikut ini.
(35)
25
26.4 kVA
2 1
3 6 11
13
12
10 0.72 kVA
0.72 kVA 1.04 kVA
1.04 kVA
1.04 kVA 1.76 kVA
1.76 kVA 6.16 kVA 8.48 kVA
8.48 kVA
10.56 kVA
157.6 kVA
7
4 5 9
8
= 200 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = HV Line ( 20 kV )
= LV Line ( 220/380 V ) = 1 Phase Load Service = 3 Phase Load Service Keterangan :
Gambar 4.1 One Line Diagram Sederhana LVDS Jaringan Transformator
MK053
Bentuk one line diagram jaringan transformator MK053 yang sudah digambar pada software ETAP dapat dilihat pada Lampiran 3 atau Gambar 4.2 berikut ini.
(36)
26
Gambar 4.2 One Line Diagram LVDS (Konfigurasi 1) pada ETAP
Setelah fitur Load Flow Analysis dijalankan, maka akan muncul berbagai tampilan angka pada one line diagram tersebut, seperti tegangan pada setiap bus, daya yang mengalir, dan lain sebagainya, seperti yang dapat
(37)
27
Gambar 4.3 Tampilan LVDS (Konfigurasi 1) Setelah Fitur Load Flow Analysis
Dijalankan
Simulasi ini akan menghasilkan data-data secara lengkap. Dari keseluruhan data hasil simulasi analisis aliran daya yang diperoleh, dirangkum menjadi 3 buah tabel yang paling berkaitan dengan penelitian ini, yaitu Tabel 4.1, Tabel 4.2, dan Tabel 4.3 berikut ini.
(38)
28
Tabel 4.1 Beban dan Tegangan pada LVDS (Konfigurasi 1)
No.
LOAD VOLTAGE
Consumers 80% of Max. Load (VA) Phase Nominal Voltage (V) Magnitude (% ) Magnitude (V) Voltage Drop (%) Voltage Drop (V)
1 0857121 720 1 220 95.07 209.154 4.93 10.846
2 0906560 720 1 220 95.07 209.154 4.93 10.846
3 0809975 1040 1 220 95 209 5 11
4 0827987 1760 1 220 94.84 208.648 5.16 11.352
5 0809987 1040 1 220 94.97 208.934 5.03 11.066
6 0809999 1040 1 220 94.88 208.736 5.12 11.264
7 0139297 157600 3 380 94.492 359.0696 5.508 20.9304
8 0915072 6160 1 220 91.82 202.004 8.18 17.996
9 0136634 10560 3 380 93.306 354.5628 6.694 25.4372
10 0139563 8480 3 380 93.369 354.8022 6.631 25.1978
11 0126602 8480 3 380 92.712 352.3056 7.288 27.6944
12 0169169 1760 1 220 92.2 202.84 7.8 17.16
13 0661509 26400 3 380 92.2 350.36 7.8 29.64
Tabel 4.2 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 1)
3-PHASE Systems ID From-To Bus Flow (kW) To-From Bus Flow (kW) Power Losses (kW)
Line2 179 -178.9 0.013
MK053 -173.2 178.9 5.787
Cable7 121.4 -119.9 1.533
Cable9 7.9 -7.8 0.037
Cable10 6.3 -6.3 0.024
Cable11 6.2 -6.2 0.033
Cable13 19.2 -19.1 0.109
Cable14 4.9 -4.9 0.006
Cable15 46.9 -45.7 1.161
Cable16 27 -26.8 0.203
Cable17 20.6 -20.5 0.119
(39)
29
Tabel 4.3 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi
3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 1)
1-PHASE Systems ID
From-To Bus Flow
(kW)
To-From Bus Flow
(kW)
Power Losses (kW)
Cable1 0.554 -0.553 0.001
Cable2 0.554 -0.553 0.001
Cable3 0.8 -0.798 0.002
Cable4 1.4 -1.3 0.1
Cable5 0.799 -0.797 0.002
Cable6 0.799 -0.796 0.003
Cable8 4.5 -4.4 0.1
Cable12 1.3 -1.3 0
TOTAL 0.209
Tabel 4.3 di atas menunjukkan rugi-rugi daya pada saluran 1-phasa yang sudah digabung seluruh salurannya menjadi rugi-rugi 3-phasa, sehingga total rugi-rugi pada Tabel 4.2 dan 4.3 dapat dijumlahkan untuk memperoleh total rugi-rugi daya keseluruhan sistem.
4.2.1.2Simulasi ETAP untuk HVDS
Untuk mengurangi kerugian teknis, LVDS (Low Voltage
Distribution System) diubah menjadi HVDS (High Voltage Distribution System). Studi kasus ini dibuat dengan mempertimbangkan panjang
jaringan distribusi primer dan sekunder. Saluran tegangan rendah yang panjang menuju konsumen digantikan dengan saluran tegangan tinggi yang panjang, dan kemudian diubah menjadi saluran tegangan rendah di titik yang terdekat dengan konsumen oleh transformator berkapasitas kecil. Untuk perbandingan panjang konduktor dan transformator yang digunakan LVDS dan HVDS pada konfigurasi 1 bisa dilihat pada Tabel 4.4 berikut ini.
(40)
30
Tabel 4.4 Perbandingan Konduktor dan Transformator pada Konfigurasi 1
Parameter LVDS HVDS
Panjang konduktor 20 kV 0.5 kM 0.675 kM
Panjang konduktor 220/380 V 0.528 kM 0.353 kM
Total panjang konduktor 1.028 kM 1.028 kM
Transformator Distribusi yang
digunakan 200 kVA
25 kVA 50 kVA 50 kVA 200 kVA
Bentuk one line diagram sistem yang baru, yaitu setelah perubahan penggunaan konduktor dan transformator, secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 4.4 dan yang sudah digambar pada software ETAP dapat dilihat pada Gambar 4.5 berikut ini.
