123dok Optimalisasi Penggunaan Kapasitor Bank Pada Jaringan 20 Kv Dengan Simulasi Etap Studi Kasus Pada Fe

TUGAS AKHIR OPTIMALISASI PENGGUNAAN KAPASITOR BANK PADA JARINGAN 20 KV DENGAN SIMULASI ETAP (STUDI KASUS PADA FEEDER SRIKANDI DI PLN RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA SELATAN)

O L E H

DAVID TAMPUBOLON NIM: 0904020766

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS SUMATERA UTARA MEDAN 2014

Universitas Sumatera Utara

ABSTRAK

Permintaan kebutuhan listrik dewasa ini semakin meningkat, baik dari segi kuantitas maupun kualitas. Untuk itu perusahaan utilitas listrik di Indonesia (dalam hal ini PLN) diharapkan dapat menjawab permintaan tersebut dengan meningkatkan kualitas pelayanan listrik. Adapun beberapa parameter penting yang harus diperhatikan guna menjaga kualitas daya diantaranya adalah faktor daya dan jatuh tegangan. Salah satu solusi yang dapat diambil adalah dengan penggunaan kapasitor bank. Pada tulisan ini, penulis akan membahas mengenai penggunaan kapasitor secara optimum, dimana dalam hal ini akan dibahas mengenai penentuan lokasi, ukuran, dan juga jumlah unit kapasitor. Pembahasan Pembahasan akan mengkaji mengkaji lebih lanjut mengenai mengenai kajian kelayakan operasi dan juga kajian kelayakan kelayakan finansial dari dari penggunaan kapasitor pada daerah yang diteliti. Adapun untuk mengetahui secara pasti efektivitas penggunaan kapasitor tersebut dibutuhkan suatu simulator yang mampu mengenal konfigurasi jaringan secara real. Untuk itu pada tulisan ini, penulis akan menggunakan ETAP powerstation dalam melakukan simulasi. Dari hasil penelitian diperoleh bahwa penggunaan penggunaan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah mampu meningkatkan level tegangan pada ujung-ujung jaringan hingga mencapai range standar PLN yaitu pada -10% dan 5% dari tegangan nominal. Selain itu, it u, diperoleh juga penurunan nilai rugi-rugi daya listrik sebesar 19,33%. Sehingga dapat disimpulkan bahwa pemasangan pemasangan kapasitor bank di feeder Srikandi tepat untuk dilaksanakan.

Kata kunci: faktor daya, jatuh tegangan, kapasitor bank, ETAP


ABSTRAK

Permintaan kebutuhan listrik dewasa ini semakin meningkat, baik dari segi kuantitas maupun kualitas. Untuk itu perusahaan utilitas listrik di Indonesia (dalam hal ini PLN) diharapkan dapat menjawab permintaan tersebut dengan meningkatkan kualitas pelayanan listrik. Adapun beberapa parameter penting yang harus diperhatikan guna menjaga kualitas daya diantaranya adalah faktor daya dan jatuh tegangan. Salah satu solusi yang dapat diambil adalah dengan penggunaan kapasitor bank. Pada tulisan ini, penulis akan membahas mengenai penggunaan kapasitor secara optimum, dimana dalam hal ini akan dibahas mengenai penentuan lokasi, ukuran, dan juga jumlah unit kapasitor. Pembahasan Pembahasan akan mengkaji mengkaji lebih lanjut mengenai mengenai kajian kelayakan operasi dan juga kajian kelayakan kelayakan finansial dari dari penggunaan kapasitor pada daerah yang diteliti. Adapun untuk mengetahui secara pasti efektivitas penggunaan kapasitor tersebut dibutuhkan suatu simulator yang mampu mengenal konfigurasi jaringan secara real. Untuk itu pada tulisan ini, penulis akan menggunakan ETAP powerstation dalam melakukan simulasi. Dari hasil penelitian diperoleh bahwa penggunaan penggunaan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah mampu meningkatkan level tegangan pada ujung-ujung jaringan hingga mencapai range standar PLN yaitu pada -10% dan 5% dari tegangan nominal. Selain itu, it u, diperoleh juga penurunan nilai rugi-rugi daya listrik sebesar 19,33%. Sehingga dapat disimpulkan bahwa pemasangan pemasangan kapasitor bank di feeder Srikandi tepat untuk dilaksanakan.



KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas kasih dan karunia-Nya yang telah melimpahkan rahmat dan berkah-Nya kepada penulis sehingga dapat menyelesaikan berjudul: OPTIMALISASI PENGGUNAAN KAPASITOR BANK PADA JARINGAN 20 KV DENGAN SIMULASI ETAP (STUDI KASUS PADA FEEDER SRIKANDI DI PLN RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA SELATAN)

Penulisan Tugas Akhir ini merupakan salah satu syarat untuk menyelesaikan studi dan memperoleh gelar Sarjana Teknik di Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara. Penulis menyadari menyadari bahwa Tugas Akhir Akhir ini masih jauh dari sempurna, sempurna, baik mengenai mengenai materi maupun penyajiannya serta tata bahasanya. Oleh karena itu, penulis terlebih dahulu mohon maaf atas segala kekurangan dan kelemahan yang terdapat dalam tulisan ini. Penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari berbagai pihak guna menyempurnakan menyempurnakan Tugas Akhir ini. Dalam menyelesaikan Skripsi ini, penulis telah banyak menerima bantuan dari berbagai pihak. Dalam kesempatan ini, penulis dengan hati yang tulus mengucapkan terima kasih yang sedalam-dalamnya sedalam-dalamnya kepada: 1. Bapak Ir. Masykur Sjani, MT, selaku Dosen Pembimbing Pembimbing Tugas Akhir yang telah membantu dan memberikan pengarahan kepada penulis selama penyusunan Tugas Akhir ini. 2. Bapak Yulianta Yulianta Siregar, ST.MT ST.MT

dan Bapak Bapak Suherman, Suherman, ST. M.Sc. M.Sc. Ph.D, selaku selaku

pembimbing Tugas Akhir yang memberikan masukan untuk keberhasilan penulisan Tugas akhir ini 3. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si, selaku Ketua Departemen Teknik Elektro FT USU dan Bapak Rahmat Fauzi, S.T, M.T, selaku Sekretaris Departemen Teknik Elektro FT USU.


4. Bapak Bustani Hadi Wijaya, selaku manager PT. PLN WS2JB, Area Palembang, Rayon Pangkalan Balai, Wilayah Sumatera Selatan, yang telah memberikan izin pengambilan data di wilayah tersebut. 5. Bapak Ir. Kasmir Tanjung, selaku Dosen Wali penulis. 6. Seluruh staf pengajar Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara. 7. Seluruh pegawai Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara. 8. Rekan-rekan mahasiswa teknik elektro angkatan tahun 2009, yang selama ini menjadi rekan yang baik dan saling mendukung dalam mengikuti perkuliahan. 9. Terimakasih yang istimewa kepada orang tua Bapak S.Tampubolon dan Ibu S.Hutabarat, orang tua penulis yang selalu mendoakan serta memberikan nasihat, semangat, bimbingan, kritik, dan arahan kepada penulis selama menjalani perkuliahan dan penyelesaian skripsi ini. 10. Kepada abang saya Daniel Tampubolon, Dasmond Tampubolon, dan kakak saya Christina Tampubolon Tampubolon yang banyak banyak sekali membantu membantu dalam penulisan penulisan tugas akhir akhir ini, memberi masukan dan juga doanya bagi penulis terimakasih banyak. 11. Semua pihak yang telah ikut serta membantu penulis dalam menyelesaikan penulisan Tugas Akhir ini. Akhir kata, dengan segala kerendahan dan ketulusan hati, penulis berharap skripsi ini dapat memberikan manfaat bagi almamater pada khususnya serta pembaca pada umumnya. Untuk itu penulis dengan senang hati dan sangat mengharapkan saran-saran dan kritik yang membangun demi penyempurnaan Skripsi ini. Medan,