26.4 kVA 2 1 3 6 11 13 12
10 0.72 kVA
0.72 kVA 1.04 kVA 1.04 kVA 1.04 kVA 1.76 kVA 1.76 kVA 6.16 kVA 8.48 kVA 8.48 kVA 10.56 kVA 157.6 kVA 4 5 9 8 7
= 25 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = 50 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = 200 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = HV Line ( 20 kV )
= LV Line ( 220/380 V ) = 1 Phase Load Service = 3 Phase Load Service Keterangan :
Gambar 4.4 One Line Diagram Sederhana HVDS (Konfigurasi 1) sebagai Sistem
(41)
31
Gambar 4.5 One Line Diagram HVDS (Konfigurasi 1) pada ETAP
Setelah fitur Load Flow Analysis dijalankan, maka akan muncul berbagai tampilan angka pada one line diagram tersebut, seperti tegangan pada setiap bus, daya yang mengalir, dan lain sebagainya, seperti yang dapat
dilihat pada Gambar 4.6 berikut ini.
Gambar 4.6 Tampilan HVDS (Konfigurasi 1) setelah Fitur Load Flow Analysis
(42)
32
Simulasi ini akan menghasilkan data-data secara lengkap. Dari keseluruhan data hasil simulasi analisis aliran daya yang diperoleh, dirangkum menjadi 3 buah tabel yang paling berkaitan dengan penelitian ini, yaitu Tabel 4.5, Tabel 4.6, dan Tabel 4.7 berikut ini.
Tabel 4.5 Beban dan Tegangan pada HVDS (Konfigurasi 1)
No.
LOAD VOLTAGE
Consumers
80% of Max. Load
(VA)
Phase
Nominal Voltage
(V)
Magnitude (% )
Magnitude (V)
Voltage Drop
(%)
Voltage Drop
(V)
1 0857121 720 1 220 98.73 217.206 1.27 2.794
2 0906560 720 1 220 98.73 217.206 1.27 2.794
3 0809975 1040 1 220 98.65 217.03 1.35 2.97
4 0827987 1760 1 220 98.49 216.678 1.51 3.322
5 0809987 1040 1 220 98.62 216.964 1.38 3.036
6 0809999 1040 1 220 98.53 216.766 1.47 3.234
7 0139297 157600 3 380 96.681 367.3878 3.319 12.6122
8 0915072 6160 1 220 96.3 211.86 3.7 8.14
9 0136634 10560 3 380 97.863 371.8794 2.137 8.1206
10 0139563 8480 3 380 97.93 372.134 2.07 7.866
11 0126602 8480 3 380 97.032 368.7216 2.968 11.2784
12 0169169 1760 1 220 96.5 212.3 3.5 7.7
(43)
33
Tabel 4.6 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 1)
3-PHASE Systems ID From-To Bus Flow (kW) To-From Bus Flow (kW) Power Losses (kW)
Line1 -184.9 184.9 0.014
Line2 5.3 -5.3 0
Line3 -128.9 128.9 0
Line4 -50.7 50.7 0
Line5 29.9 -29.9 0
T1 -5.2 5.3 0.034
T2 128.9 -126.3 2.589
T3 20.8 -20.5 0.268
T4 29.9 -29.4 0.556
Cable7 126.3 -125.5 0.802
Cable9 8.6 -8.6 0.041
Cable10 6.9 -6.9 0.027
Cable11 6.8 -6.8 0.037
Cable13 -20.9 21 0.119
Cable14 22.5 -22.4 0.131
TOTAL 4.618
Tabel 4.7 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi
3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 1)
1-PHASE Systems ID From-To Bus Flow (kW) To-From Bus Flow (kW) Power Losses (kW)
Cable1 0.597 -0.597 0
Cable2 0.597 -0.597 0
Cable3 0.862 -0.86 0.002
Cable4 1.5 -1.5 0
Cable5 0.862 -0.86 0.002
Cable6 0.862 -0.858 0.004
Cable8 5 -4.9 0.1
Cable12 1.4 -1.4 0
(44)
34
Tabel 4.7 di atas menunjukkan rugi-rugi daya pada saluran 1-phasa yang sudah digabung seluruh salurannya menjadi rugi-rugi 3-phasa, sehingga total rugi-rugi pada Tabel 4.6 dan 4.7 dapat dijumlahkan untuk memperoleh total rugi-rugi daya keseluruhan sistem.
4.2.2Penentuan Profil Rugi-Rugi
Perhitungan rugi-rugi pada daya jaringan dan transformator distribusi, baik untuk LVDS yang merupakan sistem yang digunakan saat ini dan HVDS yang merupakan sistem yang diajukan ditunjukkan sebagai berikut.
4.2.2.1Profil Rugi-Rugi untuk LVDS
Profil rugi-rugi untuk LVDS terdiri atas rugi daya, rugi transformator, rugi pencurian, dan total rugi keseluruhan yang dijabarkan sebagai berikut.
A. Rugi Daya
Berdasarkan Tabel 4.2 dan Tabel 4.3, total rugi daya pada LVDS adalah :
PP = Total pada Tabel 4.2 + Total pada Tabel 4.3 (4.1)
= 9.025 kW + 0.209 kW = 9.234 kW
= 9234 W Dimana :
PP : Total rugi daya
B. Rugi Transformator
Pada sistem distribusi tegangan rendah, sebuah transformator besar yang berkapasitas 200 kVA digunakan untuk menyuplai tenaga listrik ke 13 konsumen di konfigurasi ini. Jadi, rugi-rugi pada transformator juga memberikan kontribusi untuk total rugi-rugi pada sistem distribusi tegangan rendah. Rugi-rugi transformator mencakup rugi beban nol (rugi besi) dan rugi beban penuh (rugi tembaga).
(45)
35
Transformator yang digunakan pada LVDS di konfigurasi 1 ini beserta rugi-ruginya dapat ditunjukkan pada Tabel 4.8 berikut.
Tabel 4.8 Transformator dan Rugi-Ruginya pada LVDS (Konfigurasi 1)
No ID Pelanggan 80% Daya Maksimum (kVA) Total Daya (kVA) TRANSFORMATOR [13] Rating (kVA) Rugi Beban Nol (W) Rugi Beban Penuh (W)
1 0857121 0.72
225.76 200 355 2350
2 0906560 0.72
3 0809975 1.04
4 0827987 1.76
5 0809987 1.04
6 0809999 1.04
7 0139297 157.6
8 0915072 6.16
9 0136634 10.56
10 0139563 8.48
11 0126602 8.48
12 0169169 1.76
13 0661509 26.4
Berdasarkan Tabel 4.8, total rugi transformator pada LVDS ditentukan sebagai berikut :
PT = PNL + PFL (4.2)
= 355 W + 2350 W = 2705 W
= 2.705 kW Dimana :
PT : Total rugi transformator
PNL : Total rugi beban nol pada transformator
PFL : Total rugi beban penuh pada transformator
C. Rugi Pencurian
Secara umum, pencurian listrik diasumsikan memiliki kontribusi 3% dari total beban [4], sehingga dapat dihitung melalui Persamaan 2.8
(46)
36 seperti berikut ini :
PTH = 3 % x TL
= 3 % x (225.76 kVA x 0.85) = 3 % x 191.896 kW
= 5.75688 kW Dimana :
PTH : Total rugi pencurian listrik
TL : Total beban
D. Total Rugi
Total rugi LVDS per tahun dievaluasi dengan menjumlahkan semua rugi daya, rugi transformator, dan rugi non-teknis yang terjadi dan mengalikan nilai ini dengan 8760 jam yang merupakan total periode waktu penyuplaian tenaga listrik, tepatnya 24 jam dalam 365 hari per tahun.
PLVDS = ( PP + PT + PTH ) x 8760 h (4.3)
= ( 9.234 kW + 2.705 kW + 5.75688 kW ) x 8760 h = 17.69588 kW x 8760 h
= 155015.9088 kWh Dimana :
PLVDS : Total rugi pada LVDS
PP : Total rugi daya
PT : Total rugi transformator
PTH : Total rugi pencurian listrik
4.2.2.2Profil Rugi-Rugi untuk HVDS
Setelah menghitung rugi-rugi pada LVDS, sistem distribusi diubah menjadi HVDS dengan menggantikan transformator distribusi besar yang berkapasitas 200 kVA menjadi beberapa transformator distribusi yang berkapasitas lebih kecil (25, 50, 200 kVA) untuk mensuplai tenaga listrik ke konsumen. Ini akan mengurangi rugi-rugi daya secara signifikan dan pencurian listrik akan terminimalisir. Berikut ini akan dihitung rugi-rugi
(47)
37
daya dan rugi-rugi transformator pada HVDS untuk beban-beban dalam konfigurasi 1. Pencurian listrik dalam sistem ini ditiadakan atau dianggap tidak ada. Jadi, total pencurian listik pada HVDS dianggap nol.
A. Rugi Daya
Berdasarkan Tabel 4.6 dan Tabel 4.7, total rugi daya pada HVDS adalah :
PP = Total pada Tabel 4.6 + Total pada Tabel 4.7 (4.4)
= 4.618 kW + 0.108 kW = 4.726 kW
= 4726 W Dimana :
PP : Total rugi daya
B. Rugi Transformator
Transformator yang digunakan pada HVDS beserta rugi-ruginya dapat ditunjukkan pada Tabel 4.8 berikut.
Tabel 4.9 Transformator dan Rugi-Ruginya pada HVDS (Konfigurasi 1)
No ID Pelanggan 80% Daya Maksimum (kVA) Total Daya (kVA) TRANSFORMATOR [13] Rating (kVA) Rugi Beban Nol (W) Rugi Beban Penuh (W)
1 0857121 0.72
6.32 25 75 425
2 0906560 0.72
3 0809975 1.04
4 0827987 1.76
5 0809987 1.04
6 0809999 1.04
7 0139297 157.6 157.6 200 355 2350
8 0915072 6.16
25.2 50 125 800
9 0136634 10.56
10 0139563 8.48
11 0126602 8.48
36.64 50 125 800
12 0169169 1.76
(48)
38
Berdasarkan Tabel 4.9, total rugi transformator pada HVDS ditentukan dengan Persamaan 4.2 seperti berikut ini :
PT = PNL + PFL
= ( 75 W + 355 W + 125 W + 125 W ) + ( 425 W + 2350 W + 800 W + 800 W )
= ( 680 W ) + ( 4375 W ) = 5055 W
= 5.055 kW Dimana :
PT : Total rugi transformator
PNL : Total rugi beban nol pada transformator
PFL : Total rugi beban penuh pada transformator
C. Total Rugi
Total rugi HVDS per tahun dievaluasi dengan menjumlahkan semua rugi daya dan rugi transformator yang terjadi dan mengalikan nilai ini dengan 8760 jam yang merupakan total periode waktu penyuplaian tenaga listrik, tepatnya 24 jam dalam 365 hari per tahun.
PHVDS = ( PP + PT ) x 8760 h (4.5)
= ( 4.726 kW + 5.055 kW ) x 8760 h = 9.781 kW x 8760 h
= 85681.56 kWh Dimana :
PLVDS : Total rugi pada LVDS
PP : Total rugi daya
PT : Total rugi transformator
Pengurangan rugi-rugi antara HVDS dengan LVDS dapat ditentukan dengan :
Reduksi Rugi-Rugi = PLVDS - PHVDS (4.6)
= 155015.9088 kW - 85681.56 kWh = 69334.3488 kWh
(49)
39
4.2.3Penentuan Keuntungan Segi Non-Teknis pada HVDS
Perhitungan-perhitungan yang dilakukan untuk segi non-teknis pada HVDS adalah sebagai berikut.
4.2.3.1Penghematan Tahunan pada HVDS
Secara umum, tarif tenaga listrik yang digunakan adalah Rp 1352,00 per kWH [3], sehingga sesuai dengan Persamaan 2.9, besarnya penghematan tahunan pada HVDS dapat ditentukan dengan :
Annual Savings = Power Purchase Price x Reduction in Losses
= Rp 1352,00 / kWh x 69334.3488 kWh = Rp 93.740.039,00
Dimana :
Power Purchase Price : Harga pembelian daya listrik dari PLN
Reduction in Losses : Selisih rugi-rugi antara HVDS dengan LVDS
4.2.3.2Penentuan Pengeluaran Modal
Bila diasumsikan harga transformator distribusi adalah : a. 25 kVA @ Rp 50.000.000,00
b. 50 kVA @ Rp 50.000.000,00 c. 200 kVA @ Rp 150.000.00,00
dan total biaya lainnya diasumsikan Rp 100.000.000,00 [2], maka sesuai dengan Persamaan 2.10, besarnya pengeluaran modal dapat ditentukan dengan :
Capital Outlay = Total Transformator Cost + Miscellaneous Cost
= (( 3 x Rp 50.000.000,00 ) + Rp 150.000.000,00 ) + ( 4 x Rp 100.000.000,00 )
= Rp 300.000.000,00 + Rp 400.000.000,00 = Rp 700.000.000,00
Dimana :
Total Transformator Cost : Total biaya untuk pembelian transformator Miscellaneous Cost : Total biaya lainnya
(50)
40
4.2.3.3Penentuan Waktu Pengembalian Modal pada HVDS
Sesuai dengan Persamaan 2.11, Lamanya waktu pengembalian modal dapat ditentukan dengan :
Payback Period = (Capital Outlay / Annual Savings)
= Rp 700.000.000,00 / Rp 93.740.039,00 = 7.47 tahun
Dari keseluruhan hasil analisis, bisa diperoleh tabel perbandingan antara LVDS dan HVDS seperti Tabel 4.10 dan Tabel 4.11 berikut ini.