Juni 2014

Penulis

DAVID TAMPUBOLON NIM : 090402076


DAFTAR ISI

ABSTRAK ................... ......................................... ............................................ ............................................ .......................................... .................... i KATA PENGANTAR ......................................... .............................................................. ............................................ ........................ .. ii DAFTAR ISI.................... .......................................... ............................................ ............................................ ...................................... ................ iv DAFTAR GAMBAR ........................................... ................................................................ ............................................ ........................ .. vi DAFTAR TABEL ..................... ........................................... ............................................ ............................................ ............................ ...... vii BAB I PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang................... ......................................... ............................................ ............................................ ........................ .. 1 1.2. Perumusan Masalah ................................. ....................................................... ............................................ ........................ .. 3 1.3. Batasan Masalah ...................................... ............................................................ ............................................ ........................ .. 3 1.4. Tujuan Penelitian ................................. ....................................................... ............................................ ............................ ...... 3 1.5. Manfaat Penelitian ............................... ..................................................... ............................................ ............................ ...... 3 1.6. Sistematika Penulisan ......................................... ............................................................... ................................... ............. 4 BAB II TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Kualitas Daya Listrik ........................ .............................................. ............................................ ............................... ......... 5 2.1.1. Faktor Daya ............................... ..................................................... ............................................ ............................ ...... 6 2.1.2. Jatuh Tegangan................... ......................................... ............................................ ................................... ............. 8 2.2. Kapasitor Bank ................................................... ......................................................................... ................................... ............. 9 2.2.1. Efek Pemasangan Kapasitor Seri dan Paralel ( Shunt ) ................. 10 a. Kapasitor Seri .............................. .................................................... .......................................... .................... 10 b. Kapasitor Paralel (Shunt ( Shunt ) ...................................................... ...................................................... 12 2.2.2. Metode Penentuan Lokasi Kapasitor Bank .................... ................................. ............. 13 a. Metode Jarak ............................................. ................................................................... ............................ ...... 14 b. Metode Aliran Daya Reaktif Reaktif .................... .......................................... ............................ ...... 15 2.2.3. Penentuan Rating Kapasitor ..................... ........................................... ................................... ............. 19 2.3. ETAP (Electric (Electric Transient Analysis Program ) ...................... ....................................... ................. 21


BAB III METODE PENELITIAN

3.1. Tempat dan Waktu Penelitian................................................................ 20 3.2. Metode Pengumpulan Data.................................................................... 20 3.3. Diagram Alir Metode Penelitian............................................................ 20 3.4. Review Singkat Perbandingan Analisa Aliran Daya : Perhitungan Manual Vs Simulasi ETAP.................................................................... 24 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1. Data Aliran Daya pada Feeder Srikandi Sebelum Pemasangan Kapasitor Bank ................................................................. 29 4.1.1. Data Profile Tegangan................................................................. 29 4.1.2. Data Faktor Daya dan Rugi-rugi ................................................. 32 4.1.3. Data Kapasitor Bank ................................................................... 34 4.2. Analisa Data........................................................................................... 34 4.2.1. Analisa Teknis ............................................................................. 34 a. Metode Pemasangan Kapasitor Bank : Metode Jarak ........... 35 b. Metode Pemasangan Kapasitor Bank : Metode Aliran Daya Reaktif ......................................................................... 40 4.2.2. Analisa Kelayakan Finansial ....................................................... 48 4.2.3. Metode Scoring ........................................................................... 55 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan ............................................................................................ 59 5.2. Saran ...................................................................................................... 60 DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 61 LAMPIRAN


DAFTAR GAMBAR

No.

Nama Gambar

Halaman

2.1

Diagram phasor..................................................................................... 7

2.2

Power faktor correction ........................................................................ 7

2.3

Diagram phasor transimi daya ke beban............................................... 8

2.4

Gambar diagram pemasangan kapasitor seri ........................................ 11

2.5

Gambar diagram pemasangan kapasitor shunt ..................................... 12

2.6

Penempatan kapasitor bank dengan metode jarak ................................ 15

2.7

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

2.8

Tampilan jendela kerja ETAP ............................................................. 19

3.1

Diagram alir metode penelitian ............................................................ 23

3.2

Contoh Pemodelan Jaringan Sederhana................................................ 24

3.3

Analisa Model Jaringan pada ETAP..................................................... 28

4.1

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

4.2

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

4.3

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

4.4

Lokasi penempatan kapasitor bank 2 pada ETAP ................................ 58


DAFTAR TABEL

No.

Nama Tabel

Halaman

2.1

Rating Kapasitor yang umum ............................................................... 18

3.1

Perbandingan perhitungan manual dan simulasi ETAP ...................... 28

4.1

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

4.2

Sampling tegangan jaringan yang paling buruk ................................... 32

4.3

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

4.4

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

4.5

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

4.6


4.7


4.8


4.9


4.10


4.11

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

4.12

Profil tegangan dan rugi-rugi setelah penggunaan kapasitor


dengan skenario 1 (metode aliran daya reaktif) .................................... 41 4.13

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

4.14


4.15


4.16


4.17


4.18

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

4.19

Analisa finansial dengan skenario 1 ..................................................... 49

4.20


4.21


4.22


4.23


4.24


4.25

Scoring berdasarkan parameter tegangan ............................................. 55

4.26

Scoring berdasarkan parameter tegangan ............................................. 55

4.27

Scoring berdasarkan parameter IRR ..................................................... 56

4.28

Scoring berdasarkan parameter BCR.................................................... 56

4.29

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

4.30

Rincian pemasangan kapasitor bank dengan skenario 2 ....................... 57


ABSTRAK

Permintaan kebutuhan listrik dewasa ini semakin meningkat, baik dari segi kuantitas maupun kualitas. Untuk itu perusahaan utilitas listrik di Indonesia (dalam hal ini PLN) diharapkan dapat menjawab permintaan tersebut dengan meningkatkan kualitas pelayanan listrik. Adapun beberapa parameter penting yang harus diperhatikan guna menjaga kualitas daya diantaranya adalah faktor daya dan jatuh tegangan. Salah satu solusi yang dapat diambil adalah dengan penggunaan kapasitor bank. Pada tulisan ini, penulis akan membahas mengenai penggunaan kapasitor secara optimum, dimana dalam hal ini akan dibahas mengenai penentuan lokasi, ukuran, dan juga jumlah unit kapasitor. Pembahasan akan mengkaji lebih lanjut mengenai kajian kelayakan operasi dan juga kajian kelayakan finansial dari penggunaan kapasitor pada daerah yang diteliti. Adapun untuk mengetahui secara pasti efektivitas penggunaan kapasitor tersebut dibutuhkan suatu simulator yang mampu mengenal konfigurasi jaringan secara real. Untuk itu pada tulisan ini, penulis akan menggunakan ETAP powerstation dalam melakukan simulasi. Dari hasil penelitian diperoleh bahwa penggunaan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah mampu meningkatkan level tegangan pada ujung-ujung jaringan hingga mencapai range standar PLN yaitu pada -10% dan 5% dari tegangan nominal. Selain itu, diperoleh juga penurunan nilai rugi-rugi daya listrik sebesar 19,33%. Sehingga dapat disimpulkan bahwa pemasangan kapasitor bank di feeder Srikandi tepat untuk dilaksanakan.



BAB I PENDAHULUAN 1.1

Latar Belakang

Pertumbuhan ekonomi di Indonesia akan berpengaruh terhadap pola konsumi masyarakat

terhadap

energi

listrik.