Tabel 4.10 Perbandingan Tegangan Konsumen pada Konfigurasi 1
No. Consumers VOLTAGE LVDS HVDS
1 0857121 209.154 217.206
2 0906560 209.154 217.206
3 0809975 209 217.03
4 0827987 208.648 216.678
5 0809987 208.934 216.964
6 0809999 208.736 216.766
7 0139297 359.0696 367.388
8 0915072 202.004 211.86
9 0136634 354.5628 371.879
10 0139563 354.8022 372.134
11 0126602 352.3056 368.722
12 0169169 202.84 212.3
13 0661509 350.36 366.685
Berdasarkan Tabel 4.10, bisa dibuat sebagai gambar grafik seperti Gambar 4.7 berikut ini.
(51)
41
Gambar 4.7 Grafik Tegangan Konsumen pada Konfigurasi 1
Tabel 4.11 Perbandingan Rugi-Rugi Sistem pada Konfigurasi 1
No Parameter LVDS
(kW)
HVDS (kW)
1 Total Power Losses 9.234 4.726
2 Total Iron Losses 0.355 0.68
3 Total Copper Losses 2.35 4.375
4 Total Transformer Losses 2.705 5.055
5 Total Theft Losses 5.75688 0
6 Total Losses 17.69588 9.781
4.3Konfigurasi Kedua (Tingkat Variasi Kapasitas Beban Kecil atau Hampir Merata)
Jaringan yang diteliti disini adalah pada jaringan satu transformator distribusi dengan kode MK098 yang terpasang di persimpangan antara Jalan Diponegoro dengan Jalan Sudirman, Kota Medan. Konfigurasi ini disebut memiliki tingkat variasi kapasitas beban kecil karena terdapat perbedaan kapasitas-kapasitas beban yang tidak terlalu jauh. Tidak terdapat beban dengan kapasitas yang sangat kecil atau yang sangat besar pada jaringan ini. Untuk lebih jelasnya mengenai kapasitas tiap beban di jaringan transformator MK098 ini bisa diperhatikan pada Lampiran 10.
150 200 250 300 350 400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
T
e
gan
gan
(V)
Konsumen
Grafik Tegangan Konsumen
(52)
42
4.3.1Simulasi Aliran Daya dengan ETAP
Simulasi ETAP dengan fitur Load Flow Analysis juga dilakukan pada konfigurasi ini untuk memperoleh profil tegangan di setiap ujung beban dan kerugian daya di seluruh jaringan, yang kemudian hasilnya akan digunakan untuk perbandingan antara LVDS dengan HVDS. Karakteristik parameter ETAP pada konfigurasi ini sama seperti konfigurasi pertama.
4.3.1.1Simulasi ETAP untuk LVDS
Studi sistem distribusi tegangan rendah juga dilakukan pada konfigurasi ini dengan bantuan program komputer ETAP pada jaringan distribusi sekunder pada keadaan 80% dari batas daya masing-masing konsumen yang diberikan oleh PLN. Data dan susunan jaringan pada LVDS ini sesuai dengan yang digunakan saat ini. Bentuk one line diagram jaringan transformator MK098 secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 4.8 berikut ini.
= 200 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = HV Line ( 20 kV )
= LV Line ( 220/380 V ) = 1 Phase Load Service = 3 Phase Load Service Keterangan :
66 kVA 6.16 kVA
8.48 kVA 2.8 kVA
1
2 3
4
5
33.2 kVA
6
6.16 kVA
7
13.2 kVA 8
3.52 kVA 9
26.4 kVA
Gambar 4.8 One Line Diagram Sederhana LVDS Jaringan Transformator
(53)
43
Bentuk one line diagram jaringan transformator MK098 yang sudah digambar pada software ETAP dapat dilihat pada Lampiran 11 atau Gambar 4.9 berikut ini.
Gambar 4.9 One Line Diagram LVDS (Konfigurasi 2) pada ETAP
Setelah fitur Load Flow Analysis dijalankan, maka akan muncul berbagai tampilan angka pada one line diagram tersebut, seperti tegangan pada setiap bus, daya yang mengalir, dan lain sebagainya, seperti yang dapat
(54)
44
Gambar 4.10 Tampilan LVDS (Konfigurasi 2) Setelah Fitur Load Flow Analysis
Dijalankan
Simulasi ini akan menghasilkan data-data secara lengkap. Dari keseluruhan data hasil simulasi analisis aliran daya yang diperoleh, dirangkum menjadi 3 buah tabel yang paling berkaitan dengan penelitian ini, yaitu Tabel 4.12, Tabel 4.13, dan Tabel 4.14 berikut ini.
(55)
45
Tabel 4.12 Beban dan Tegangan pada LVDS (Konfigurasi 2)
No.