Dimana

dengan

pertumbuhan

tersebut

akan

mengakibatkan peningkatan pola konsumsi akan energi listrik baik dari segi kuantitas maupun kualitas. Adapun perusahaan utilitas di Indonesia yang berperan dalam penyediaan dan juga penyaluran energi listrik adalah PLN (Perusahaan Listrik Negara). Didalam sistem kelistrikan PLN, sistem tenaga listrik secara garis besar terdiri dari tiga sistem : pembangkit, transmisi, dan distribusi. Tulisan ini akan lebih membahas mengenai sistem distribusi. Mengingat pentingnya energi listrik bagi kehidupan orang banyak maka suatu sistem tenaga listrik harus bisa melayani pelanggan secara baik, dalam arti sistem tenaga listrik tersebut aman dan handal yaitu tidak membahayakan manusia dan lingkungannya serta dapat melayani pelanggan secara memuaskan misalnya dari segi kontinuitas. Selain itu, meningkatnya kesadaran masyarakat akan kualitas daya listrik yang baik menjadi alasan perlunya perusahaan utilitas memberi perhatian lebih dalam hal tersebut. Adapun beberapa parameter penting yang harus diperhatikan dalam sistem distribusi guna menjaga kualitas daya antara lain : masalah harmonisa, fluktuasi tegangan, frekwensi, faktor daya, jatuh tegangan, dan beberapa faktor lainnya. Adapun parameter yang akan dibahas pada tulisan ini adalah faktor daya dan jatuh tegangan. Hal ini mengingat lokasi yang akan menjadi objek penelitian tulisan ini memiliki faktor daya yang buruk dan juga jatuh tegangan yang besar akibat panjang dari sistem distribusi itu sendiri. Guna menanggapi permintaan masyarakat akan kualitas daya listrik yang baik PLN dapat mengambil beberapa tindakan sebagai solusi atas permasalahan tersebut, salah satunya adalah dengan penggunaan kapasitor bank. Tulisan ini akan mengkaji penggunaan kapasitor bank yang optimum guna memperbaiki faktor daya dan kualitas tegangan. Dimana toleransi yang diperbolehkan untuk suatu nilai tegangan +5% dan -10% dari tegangan nominalnya. Untuk mendapatkan hasil yang optimum kita harus menentukan peletakan, menentukan ukuran, dan juga jumlah unit kapasitor yang digunakan.


Ada beberapa metode yang digunakan para engineer untuk menentukan lokasi dan ukuran kapasitor bank diantaranya adalah metode jarak Neagle and Samson (1956) dan juga metode aliran daya reaktif oleh Grainger/Lee (1981). Dari kedua metode tersebut penulis akan melakukan perbandingan untuk menentukan metode mana yang lebih baik untuk diterapkan di lapangan. Kedua metode diatas akan disimulasikan lewat progam analisis aliran daya pada ETAP (Electric Transient Analysis Program) powerstation. Dewasa ini banyak berkembang metode-metode dalam penentuan lokasi kapasitor bank seperti dengan menggunakan algoritma genetik, aplikasi jaringan syaraf tiruan, dan beberapa lainnya. Namun dalam tuli san ini penulis akan menggunakan ETAP karena memiliki keunggulan dibanding metode-metode seperti yang disebutkan diatas. Adapun keunggulan penggunaan ETAP adalah ETAP dapat menggambarkan kondisi real dilapangan secaara akurat sehingga dapat mengantisipasi adanya perubahan karakteristik beban tiap saat. Selain itu dengan interface grafis yang sederhana membuat ETAP user friendly sehingga mudah dalam pengoperasiaan dan dengan waktu yang singkat dapat memperoleh hasil analisis yang dibutuhkan. Perusahaan utilitas listrik bergerak dengan keputusan investasi yang cepat sehingga sangat tepat menggunakan ETAP dalam melakukan analisis aliran daya, dan juga analisis lainnya yang berkaitan dengan analisis sistem tenaga. Perusahaan utilitas biasanya bergerak berdasarkan 2 poin utama yaitu mengenai kelayakan operasi (teknis) dan juga kelayakan finansial. Dalam tulisan ini penulis akan melakukan analisis dengan berdasar atas 2 poin tersebut. Sehingga dalam penentuan lokasi, ukuran, maupun jumlah unit kapasitor selain memperhatikan efek perbaikan faktor daya dan tegangan, penulis juga akan memperhatikan dari segi investasi finansialnya untuk menentukan kelayakan penggunaan kapasitor bank tersebut. Adapun beberapa penelitian sebelumnya yang membahas penggunaan kapasitor bank dan analisa terhadap jatuh tegangan dan rugi-rugi, antara l ain : -

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

Penelitian ini menggunakan algoritma genetik dalam penempatan kapasitor. -

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

Etap” -

“Analisis Jatuh Tegangan Dan Rugi-Rugi Pada Penyulang Dengan Menggunakan [3]

Etap”

(pada tulisan ini dilakukan perbandingan perhitungan manual dan ETAP)


1.2

Perumusan Masalah

-

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

-

Perbaikan sistem distribusi tersebut menggunakan kapasitor bank

-

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

1.3

Batasan Masalah

Agar tujuan penulisan tugas akhir ini sesuai dengan yang diharapkan serta terfokus pada judul dan bidang yang telah disebutkan di atas, maka penulis membatasi permasalahan yang akan dibahas sebagai berikut : 1. Sistem ketenagalistrikan yang dibahas adalah sistem distribusi 20 kV, yaitu Feeder Srikandi di PLN Rayon Pangkalan Balai, Wilayah Sumatera Selatan 2. Parameter kualitas tenaga listrik yang dibahas mencakup dari faktor daya, tegangan pelayanan dan susut teknis 3. Solusi perbaikan menggunakan media kapasitor bank 4. Metoda analisa data memanfaatkan load flow analysis di software ETAP 6.0.

1.4

Tujuan Penelitian

Adapun tujuan penulisan tugas akhir ini adalah: 1. Menentukan lokasi penempatan kapasitor bank yang paling optimal untuk perbaikan faktor daya dan tegangan pelayanan di jaringan distribusi 20 kV 2. Menentukan jumlah unit dan kapasitas kapasitor bank yang paling tepat untuk perbaikan faktor daya dan tegangan di jaringan distribusi 20 kV 3. Menganalisa kelayakan teknis dan finansial pemasangan kapasitor bank di jaringan distribusi 20 kV

1.5

Manfaat Penelitian

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


1.6

Sistematika Penulisan

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

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

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

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

BAB III METODE PENELITIAN

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

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

Bab ini berisi tentang data hasil eksperimen dan analisis data.

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN

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


BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1

Kualitas Daya Listrik

Peningkatan terhadap kebutuhan dan konsumsi energi listrik yang baik dari segi kualitas dan kuantitas menjadi salah satu alasan mengapa perusahaan utilitas penyedia listrik perlu memberi perhatian terhadap isu kualitas daya listrik. Terlebih pada konsumen perindustrian yang membutuhkan supply listrik yang baik yaitu dari segi kontinuitas dan juga kualitas tegangan yang disupply (karena mesin-mesin pada perindustrian sensitif terhadap lonjakan/ ketidakstabilan tegangan) perlu diusahakan suatu sistem pendistribusian tenaga listrik yang dapat memberikan pelayanan yang memenuhi kriteria yang diinginkan konsumennya. Istilah kualitas daya listrik bukanlah hal yang baru melainkan sudah menjadi isu penting pada industri sejak akhir 1980-an. Kualitas daya listrik memberikan gambaran akan baik buruknya suatu sistem ketenagalistrikan dalam mengatasi gangguan-gangguan pada sistem tersebut. Roger C. Dugan memberikan empat alasan utama perlunya perhatian lebih akan masalah kualitas daya 1.

[4]

:

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

2.

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

3.

Meningkatnya

kesadaran

para

konsumen

akan

masalah

kualitas

daya.

Dimana pelanggan/ konsumen menjadi lebih mengerti akan masalah seperti


interupsi, sags, dan transien switching dan mengharapkan sistem utilitas listrik untuk meningkatkan kualitas daya yang dikirim. 4.

Sistem tenaga listrik sekarang ini sudah banyak yang melakukan interkoneksi antar jaringan, di mana hal ini memberikan suatu konsekuensi bahwa kegagalan dari setiap komponen akan mengakibatkan kegagalan pada komponen lainnya. Masalah yang dapat timbul dari sistem tenaga listrik dengan kualitas daya yang buruk

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

2.1.1

Faktor Daya

Faktor daya merupakan salah satu indikator baik buruknya kualitas daya listrik. Faktor daya atau faktor kerja adalah perbandingan antara daya aktif (watt) dengan daya semu/daya total (VA), atau cosinus sudut antara daya aktif dan daya semu/daya total. Peningkatan daya reaktif akan meningkatkan sudut antara daya aktif dan daya semu sehingga dengan daya aktif yang tetap akan mengakibatkan peningkatan daya semu yang akan dikirimkan.