LOAD VOLTAGE
Consumers 80% of Max. Load (VA) Phase Nominal Voltage (V) Magnitude (% ) Magnitude (V) Voltage Drop (%) Voltage Drop (V)
1 0876550 66000 3 380 95.335 362.273 4.665 17.727
2 0719802 8480 3 380 95.464 362.7632 4.536 17.2368
3 0827157 6160 1 220 93.23 205.106 6.77 14.894
4 0715869 2800 1 220 94.07 206.954 5.93 13.046
5 0079660 33200 3 380 93.575 355.585 6.425 24.415
6 0645448 6160 1 220 92.8 204.16 7.2 15.84
7 0079673 13200 3 380 93.522 355.3836 6.478 24.6164
8 0079879 3520 1 220 92.33 203.126 7.67 16.874
9 0079854 26400 3 380 92.295 350.721 7.705 29.279
Tabel 4.13 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 2)
3-PHASE Systems ID From-To Bus Flow (kW) To-From Bus Flow (kW) Power Losses (kW)
Line2 132.5 -132.5 0.007
MK098 -129.8 132.5 2.703
Cable1 52.2 -51.5 0.702
Cable2 51.5 -51 0.499
Cable3 -76.1 77.7 1.539
Cable4 6.6 -6.6 0.015
Cable5 -68.9 69.5 0.664
Cable8 62.1 -61.6 0.54
Cable9 24.9 -24.7 0.177
Cable10 36.7 -36.5 0.191
Cable12 9.8 -9.8 0.03
Cable13 22.1 -21.9 0.14
Cable16 19.4 -19.3 0.054
Cable17 -19.1 19.3 0.201
(56)
46
Tabel 4.14 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan menjadi
3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 2)
1-PHASE Systems ID
From-To Bus Flow
(kW)
To-From Bus Flow
(kW)
Power Losses (kW)
Cable6 4.6 -4.6 0
Cable7 2.1 -2.1 0
Cable11 4.6 -4.5 0.1
Cable15 2.6 -2.6 0
TOTAL 0.1
Tabel 4.14 di atas menunjukkan rugi-rugi daya pada saluran 1-phasa yang sudah digabung seluruh salurannya menjadi rugi-rugi 3-phasa, sehingga total rugi-rugi pada Tabel 4.13 dan 4.14 dapat dijumlahkan untuk memperoleh total rugi-rugi daya keseluruhan sistem.
4.3.1.2Simulasi ETAP untuk HVDS
Sama seperti konfigurasi 1, LVDS diubah menjadi HVDS dengan penggunaan saluran tegangan tinggi yang lebih banyak dibandingkan saluran tegangan rendah dikarenakan pemasangan transformator-transformator yang lebih dekat dengan beban-beban. Untuk perbandingan panjang konduktor dan transformator yang digunakan LVDS dan HVDS pada konfigurasi 2 bisa dilihat pada Tabel 4.15 berikut ini.
Tabel 4.15 Perbandingan Konduktor dan Transformator pada Konfigurasi 2
Parameter LVDS HVDS
Panjang konduktor 20 kV 0.5 kM 0.86 kM Panjang konduktor 220/380 V 0.62 kM 0.38 kM Total panjang konduktor 1.12 kM 1.24 kM
Transformator Distribusi yang digunakan
200 kVA
25 kVA 25 kVA 50 kVA 50 kVA 200 kVA
(57)
47
Bentuk one line diagram sistem yang baru, yaitu setelah perubahan penggunaan konduktor dan transformator, secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 4.11 dan yang sudah digambar pada software ETAP dapat dilihat pada Gambar 4.12 berikut ini.
= 25 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = 50 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = 100 kVA Distribution Transformer (20 kV / 220/380 V) = HV Line ( 20 kV )
= LV Line ( 220/380 V ) = 1 Phase Load Service = 3 Phase Load Service Keterangan :
66 kVA 6.16 kVA
8.48 kVA
2.8 kVA
1
2 3
4
5
33.2 kVA
6
6.16 kVA
7
13.2 kVA 3.52 kVA8 9
26.4 kVA
Gambar 4.11 One Line Diagram Sederhana HVDS (Konfigurasi 2) Sebagai
(58)
48
Gambar 4.12 One Line Diagram HVDS (Konfigurasi 2) pada ETAP
Setelah fitur Load Flow Analysis dijalankan, maka akan muncul berbagai tampilan angka pada one line diagram tersebut, seperti tegangan pada setiap bus, daya yang mengalir, dan lain sebagainya, seperti yang dapat
(59)
49
Gambar 4.13 Tampilan HVDS (Konfigurasi 2) Setelah Fitur Load Flow Analysis
Dijalankan
Simulasi ini akan menghasilkan data-data secara lengkap. Dari keseluruhan data hasil simulasi analisis aliran daya yang diperoleh, dirangkum menjadi 3 buah tabel yang paling berkaitan dengan penelitian ini, yaitu Tabel 4.16, Tabel 4.17, dan Tabel 4.18 berikut ini.
(60)
50
Tabel 4.16 Beban dan Tegangan pada HVDS (Konfigurasi 2)
No.
LOAD VOLTAGE
Consumers 80% of Max. Load (VA) Phase Nominal Voltage (V) Magnitude (% ) Magnitude (V) Voltage Drop (%) Voltage Drop (V)
1 0876550 66000 3 380 96.86 368.068 3.14 11.932
2 0719802 8480 3 380 96.951 368.4138 3.049 11.5862
3 0827157 6160 1 220 95.89 210.958 4.11 9.042
4 0715869 2800 1 220 96.75 212.85 3.25 7.15
5 0079660 33200 3 380 97.339 369.8882 2.661 10.1118
6 0645448 6160 1 220 95.83 210.826 4.17 9.174
7 0079673 13200 3 380 96.585 367.023 3.415 12.977
8 0079879 3520 1 220 93.8 206.36 6.2 13.64
9 0079854 26400 3 380 97.379 370.0402 2.621 9.9598
Tabel 4.17 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 2)
3-PHASE Systems ID From-To Bus Flow (kW) To-From Bus Flow (kW) Power Losses (kW)
Line1 -135.9 135.9 0.007
Line2 54.1 -54.1 0
Line3 81.9 -81.9 0
Line4 -67.6 67.6 0
Line5 27.3 -27.3 0
Line6 40.3 -40.3 0
Line7 21.8 -21.8 0
T1 54.1 -53.1 0.907
T2 -14 14.2 0.251
T3 27.3 -26.8 0.463
T4 -18.1 18.5 0.427
T5 21.8 -21.5 0.293
Cable1 -52.6 53.1 0.515
Cable2 6.8 -6.8 0.057
Cable5 -26.7 26.8 0.096
Cable7 10.5 -10.5 0.031
Cable9 -21.3 21.5 0.224
(61)
51
Tabel 4.18 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi
3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 2)
1-PHASE Systems ID
From-To Bus Flow
(kW)
To-From Bus Flow
(kW)
Power Losses (kW)
Cable3 4.9 -4.8 0.1
Cable4 2.2 -2.2 0
Cable6 4.9 -4.8 0.1
Cable8 2.7 -2.6 0.1
TOTAL 0.3
Tabel 4.18 di atas menunjukkan rugi-rugi daya pada saluran 1-phasa yang sudah digabung seluruh salurannya menjadi rugi-rugi 3-phasa, sehingga total rugi-rugi pada Tabel 4.17 dan 4.18 dapat dijumlahkan untuk memperoleh total rugi-rugi daya keseluruhan sistem.