Dengan

kata

lain

akan

menurunkan

efisiensi

dari

sistem

distribusi

ketenagalistrikan. Nilai faktor daya maksimal adalah satu.

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

P S

(2.1)

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


P, kW θ

Q, kVAR S, kVA

Gambar 2.1 Diagram phasor

P θ 1

θ 2

Q2 S2

S1

QC

Gambar 2.2 Power factor correction Gambar 2.1 menunjukan hubungan antara daya aktif, reaktif dan daya semu. Pada gambar tersebut terlihat bahwa daya semu/ total adalah penjumlahan vektor dari daya aktif dan reaktif. Gambar 2.2 adalah gambar perbaikan faktor daya dengan kompensator daya reaktif (kapasitor). Kapasitas kapasitor yang dibutuhkan untuk memperbaiki faktor daya beban dapat dihitung sebagai berikut: Daya reaktif pada p.f awal

θ 1

(2.2)

Q2 = P x tan θ 2

(2.3)

Q1 = P x tan Daya reaktif pada p.f yang diperbaiki

dimana P = konstan


Sehingga rating kapasitor yang diperlukan untuk memperbaiki faktor daya adalah : Daya reaktif Qc = Q1 - Q2

(2.4)

∆Q = P x (tan θ awal -tan θ target )

(2.5)

atau

2.1.2 Jatuh Tegangan

Jatuh tegangan dapat didefenisikan sebagai besarnya tegangan yang hilang pada suatu penghantar. Jatuh tegangan berbanding lurus dengan impedansi saluran. Besarnya jatuh tegangan dinyatakan baik dalam persen atau dalam besaran Volt. Dalam hal ini PLN membatasi tegangan minimun pada batasan -10% dari tegangan nominal dan tegangan maksimumnya tidak lebih dari +5% dari tegangan nominalnya. Penurunan persamaan jatuh tegangan dapat ditentukan dari gambar diagram phasor transmisi daya pada gambar berikut : d Vs ∆Vq

IX Vr θ

a

Ip

c

b IR

e Iq

∆Vp

Gambar 2.3 Diagram phasor transmisi daya ke beban Beban-beban yang terdapat pada sistem tenaga listrik bukanlah bersifat resistif murni melainkan bersifat resistif-induktif. Beban resistif akan menyerap daya aktif, sedangkan beban induktif akan menyerap daya reaktif yang dihasilkan oleh pembangkit. Penyerapan daya reaktif oleh beban induktif ini akan menyebabkan jatuh tegangan sehingga terjadi hilangnya tegangan pada saluran selama proses pendistribusian dan mengakibatkan nilai tegangan disisi penerima akan berbeda dengan nilai tegangan pada sisi pengirim. Persamaan jatuh tegangan dapat dilihat pada persamaan berikut :


Vs = (Vr +∆Vp) + (∆Vq) 2

2

2

(2.6)

Keterangan : Vs = tegangan di sisi pengirim Vr = tegangan di sisi penerima

∆Vp = jatuh tegangan Dimana :

∆Vp = IR cosθ + IX sinθ

(2.7)

∆Vq = IX cosθ – IR sinθ

(2.8)

Sehingga persamaan tegangan di sisi pengirim (Vs) menjadi : Vs = (Vr + IR cosθ + IX sinθ) + (IX cosθ – IR sinθ) 2

2

Karena nilai ∆V

q

2

(2.9)

= IX cosθ – IR sin θ sangat kecil, maka nilai tersebut dapat diabaikan. 2

Sehingga persamaan Vs menjadi : Vs = (Vr +∆Vp) 2

2

(2.10)

Sementara itu untuk persamaan jatuh tegangan dapat kita tentukan :

∆Vp = IR cosθ + IX sinθ Atau

∆Vp = R

P

+ X

Vr

Q

(2.11)

Vr

Keterangan : R = resistansi saluran X = reaktansi saluran P = daya aktif yang dikirim ke beban Q = daya reaktif yang dikirim ke beban

2.2

Kapasitor bank

Dalam perbaikan faktor daya dan pengaturan tegangan jaringan, para engineer menggunakan kapasitor bank dengan sistem kompensasi daya reaktif yang ditawarkannya. Pada saluran transmisi, beban yang bersifat induktif akan menyerap

daya reaktif, yang

kemudian akan dapat menimbulkan jatuh tegangan di sisi penerima. Disinilah kapasitor bank


berfungsi dalam mengkompensasi daya reaktif dan memastikan tegangan terjaga pada levelnya pada saat beban penuh. Pemasangan kapasitor bank adalah usaha yang dilakukan untuk memberikan supply daya reaktif. Sehingga penggunaan kapasitor bank akan mengurangi penyerapan daya reaktif sistem oleh beban. Hal ini dilakukan agar jatuh tegangan dan rugi-rugi jaringan yang terjadi dapat dikurangi. Selain dapat memperbaiki nilai tegangan, pengaturan tegangan dengan menggunakan kapasitor bank juga dapat meningkatkan nilai faktor daya. Sebab dengan memasang kapasitor bank, akan dapat mengurangi penyerapan daya reaktif oleh beban. Pengurangan penyerapan daya reaktif oleh beban pada sistem, akan dapat meningkatkan nilai faktor daya. Kapasitor bank memberikan manfaat yang besar Dimana

kapasitor bank dapat mengurangi losses, memperbesar kapasitas layanan dan

mengurangi drop tegangan

-

untuk kinerja sistem distribusi.

[5]

:

Rugi-rugi jaringan – dengan memberi kompensasi daya reaktif pada motor dan beban lainnya dengan power faktor yang rendah, kapasitor akan menurunkan arus jaringan. 2

Penurunan arus ini akan mengurangi rugi-rugi I R jaringan secara signifikan.

-

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

-

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

2.2.1

Efek Pemasangan Kapasitor Seri dan Paralel ( shunt )

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

[6]

.

Kapasitor Seri

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


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

kelak .

Z’ = R + j(Xl - XC))

Z = R + jXl I

+ Vr -

Vs -

I

+ Vs -

(a)

+ Vr -

(b) VS

IXC VS’

IZ VR θ

IXL

VR

θ

IR I

IZ’

IXL

VC I

(c)

(d)

Gambar 2.4 gambar diagram pemasangan kapasitor seri Gambar 2.4 a adalah bagan satu garis dari suatu penyulang, sedangkan gambar 2.4 c adalah diagram fasornya. Bila pada penyulang tersebut diujung penerimanya dipasang kapasitor bank (seri), maka bagan satu garisnya akan terlihat seperti pada gambar 2.4 b dan fasor diagaramnya seperti pada gambar 2.4 d. Pada gambar 2.4 a dan 2.4 c, jatuh teganagn pada penyulang tersebut dapat dinyatakan secara pendekatan sebagai berikut : VD = IR cos θ + IXL sin θ

(2.12)

Dari gambar 2.4 b dan 2.4 d, hasil jatuh tegangan akibat dipasangnya kapasitor seri dapat dihitung sebagai berikut : VD = IR cos θ + I(XL-XC) sin θ

(2.13)


Dimana :

R = tahanan dari penyulang ( Ω) XL = reaktansi induktif penyulang ( Ω) XC = reaktansi kapasitif dari kapasitor seri ( Ω) b.

Kapasitor Paralel ( Shunt )

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

saluran tersebut dipasang kapasitor shunt di ujung saluran .