4.3.2Penentuan Profil Rugi-Rugi
Perhitungan rugi-rugi pada daya jaringan dan transformator distribusi, baik untuk LVDS yang merupakan sistem yang digunakan saat ini dan HVDS yang merupakan sistem yang diajukan ditunjukkan sebagai berikut.
4.3.2.1Profil Rugi-Rugi untuk LVDS
Profil rugi-rugi untuk LVDS terdiri atas rugi daya, rugi transformator, rugi pencurian, dan total rugi keseluruhan yang dijabarkan sebagai berikut.
A. Rugi Daya
Berdasarkan Tabel 4.13 dan Tabel 4.14, total rugi daya pada LVDS adalah :
PP = Total pada Tabel 4.13 + Total pada Tabel 4.14 (4.7)
= 7.462 kW + 0.1 kW = 7.562 kW
(62)
52 Dimana :
PP : Total rugi daya
B. Rugi Transformator
Pada sistem distribusi tegangan rendah, sebuah transformator besar yang berkapasitas 200 kVA digunakan untuk menyuplai tenaga listrik ke 9 konsumen di konfigurasi ini. Jadi, rugi-rugi pada transformator juga memberikan kontribusi untuk total rugi-rugi pada sistem distribusi tegangan rendah. Rugi-rugi transformator mencakup rugi beban nol (rugi besi) dan rugi beban penuh (rugi tembaga). Transformator yang digunakan pada LVDS di konfigurasi 2 ini beserta rugi-ruginya dapat ditunjukkan pada Tabel 4.19 berikut.
Tabel 4.19 Transformator dan Rugi-Ruginya pada LVDS (Konfigurasi 2)
No ID Pelanggan
80% Daya Maksimum
(kVA)
Total Daya (kVA)
TRANSFORMATOR [13] Rating
(kVA)
Rugi Beban Nol (W)
Rugi Beban Penuh (W)
1 0876550 66
165.92 200 355 2350
2 0719802 8.48
3 0827157 6.16
4 0715869 2.8
5 0079660 33.2
6 0645448 6.16
7 0079673 13.2
8 0079879 3.52
9 0079854 26.4
Berdasarkan Tabel 4.19, total rugi transformator pada LVDS ditentukan sesuai Persamaan 4.2 sebagai berikut :
PT = PNL + PFL
= 355 W + 2350 W = 2705 W
= 2.705 kW Dimana :
(63)
53 PT : Total rugi transformator
PNL : Total rugi beban nol pada transformator
PFL : Total rugi beban penuh pada transformator
C. Rugi Pencurian
Secara umum, pencurian listrik diasumsikan memiliki kontribusi 3% dari total beban [4], sehingga dapat dihitung melalui Persamaan 2.8 seperti berikut ini :
PTH = 3 % x TL
= 3 % x ( 165.92 kVA x 0.85 ) = 3 % x 141.032 kW
= 4.23096 kW Dimana :
PTH : Total rugi pencurian listrik
TL : Total beban
D. Total Rugi
Total rugi LVDS per tahun dievaluasi dengan menjumlahkan semua rugi daya, rugi transformator, dan rugi non-teknis yang terjadi dan mengalikan nilai ini dengan 8760 jam yang merupakan total periode waktu penyuplaian tenaga listrik, tepatnya 24 jam dalam 365 hari per tahun. Berikut ini perhitungannya sama dengan Persamaan 4.3 :
PLVDS = ( PP + PT + PTH ) x 8760 h
= ( 7.562 kW + 2.705 kW + 4.23096 kW ) x 8760 h = 14.49796 kW x 8760 h
= 127002.1296 kWh Dimana :
PLVDS : Total rugi pada LVDS
PP : Total rugi daya
PT : Total rugi transformator
(64)
54
4.3.2.2Profil Rugi-Rugi untuk LVDS
Setelah menghitung rugi-rugi pada LVDS, sistem distribusi diubah menjadi HVDS dengan menggantikan transformator distribusi besar yang berkapasitas 200 kVA menjadi beberapa transformator distribusi yang berkapasitas lebih kecil (25, 50, 100 kVA) untuk mensuplai tenaga listrik ke konsumen. Ini akan mengurangi rugi-rugi daya secara signifikan dan pencurian listrik akan terminimalisir. Berikut ini akan dihitung rugi-rugi daya dan rugi-rugi transformator pada HVDS untuk beban dalam konfigurasi 2. Pencurian listrik dalam sistem ini ditiadakan atau dianggap tidak ada. Jadi, total pencurian listik pada HVDS dianggap nol.
A. Rugi Daya
Berdasarkan Tabel 4.17 dan Tabel 4.18, total rugi daya pada LVDS adalah :
PP = Total pada Tabel 4.17 + Total pada Tabel 4.18 (4.8)
= 3.271 kW + 0.3 kW = 3.571 kW
= 3571 W Dimana :
PP : Total rugi daya
B. Rugi Transformator
Transformator yang digunakan pada LVDS beserta rugi-ruginya dapat ditunjukkan pada Tabel 4.20 berikut.