Z = R + jXL

Z = R + jXl IS

+ Vr -

Vs -

I

I’

+ Vs -

IC

(a)

(b)

VS’

VS

IZ’

IZ VR θ

+ Vr -

XC

IXL

IC

IR

θ

I’

I

VR

’

IC I

(c) (d) Gambar 2.5 gambar diagram pemasangan kapasitor shunt

Sebelum kapasitor shunt dipasang pada ujung saluran, jatuh tegangan pada penyulang tersebut dapat dihitung : VD = IR cos θ + IXL sin θ

(2.14)


atau VD = (I cos θ)R + (I sin θ) XL

(2.15)

atau VD = IRR + IXXL

(2.16)

Bila kapasitor dipasang pada ujung penerima dari saluran, seperti yang terlihat pada gambar 2.5 b dan d, secara pendekatan jatuh tegangan sekarang menjadi : VD = IRR + IXXL - ICXL

(2.17)

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

(2.18)

Dimana : R = tahanan total dari sirkuit penyulang XL = reaktansi induktif total dari penyulang IR = komponen arus aktif IX = komponen arus reaktif lagging IC = komponen arus reaktif leading Adapun pemasangan yang akan diterapkan dalam tugas akhir ini adalah dengan kompensasi shunt (pemasangan kapasitor secara paralel terhadap jaringan), dimana alasan utama pemilihannya adalah masalah flexibilitas penggunaan kapasitor itu sendiri.

2.2.2 Metode Penentuan Lokasi Kapasitor Bank

Ada beberapa metode yang dikembangkan dalam usaha untuk mengoptimalkan penggunaan kapasitor bank. Lokasi penempatan kapasitor bank tersebut akan mempengaruhi seberapa besar pengaruh pemakaian kapasitor bank terhadap perbaikan faktor daya jaringan. Pada dasarnya kapasitor bank paling baik ditempatkan di dekat pusat-pusat beban. Namun yang hal yang menyulitkan para engineer adalah menentukan dimana sebenarnya pusat beban tersebut. Karena pola konsumen yang bervariasi tentunya tidak dapat kita tentukan pusat beban begitu saja, kita butuh pendekatan-pendekatan untuk mengidentifikasi dimanakah pusat beban tersebut.


Dalam tugas akhir ini penulis akan membahas 2 teori dalam penempatan lokasi kapasitor bank yang optimum, yaitu teori “2/3 rule”

[7]

oleh Neagle and Samson dan teori

[8]

“1/2-kvar rule”

a.

oleh Grainger/Lee.

Metode jarak

Metode jarak ini secara luas digunakan oleh para engineer dalam menentukan size dan penempatan kapasitor untuk secara optimum mengurangi losses. Neagle and Samson mengembangkan pendekatan penempatan kapasitor untuk beban yang terdistribusi merata. Dari penelitian yang dilakukannya mereka mengembangkan teori metode jarak dalam memilih dan menempatkan kapasitor. Untuk beban yang terdistribusi merata, ukuran kapasitor yang optimum adalah 2/3 dari var yang dibutuhkan jaringan (lihat gambar 2.7). Penempatan yang optimal dari kapasitor adalah pada jarak 2/3 dari gardu ke ujung saluran. Dalam penempatan optimal untuk beban yang terdistribusi merata ini, sumber (gardu) menyuplai daya reaktif (var) untuk 1/3 panjang jaringan pertama, dan kapasitor bank menyuplai untuk 2/3 panjang jaringan berikutnya. Generalisasi dari metode jarak ini untuk n jumlah kapasitor, adalah size dari tiap kapasitor adalah sebesar 2/(2n+1) dari var yang dibutuhkan jaringan. Dan jarak untuk tiap kapasitor harus sama yaitu dimulai dari jarak 2/(2n+1) dari total panjang jaringan dari gardu sampai ke ujung saluran, dan kemudian menambahkan unit kapasitor selebihnya pada interval 2/(2n+1) dari total panjang saluran. Jadi total var yang disuplai oleh kapasitor bank adalah 2n/(2n+1) dari kebutuhan var jaringan. Jadi untuk menggunakan 3 kapasitor, maka size dari tiap-tiap kapasitor adalah 2/7 dari total var yang dibutuhkan dan ditempatkan pada jarak 2/7. 4/7, 6/7 dari jarak total dimulai [7]

dari gardu .


Gambar 2.6 penempatan kapasitor bank dengan metode jarak

b. Metode aliran daya reaktif

Grainger and Lee

menyajikan metode yang sederhana namun optimal untuk

menempatkan kapasitor pada jaringan dengan load profile yang beragam, bukan hanya untuk kondisi beban terdistribusi merata. Dengan metode Grainger and Lee, kita menggunakan profil dari beban reaktif dari jaringan untuk menentukan lokasi penempatan kapasitor (lihat gambar 2.8). Ide dasar dari metode ini adalah untuk menempatkan kapasitor bank pada jaringan dimana daya reaktif yang mengalir sama dengan setengah dari rating kapasitor(var-nya). Dengan metode aliran daya reaktif ini, kapasitor menyuplai setengah dari var-nya downstream dan setengah lagi upstream. Langkah- langkah pendekatanya adalah sebagai [8]

berikut :

-

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


-

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

-

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

dapat menempatkan sebuah kapasitor 300 kvar diposisi dimana aliran daya sama dengan 150 kvar, kemudian menempatkan kapasitor berikutnya yang ukurannya 600 kvar diposisi dimana aliran daya sama dengan 300 kvar dan terakhir menempatkan kapasitor 450 kvar diposisi dimana aliran daya sama dengan 225 kvar.

Gambar 2.7 penempatan kapasitor bank dengan metode aliran daya reaktif


2.2.4

Penentuan Rating Kapasitor

Adapun untuk menentukan rating kapasitor yang akan digunakan, hal yang perlu diketahui adalah keadaan jaringan sebelum pemasangan kapasitor dan harapan setelah pemasangan kapasitor. Untuk itu pertama sekali perlu diketahui faktor daya dari daerah tersebut, kemudian untuk menentukan ukuran kapasitor bank yang digunakan, maka perlu ditentukan juga nilai faktor daya yang ingin dicapai. Untuk menentukan nilai kapasitor bank yang di pakai, maka dapat menggunakan perhitungan-perhitungan sebagai berikut: PF awal

Cos θ 1 = X θ 1

= Cos-1 X

Q1

=

P x Tan θ 1

PF yang diinginkan

Cos θ 2 = Y θ 2

= Cos Y

Q2

=

-1

P x Tan θ 2

Nilai kapasitor yang harus dipasang : Qc = Q1 – Q2

Rating unit

kapasitor

dari

50 kVAR

sampai

lebih

500 kVAR

tersedia

pada tabel. Tabel 2.2 menunjukkan rating kapasitor yang umum. Kapasitor bank pada feeder biasanya memiliki satu atau dua atau ( jarang ) tiga unit per phasa. Umumnya kapasitor bank hanya punya satu unit kapasitor per phasa.


IEEE Std menjelaskan petunjuk standar untuk penggunaan kapasitor. Kapasitor tidak boleh digunakan jika nilai berikut melewati batasan yang telah ditunjukkan (IEEE Std. 18-2002)

[9]

:

•

135% dari Kvar pada nameplate

•

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

dari

rating tegangan (rms) •

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

Tabel 2.1 Rating Kapasitor yang umum


2.3

ETAP (Electric Transient Analysis Program)

ETAP power

station adalah

salah

satu

software

simulasi

dalam

sistem

ketenagalistrikan. Software ini bekerja dengan melakukan perhitungan dengan formula matematis terhadap pemodelan yang dilakukan terhadap jaringan real. Sehingga dengan simulasi

ini

dapat

membantu

pengguna

untuk

mengamati

suatu

operasi

sistem

ketenagalistrikan tanpa harus melakukan eksperimen secara langsung. Analisa tenaga listrik yang dapat dilakukan dengan menggunakan ETAP antara lain : -

Analisa Aliran Daya (Load Flow Analysis)

-

Analisa Hubung Singkat (Short Circuit Analysis)

-

Motor Starting

-

Arc Flash Analysis

-

Harmonics Power System

-

Analisa Kestabilan Transien (Transient Stability Analysis)

-

Protective Device Coordination Dan dalam tugas akhir ini akan memanfaatkan analisa aliran daya dalam melakukan

perhitungan rugi-rugi dan jatuh tegangan.Berikut ini akan ditampilkan gambar tampilan jendela kerja pada ETAP power station.