(65)
55
Tabel 4.20 Transformator dan Rugi-Ruginya pada HVDS (Konfigurasi 2)
No ID Pelanggan 80% Daya Maksimum (kVA) Total Daya (kVA) TRANSFORMATOR [13] Rating (kVA) Rugi Beban Nol (W) Rugi Beban Penuh (W)
1 0876550 66 66 100 210 1420
2 0719802 8.48
17.44 25 75 425
3 0827157 6.16
4 0715869 2.8
5 0079660 33.2 33.2 50 125 800
6 0645448 6.16
22.88 25 75 425
7 0079673 13.2
8 0079879 3.52
9 0079854 26.4 26.4 50 125 800
Berdasarkan Tabel 4.20, total rugi transformator pada HVDS ditentukan dengan Persamaan 4.2 seperti berikut ini :
PT = PNL + PFL
= ( 210 W + 75 W + 125 W + 75 W + 125 W ) + ( 1420 W + 425 W + 800 W + 425 W + 800 W )
= 610 W + 3870 W = 4480 W
= 4.48 kW Dimana :
PT : Total rugi transformator
PNL : Total rugi beban nol pada transformator
PFL : Total rugi beban penuh pada transformator
C. Total Rugi
Total rugi HVDS per tahun dievaluasi dengan menjumlahkan semua rugi daya dan rugi transformator yang terjadi dan mengalikan nilai ini dengan 8760 jam yang merupakan total periode waktu penyuplaian tenaga listrik, tepatnya 24 jam dalam 365 hari per tahun. Berikut ini perhitungannya sama dengan Persamaan 4.5 :
PHVDS = ( PP + PT ) x 8760 h
(66)
56 = 8.051 kW x 8760 h = 70526.76 kWh Dimana :
PLVDS : Total rugi pada LVDS
PP : Total rugi daya
PT : Total rugi transformator
Pengurangan rugi-rugi antara HVDS dengan LVDS dapat ditentukan seperti Persamaan 4.6 :
Reduksi Rugi-Rugi = PLVDS - PHVDS
= 127002.1296 kW - 70526.76 kWh = 56475.3696 kWh
4.3.3Penentuan Keuntungan Segi Non-Teknis pada HVDS
Perhitungan-perhitungan yang dilakukan untuk segi non-teknis pada HVDS adalah sebagai berikut.
4.3.3.1Penghematan Tahunan pada HVDS
Secara umum, tarif tenaga listrik yang digunakan adalah Rp 1352,00 per kWH [3], sehingga sesuai dengan Persamaan 2.9, besarnya penghematan tahunan pada HVDS dapat ditentukan dengan :
Annual Savings = Power Purchase Price x Reduction in Losses
= Rp 1352,00 / kWh x 56475.3696 kWh = Rp 76.354.700,00
Dimana :
Power Purchase Price : Harga pembelian daya listrik dari PLN
Reduction in Losses : Selisih rugi-rugi antara HVDS dengan LVDS
4.3.3.2Penentuan Pengeluaran Modal
Bila diasumsikan harga transformator distribusi adalah : a. 25 kVA @ Rp 50.000.000,00
(67)
57 c. 100 kVA @ Rp 50.000.000,00
dan total biaya lainnya diasumsikan Rp 100.000.000,00 [2], maka sesuai dengan Persamaan 2.10, besarnya pengeluaran modal dapat ditentukan dengan :
Capital Outlay = Total Transformator Cost + Miscellaneous Cost
= ( 5 x Rp 50.000.000,00 ) + ( 5 x Rp 100.000.000,00 ) = Rp 250.000.000,00 + Rp 500.000.000,00
= Rp 750.000.000,00 Dimana :
Total Transformator Cost : Total biaya untuk pembelian transformator Miscellaneous Cost : Total biaya lainnya
4.3.3.3Penentuan Waktu Pengembalian Modal pada HVDS
Sesuai dengan Persamaan 2.11, Lamanya waktu pengembalian modal dapat ditentukan dengan
Payback Period = (Capital Outlay / Annual Savings)
= Rp 750.000.000,00 / Rp 76.354.700,00 = 9.82 tahun
Dari keseluruhan hasil analisis, bisa diperoleh tabel perbandingan antara LVDS dan HVDS seperti Tabel 4.21 dan Tabel 4.22 berikut ini.
Tabel 4.21 Perbandingan Tegangan Konsumen pada Konfigurasi 2
No. Consumers VOLTAGE LVDS HVDS
1 0876550 362.273 368.068
2 0719802 362.763 368.414
3 0827157 205.106 210.958
4 0715869 206.954 212.85
5 0079660 355.585 369.888
6 0645448 204.16 210.826
7 0079673 355.384 367.023
8 0079879 203.126 206.36
(1)
vi DAFTAR ISI
ABSTRAK ... i
KATA PENGANTAR ... ii
DAFTAR ISI ... vi
DAFTAR GAMBAR ... ix
DAFTAR TABEL ... xi
BAB I PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang ... 1
1.2 Perumusan Masalah ... 2
1.3 Tujuan ... 3
1.4 Batasan Masalah ... 3
1.5 Manfaat ... 4
1.6 Metodologi Penulisan ... 4
1.7 Sistematika Penulisan ... 5
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ... 6
2.1 Sistem Distribusi... 6
2.1.1 Sistem Distribusi Primer ... 9
2.1.2 Sistem Distribusi Sekunder ... 10
2.2 Transformator Distribusi ... 10
2.3 Rugi-Rugi ... 11
2.3.1 Rugi pada Transformator Distribusi ... 11
2.3.1.1 Rugi Tembaga (PCU) ... 12
2.3.1.2 Rugi Besi (Pi) ... 12
2.3.2 Rugi Daya ... 13
2.3.3 Rugi Non-Teknis ... 13
2.4 Biaya ... 14
2.4.1 Penghematan Tahunan (Annual Savings) ... 14
2.4.2 Pengeluaran Modal (Capital Outlay) ... 14
2.4.3 Waktu Pengembalian Modal (Payback Period) ... 14
2.5 Low Voltage Distribution System (LVDS) ... 14
(2)
vii
2.7 ETAP ... 17
BAB III METODE PENELITIAN... 18
3.1 Tempat dan Waktu ... 18
3.2 Bahan dan Peralatan ... 18
3.3 Variabel yang Diamati ... 18
3.4 Pelaksanaan Penelitian ... 18
3.5 Prosedur Penelitian ... 19
BAB IV HASIL SIMULASI DAN PEMBAHASAN ... 23
4.1 Umum ... 23
4.2 Konfigurasi Pertama (Tingkat Variasi Kapasitas Beban Besar) ... 23
4.2.1 Simulasi Aliran Daya dengan ETAP ... 24