Gambar 2.8 Tampilan jendela kerja ETAP


BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1

Kesimpulan

Penulisan tugas akhir ini ditujukan untuk mendapatkan solusi perbaikan kualitas daya listrik khususnya pada parameter jatuh tegangan dan rugi-rugi daya. Solusi yang diambil berupa pemasangan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah 20 kV. Secara khusus pemasangan kapasitor bank ini disimulasikan pada feeder Srikandi yang merupakan unit kerja PLN Area Palembang, Rayon Pangkalan Balai, Sumatera Selatan. Alat bantu simulator yang digunakan adalah ETAP Power Station v.6.0 dengan menggunakan data single line diagram feeder Srikandi. Dari hasil penelitian diperoleh bahwa penggunaan kapasitor bank di jaringan tegangan menengah mampu meningkatkan level tegangan pada ujung-ujung jaringan hingga mencapai range standar PLN yaitu pada -10% dan 5% dari tegangan nominal. Selain itu, diperoleh juga penurunan nilai rugi-rugi daya listrik sebesar 19,33%. Dari dua metode penempatan kapasitor bank yaitu metode aliran daya reaktif dan metode jarak terlihat bahwa metode aliran daya reaktif lebih sesuai digunakan dalam menentukan lokasi penempatan kapasitor bank di feeder Srikandi yang memiliki distribusi beban tidak merata. Untuk mempertajam hasil penelitian, dirancang 6 skenario yang mengacu pada metode aliran daya reaktif untuk memperoleh titik keoptimalan baik dari sisi teknis maupun finansial. Adapun parameter teknis yang digunakan adalah perbaikan tegangan dan rugi-rugi daya listrik, sementara parameter finansial yang digunakan adalah IRR dan BCR. Dalam melakukan kajian kelayakan teknis dan finansial tersebut digunakan metode scoring sehingga dapat dilakukan analisa yang bersifat kuantitatif. Melalui pendekatan tersebut terlihat bahwa skenario 2 merupakan skenario terbaik dalam pemasangan kapasitor bank pada feeder Srikandi. Secara terperinci, skenario 2 tersebut mengatur hal-hal berikut ini : -

Menggunakan kapasitor bank dengan kapasitas total 900 kvar Menggunakan 2 unit kapasitor yaitu dengan kapasitor I berkapasitas 500 kvar dan kapasitor II berkapasitas 400 kvar. Kapasitor I ditempatkan pada bus 45 dan kapasitor II ditempatkan pada bus 32

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


5.2

Saran

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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


DAFTAR PUSTAKA

1.

Saragih, Tarsin. Analisis Penempatan Optimal Bank Kapasitor Pada Sistem Distribusi Radial Dengan Metode Genetik Algorithm Aplikasi : Pt. Pln (Persero) Cabang Medan. Departemen Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara ; 2011.

2.

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

3.

Sianipar, Setia. Analisis Jatuh Tegangan

Dan Rugi-Rugi Pada Penyulang Dengan

Menggunakan Etap. Departemen Teknik Elektro Universitas Sumatera Utara ; 2011. 4.

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

5.

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

6.

Gonen, Turan. Electric Power Distribution System Engineering”. New York :

Mc

Grawhill ; 1986. 7. Neagle, N. M. and Samson, D. R. Loss Reduction from Capacitors Installed on Primary Feeders. AIEE Transactions, vol. 75, pp. 950–9, Part III, October 1956. 8. Grainger, J. J. and Lee, S. H. Optimum Size and Location of Shunt Capacitors for Reduction of Losses on Distribution Feeders. IEEE Transactions on Power Ap-paratus and Systems , vol. PAS-100, no. 3, pp. 1005–18, March 1981. 9. IEEE Std. 18-1992, IEEE Standard for Shunt Power Capacitors. 10. ITM Capacitor.Co.,Ltd . Low Voltage Capacitor for Power Factor Correction [Brochure]. ITM Capacitor.Co.Ltd ; 2012.






LAMPIRAN DATA DAYA TERPASANG PELANGGAN FEEDER SRIKANDI PLN RAYON PANGKALAN BALAI, WILAYAH SUMATERA SELATAN DAYA TERPASANG NO. URUT

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

ID

Lump1 Lump2 Lump3 Lump4 Lump5 Lump6 Lump7 Lump8 Lump9 Lump10 Lump11 Lump12 Lump13 Lump14 Lump15 Lump16 Lump17 Lump18 Lump19 Lump20 Lump21 Lump22 Lump23 Lump24 Lump25 Lump26 Lump27 Lump28 Lump29 Lump30 Lump31 Lump32 Lump33

TEGANGAN PELAYANAN

0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV

1 PHASA

3 PHASA

(KVA)

(KVA)

TR

TM

78 20 21 22 155 41 103 45 15 101 25 20 22 35 100 30 22 38 22 35 24 26 35 21 15 50 78 89 12 125 310 23 83


34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76

Lump34 Lump35 Lump36 Lump37 Lump38 Lump39 Lump40 Lump41 Lump42 Lump43 Lump44 Lump45 Lump46 Lump47 Lump48 Lump49 Lump50 Lump51 Lump52 Lump53 Lump54 Lump55 Lump56 Lump57 Lump58 Lump59 Lump60 Lump61 Lump62 Lump63 Lump64 Lump65 Lump66 Lump67 Lump68 Lump69 Lump70 Lump71 Lump72 Lump73 Lump74 Lump75 Lump76

0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV

14 21 14 130 13 50 100 155 34 145 25 155 50 35 50 35 100 45 50 50 22 34 12 12 22 25 23 15 22 45 15 15 30 35 75 20 35 15 50 50 50 25 20


77 78 79 80 81

Lump77 Lump78 Lump79 Lump80 Lump81

0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV 0,4 kV

24 35 15 15 12


DATA TRAFO DISTRIBUSI PERPENYULANG PENYULANG

RATING NO.

TRANSFORMER

Urut

(ID)

KAPASITAS (MVA)

TEG. PRIMER (kV)

TEG. SEK (kV)