4.2.1.1 Simulasi ETAP untuk LVDS ... 24
4.2.1.2 Simulasi ETAP untuk HVDS ... 29
4.2.2 Penentuan Profil Rugi-Rugi... 34
4.2.2.1 Profil Rugi-Rugi untuk LVDS ... 34
A. Rugi Daya ... 34
B. Rugi Transformator ... 34
C. Rugi Pencurian ... 35
D. Total Rugi ... 36
4.2.2.2 Profil Rugi-Rugi untuk HVDS ... 36
A. Rugi Daya ... 37
B. Rugi Transformator ... 37
C. Total Rugi ... 38
4.2.3 Penentuan Keuntungan Segi Non-Teknis pada HVDS ... 39
4.2.3.1 Penghematan Tahunan pada HVDS ... 39
4.2.3.2 Penentuan Pengeluaran Modal ... 39
4.2.3.3 Penentuan Waktu Pengembalian Modal pada HVDS ... 40
4.3 Konfigurasi Kedua (Tingkat Variasi Kapasitas Beban Kecil atau Hampir Merata) ... 41
4.3.1 Simulasi Aliran Daya dengan ETAP ... 42
4.3.1.1 Simulasi ETAP untuk LVDS ... 42
(3)
viii
4.3.2 Penentuan Profil Rugi-Rugi... 51
4.3.2.1 Profil Rugi-Rugi untuk LVDS ... 51
A. Rugi Daya ... 51
B. Rugi Transformator ... 52
C. Rugi Pencurian ... 53
D. Total Rugi ... 53
4.3.2.2 Profil Rugi-Rugi untuk LVDS ... 54
A. Rugi Daya ... 54
B. Rugi Transformator ... 54
C. Total Rugi ... 55
4.3.3 Penentuan Keuntungan Segi Non-Teknis pada HVDS ... 56
4.3.3.1 Penghematan Tahunan pada HVDS ... 56
4.3.3.2 Penentuan Pengeluaran Modal ... 56
4.3.3.3 Penentuan Waktu Pengembalian Modal pada HVDS ... 57
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ... 59
5.1 KESIMPULAN ... 59
5.2 SARAN ... 60
DAFTAR PUSTAKA ... 61 LAMPIRAN
(4)
ix
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Tiga Bagian Utama Sistem Tenaga Listrik untuk Menuju
Konsumen ... 6
Gambar 2.2 Konfigurasi Sistem Tenaga Listrik ... 8
Gambar 2.3 Konfigurasi Sistem Distribusi Tenaga Listrik ... 9
Gambar 2.4 Bentuk Fisik Transformator Distribusi ... 11
Gambar 2.5 Contoh Penggunaan LVDS ... 15
Gambar 2.6 Contoh Penggunaan HVDS ... 16
Gambar 2.7 Tampilan software ETAP 12.6.0 ... 17
Gambar 3.1 Diagram Alir Prosedur Penelitian ... 19
Gambar 4.1 One Line Diagram Sederhana LVDS Jaringan Transformator MK053 ... 25
Gambar 4.2 One Line Diagram LVDS (Konfigurasi 1) pada ETAP ... 26
Gambar 4.3 Tampilan LVDS (Konfigurasi 1) Setelah Fitur Load Flow Analysis Dijalankan ... 27
Gambar 4.4 One Line Diagram Sederhana HVDS (Konfigurasi 1) Sebagai Sistem yang Baru ... 30
Gambar 4.5 One Line Diagram HVDS (Konfigurasi 1) pada ETAP ... 31
Gambar 4.6 Tampilan HVDS (Konfigurasi 1) Setelah Fitur Load Flow Analysis Dijalankan ... 31
Gambar 4.7 Grafik Tegangan Konsumen pada Konfigurasi 1 ... 41
Gambar 4.8 One Line Diagram Sederhana LVDS Jaringan Transformator MK098 ... 42
Gambar 4.9 One Line Diagram LVDS (Konfigurasi 2) pada ETAP ... 43
Gambar 4.10 Tampilan LVDS (Konfigurasi 2) Setelah Fitur Load Flow Analysis Dijalankan ... 44
Gambar 4.11 One Line Diagram Sederhana HVDS (Konfigurasi 2) Sebagai Sistem yang Baru ... 47
Gambar 4.12 One Line Diagram HVDS (Konfigurasi 2) pada ETAP ... 48
Gambar 4.13 Tampilan HVDS (Konfigurasi 2) Setelah Fitur Load Flow Analysis Dijalankan ... 49
(5)
x
(6)
xi
DAFTAR TABEL
Tabel 4.1 Beban dan Tegangan pada LVDS (Konfigurasi 1) ... 28
Tabel 4.2 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 1) ... 28
Tabel 4.3 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi 3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 1) ... 29
Tabel 4.4 Perbandingan Konduktor dan Transformator pada Konfigurasi 1 ... 30
Tabel 4.5 Beban dan Tegangan pada HVDS (Konfigurasi 1) ... 32
Tabel 4.6 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 1) ... 33
Tabel 4.7 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi 3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 1) ... 33
Tabel 4.8 Transformator dan Rugi-Ruginya pada LVDS (Konfigurasi 1) ... 35
Tabel 4.9 Transformator dan Rugi-Ruginya pada HVDS (Konfigurasi 1) ... 37
Tabel 4.10 Perbandingan Tegangan Konsumen pada Konfigurasi 1 ... 40
Tabel 4.11 Perbandingan Rugi-Rugi Sistem pada Konfigurasi 1 ... 41
Tabel 4.12 Beban dan Tegangan pada LVDS (Konfigurasi 2) ... 45
Tabel 4.13 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 2) ... 45
Tabel 4.14 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi 3-Phasa pada LVDS (Konfigurasi 2) ... 46
Tabel 4.15 Perbandingan Konduktor dan Transformator pada Konfigurasi 2 ... 46
Tabel 4.16 Beban dan Tegangan pada HVDS (Konfigurasi 2) ... 50
Tabel 4.17 Kerugian Daya Jaringan 3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 2) ... 50
Tabel 4.18 Kerugian Daya Jaringan 1-Phasa yang Sudah Digabungkan Menjadi 3-Phasa pada HVDS (Konfigurasi 2) ... 51
Tabel 4.19 Transformator dan Rugi-Ruginya pada LVDS (Konfigurasi 2) ... 52
Tabel 4.20 Transformator dan Rugi-Ruginya pada HVDS (Konfigurasi 2) ... 55
Tabel 4.21 Perbandingan Tegangan Konsumen pada Konfigurasi 2 ... 57