%Z

X/R

1

2 TRAFO

0,05

20

0,4

6,75

5,79

2

BTS

0,025

20

0,4

6,75

5,79

3

BTS 2

0,025

20

0,4

6,75

5,79

4

BTS 3

0,025

20

0,4

6,75

5,79

5

BTS 4

0,025

20

0,4

6,75

5,79

6

BTS 5

0,025

20

0,4

6,75

5,79

7

BTS 6

0,025

20

0,4

6,75

5,79

8

BTS 7

0,025

20

0,4

6,75

5,79

9

BTS 8

0,025

20

0,4

6,75

5,79

10

BTS 9

0,025

20

0,4

6,75

5,79

11

BTS 10

0,025

20

0,4

6,75

5,79

12

I.630

0,2

20

0,4

6,75

5,79

13

I.666

0,05

20

0,4

6,75

5,79

14

I.680

0,2

20

0,4

6,75

5,79

15

I.681

0,2

20

0,4

6,75

5,79

16

I.682

0,16

20

0,4

6,75

5,79

17

I.724

0,16

20

0,4

6,75

5,79

18

I.765

0,1

20

0,4

6,75

5,79

19

I.788

0,05

20

0,4

6,75

5,79

20

I.789

0,16

20

0,4

6,75

5,79

21

I.809

0,05

20

0,4

6,75

5,79

22

I.817

0,05

20

0,4

6,75

5,79

23

I.818

0,05

20

0,4

6,75

5,79

24

I.836

0,16

20

0,4

6,75

5,79

25

I.841

0,1

20

0,4

6,75

5,79

26

I.842

0,1

20

0,4

6,75

5,79

27

I.861

0,06

20

0,4

6,75

5,79

28

I.862

0,05

20

0,4

6,75

5,79

29

I.863

0,2

20

0,4

6,75

5,79

30

I.893

0,16

20

0,4

6,75

5,79

31

I.913

0,16

20

0,4

6,75

5,79

32

I.942

0,16

20

0,4

4

5,79


33

I.966

0,05

20

0,4

6,75

5,79

34

I.981

0,05

20

0,4

6,75

5,79

35

I.982

0,05

20

0,4

6,75

5,79

36

I.985

0,315

20

0,4

6,75

5,79

37

KK.1

0,1

20

0,4

6,75

5,79

38

KK.2

0,025

20

0,4

6,75

5,79

39

KK.3

0,05

20

0,4

6,75

5,79

40

KK.4

0,05

20

0,4

6,75

5,79

41

KK.5

0,05

20

0,4

6,75

5,79

42

LK

0,1

20

0,4

6,75

5,79

43

LK.2

0,05

20

0,4

6,75

5,79

44

LK.3

0,05

20

0,4

6,75

5,79

45

LK.4

0,05

20

0,4

6,75

5,79

46

LK.5

0,05

20

0,4

6,75

5,79

47

LK.9

0,05

20

0,4

6,75

5,79

48

LK. 9

0,05

20

0,4

6,75

5,79

49

LK.10

0,05

20

0,4

6,75

5,79

50

LK.11

0,05

20

0,4

6,75

5,79

51

LPJU

0,025

20

0,4

6,75

5,79

52

LPJU 1

0,025

20

0,4

6,75

5,79

53

MA.1

0,16

20

0,4

6,75

5,79

54

MD.1

0,05

20

0,4

6,75

5,79

55

MD.2

0,05

20

0,4

6,75

5,79

56

MG.1

0,05

20

0,4

6,75

5,79

57

MG.2

0,05

20

0,4

6,75

5,79

58

PB.6

0,05

20

0,4

6,75

5,79

59

PB.21

0,05

20

0,4

6,75

5,79

60

PH.1

0,16

20

0,4

6,75

5,79

61

PH.2

0,16

20

0,4

6,75

5,79

62

PH.3

0,1

20

0,4

6,75

5,79

63

PH.4

0,05

20

0,4

6,75

5,79

64

PP.1

0,05

20

0,4

6,75

5,79

65

PP.2

0,025

20

0,4

6,75

5,79

66

PP.3

0,05

20

0,4

6,75

5,79

67

SMB 2

0,1

20

0,4

6,75

5,79

68

SS.1

0,05

20

0,4

6,75

5,79

69

SS.2

0,05

20

0,4

6,75

5,79

70

T16

0,016

20

0,4

6,75

5,79

71

T76

0,05

20

0,4

6,75

5,79

72

T85

0,05

20

0,4

6,75

5,79

73

T91

0,05

20

0,4

6,75

5,79

74

T95

0,05

20

0,4

6,75

5,79


75

T96

0,05

20

0,4

6,75

5,79

76

T115

0,05

20

0,4

6,75

5,79

77

T117

0,05

20

0,4

6,75

5,79

78

T118

0,05

20

0,4

6,75

5,79

79

T119

0,05

20

0,4

6,75

5,79

80

TA.1

0,016

20

0,4

6,75

5,79

81

TE.1

0,05

20

0,4

6,75

5,79


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

P E N Y U L A N G

ID Kondukktor

NOMOR

UTAMA

S U T M

SKTM

PANJANG PENYULANG

LATERAL

UTAMA

PANJANG

LATERAL

UTAMA/ LATERAL

JENIS PENGHANTAR

AAAC

AAAC

AAAC

AAAC

AAAC

AAAC

XLPE

XLPE

XLPE

JLH PHASA x PENAMPANG

3X185

3x150

3x70

3x185

3x150

3x70

3x240

3x150

3x50

SATUAN

(KM)

(KM)

(KM)

(KM)

(KM)

(KM)

(KM)

(KM)

(KM)

1

Cable1

0,075

2

Cable2

0,56

3

Line1

2,802

4

Line2

5,804

5

Line3

1,501

6

Line4

2,502

7

Line5

0,445

8

Line6

2,936

9

Line7

2,49

10

Line8

2,245

11

Line9

2,241

12

Line10

2,001

13

Line11

2,747

14

Line12

0,968

15

Line13

0,111

16

Line14

0,051

17

Line15

0,411

18

Line16

0,034

19

Line17

0,02

20

Line18

0,159

21

Line19

0,276

22

Line20

0,333

23

Line21

0,176

24

Line22

0,326

25

Line23

0,563

26

Line24

0,515

27

Line25

0,833

28

Line26

0,33

29

Line27

0,508

30

Line28

1,901


31

Line29

0,357

32

Line30

0,473

33

Line31

0,364

34

Line32

1,201

35

Line33

0,092

36

Line34

0,651

37

Line35

0,093

38

Line36

0,557

39

Line37

0,377

40

Line38

1,301

41

Line39

0,306

42

Line40

0,792

43

Line41

0,426

44

Line42

0,058

45

Line43

0,669

46

Line44

1,746

47

Line45

0,24

48

Line46

0,409

49

Line47

0,327

50

Line48

0,489

51

Line49

0,496

52

Line50

0,251

53

Cable3

1,201

54

Line51

0,254

55

Line52

2,958

56

Line53

1,301

57

Line54

2,602

58

Line55

0,344

59

Line56

1,555

60

Line57

0,37

61

Line58

0,119

62

Line59

2,934

63

Line60

0,13

64

Line61

0,861

65

Line62

0,945

66

Line63

4,761

67

Line64

2,752

68

Line65

1,701

69

Line66

0,734

70

Line67

2,302

71

Line68

0,125

72

Line69

0,551


73

Line70

2,302

74

Line71

0,058

75

Line72

1,601

76

Line73

0,189

77

Line74

0,67

78

Line75

0,715

79

Line76

0,727

80

Line77

0,293

81

Line78

1,101

82

Line79

0,155

83

Line80

0,104

84

Line81

1,201

85

Line82

0,775

86

Line83

2,802

87

Line84

0,203

88

Line85

0,205

89

Line86

0,966

90

Line87

0,664

91

Line88

1,201

92

Line89

0,118

93

Line90

0,587

94

Line91

1,201

95

Line92

0,4

96

Line93

1,501

97

Line94

0,161

98

Line95

1,501

99

Line96

0,694

100

Line97

3,302

101

Line98

1,301

102

Line99

0,251

103

Line100

1,759

104

Line101

2,802

105

Line102

0,829

106

Line103

0,877

107

Line104

0,666

-


PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 1 INVESTASI

PENERIMAAN

PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

10,0%

(568.170.000)

568.170.000

1

324.827.223

28.408.500

296.418.723

(271.751.277)

2

324.827.223

28.408.500

296.418.723

3

324.827.223

28.408.500

4

324.827.223

5

BCR

#NUM!

0,47

24.667.446

2,9%

0,91

296.418.723

321.086.169

26,2%

1,30

28.408.500

296.418.723

617.504.893

37,6%

1,65

324.827.223

28.408.500

296.418.723

913.923.616

43,6%

1,98

6

324.827.223

28.408.500

296.418.723

1.210.342.339

47,0%

2,27

7

324.827.223

28.408.500

296.418.723

1.506.761.062

49,0%

2,54

8

324.827.223

28.408.500

296.418.723

1.803.179.785

50,2%

2,78

9

324.827.223

28.408.500

296.418.723

2.099.598.508

50,9%

3,00

10

324.827.223

28.408.500

296.418.723

2.396.017.231

51,3%

3,21

11

324.827.223

28.408.500

296.418.723

2.692.435.955

51,6%

3,39

12

324.827.223

28.408.500

296.418.723

2.988.854.678

51,8%

3,55

13

324.827.223

28.408.500

296.418.723

3.285.273.401

51,9%

3,71

14

324.827.223

28.408.500

296.418.723

3.581.692.124

52,0%

3,84

15

324.827.223

28.408.500

296.418.723

3.878.110.847

52,1%

3,97

16

324.827.223

28.408.500

296.418.723

4.174.529.570

52,1%

4,08

17

324.827.223

28.408.500

296.418.723

4.470.948.293

52,1%

4,18

18

324.827.223

28.408.500

296.418.723

4.767.367.017

52,1%

4,28

19

324.827.223

28.408.500

296.418.723

5.063.785.740

52,2%

4,36

20

324.827.223

28.408.500

296.418.723

5.360.204.463

52,2%

4,44

21

324.827.223

28.408.500

296.418.723

5.656.623.186

52,2%

4,51

22

324.827.223

28.408.500

296.418.723

5.953.041.909

52,2%

4,58

23

324.827.223

28.408.500

296.418.723

6.249.460.632

52,2%

4,63

24

324.827.223

28.408.500

296.418.723

6.545.879.356

52,2%

4,69

25

324.827.223

28.408.500

296.418.723

6.842.298.079

52,2%

4,74



PENERIMAAN

PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

10,0%

(599.487.000)

599.487.000

BCR

1

327.233.351

29.974.350

297.259.001

(302.227.999)

#NUM!

0,45

2

327.233.351

29.974.350

297.259.001

(4.968.999)

-0,6%

0,86

3

327.233.351

29.974.350

297.259.001

292.290.002

22,8%

1,23

4

327.233.351

29.974.350

297.259.001

589.549.003

34,4%

1,57

5

327.233.351

29.974.350

297.259.001

886.808.004

40,5%

1,88

6

327.233.351

29.974.350

297.259.001

1.184.067.004

44,0%

2,16

7

327.233.351

29.974.350

297.259.001

1.481.326.005

46,1%

2,41

8

327.233.351

29.974.350

297.259.001

1.778.585.006

47,4%

2,65

9

327.233.351

29.974.350

297.259.001

2.075.844.007

48,1%

2,86

10

327.233.351

29.974.350

297.259.001

2.373.103.007

48,6%

3,05

11

327.233.351

29.974.350

297.259.001

2.670.362.008

49,0%

3,22

12

327.233.351

29.974.350

297.259.001

2.967.621.009

49,2%

3,38

13

327.233.351

29.974.350

297.259.001

3.264.880.009

49,3%

3,52

14

327.233.351

29.974.350

297.259.001

3.562.139.010

49,4%

3,65

15

327.233.351

29.974.350

297.259.001

3.859.398.011

49,5%

3,77

16

327.233.351

29.974.350

297.259.001

4.156.657.012

49,5%

3,88

17

327.233.351

29.974.350

297.259.001

4.453.916.012

49,5%

3,98

18

327.233.351

29.974.350

297.259.001

4.751.175.013

49,6%

4,07

19

327.233.351

29.974.350

297.259.001

5.048.434.014

49,6%

4,15

20

327.233.351

29.974.350

297.259.001

5.345.693.014

49,6%

4,22

21

327.233.351

29.974.350

297.259.001

5.642.952.015

49,6%

4,29

22

327.233.351

29.974.350

297.259.001

5.940.211.016

49,6%

4,35

23

327.233.351

29.974.350

297.259.001

6.237.470.017

49,6%

4,40

24

327.233.351

29.974.350

297.259.001

6.534.729.017

49,6%

4,46

25

327.233.351

29.974.350

297.259.001

6.831.988.018

49,6%

4,50


PERHITUNGAN ANALISA SKENARIO 3 INVESTASI

PENERIMAAN

PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

10,0%

(665.696.000)

665.696.000

BCR

1

327.834.883

33.284.800

294.550.083

(371.145.917)

#NUM!

0,40

2

327.834.883

33.284.800

294.550.083

(76.595.835)

-7,8%

0,77

3

327.834.883

33.284.800

294.550.083

217.954.248

15,6%

1,10

4

327.834.883

33.284.800

294.550.083

512.504.330

27,5%

1,40

5

327.834.883

33.284.800

294.550.083

807.054.413

34,0%

1,68

6

327.834.883

33.284.800

294.550.083

1.101.604.496

37,8%

1,93

7

327.834.883

33.284.800

294.550.083

1.396.154.578

40,1%

2,15

8

327.834.883

33.284.800

294.550.083

1.690.704.661

41,5%

2,36

9

327.834.883

33.284.800

294.550.083

1.985.254.744

42,4%

2,55

10

327.834.883

33.284.800

294.550.083

2.279.804.826

43,0%

2,72

11

327.834.883

33.284.800

294.550.083

2.574.354.909

43,4%

2,87

12

327.834.883

33.284.800

294.550.083

2.868.904.991

43,7%

3,01

13

327.834.883

33.284.800

294.550.083

3.163.455.074

43,9%

3,14

14

327.834.883

33.284.800

294.550.083

3.458.005.157

44,0%

3,26

15

327.834.883

33.284.800

294.550.083

3.752.555.239

44,1%

3,37

16

327.834.883

33.284.800

294.550.083

4.047.105.322

44,1%

3,46

17

327.834.883

33.284.800

294.550.083

4.341.655.405

44,2%

3,55

18

327.834.883

33.284.800

294.550.083

4.636.205.487

44,2%

3,63

19

327.834.883

33.284.800

294.550.083

4.930.755.570

44,2%

3,70

20

327.834.883

33.284.800

294.550.083

5.225.305.652

44,2%

3,77

21

327.834.883

33.284.800

294.550.083

5.519.855.735

44,2%

3,83

22

327.834.883

33.284.800

294.550.083

5.814.405.818

44,2%

3,88

23

327.834.883

33.284.800

294.550.083

6.108.955.900

44,2%

3,93

24

327.834.883

33.284.800

294.550.083

6.403.505.983

44,2%

3,98

25

327.834.883

33.284.800

294.550.083

6.698.056.065

44,2%

4,02



PENERIMAAN

PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

10,0%

(791.905.000)

791.905.000

BCR

1

327.834.883

39.595.250

288.239.633

(503.665.367)

#NUM!

0,33

2

327.834.883

39.595.250

288.239.633

(215.425.735)

-18,8%

0,63

3

327.834.883

39.595.250

288.239.633

72.813.898

4,5%

0,91

4

327.834.883

39.595.250

288.239.633

361.053.530

16,9%

1,15

5

327.834.883

39.595.250

288.239.633

649.293.163

24,0%

1,38

6

327.834.883

39.595.250

288.239.633

937.532.796

28,2%

1,59

7

327.834.883

39.595.250

288.239.633

1.225.772.428

30,9%

1,77

8

327.834.883

39.595.250

288.239.633

1.514.012.061

32,6%

1,94

9

327.834.883

39.595.250

288.239.633

1.802.251.694

33,7%

2,10

10

327.834.883

39.595.250

288.239.633

2.090.491.326

34,5%

2,24

11

327.834.883

39.595.250

288.239.633

2.378.730.959

35,1%

2,36

12

327.834.883

39.595.250

288.239.633

2.666.970.591

35,4%

2,48

13

327.834.883

39.595.250

288.239.633

2.955.210.224

35,7%

2,59

14

327.834.883

39.595.250

288.239.633

3.243.449.857

35,9%

2,68

15

327.834.883

39.595.250

288.239.633

3.531.689.489

36,0%

2,77

16

327.834.883

39.595.250

288.239.633

3.819.929.122

36,1%

2,85

17

327.834.883

39.595.250

288.239.633

4.108.168.755

36,2%

2,92

18

327.834.883

39.595.250

288.239.633

4.396.408.387

36,3%

2,99

19

327.834.883

39.595.250

288.239.633

4.684.648.020

36,3%

3,04

20

327.834.883

39.595.250

288.239.633

4.972.887.652

36,3%

3,10

21

327.834.883

39.595.250

288.239.633

5.261.127.285

36,3%

3,15

22

327.834.883

39.595.250

288.239.633

5.549.366.918

36,4%

3,19

23

327.834.883

39.595.250

288.239.633

5.837.606.550

36,4%

3,23

24

327.834.883

39.595.250

288.239.633

6.125.846.183

36,4%

3,27

25

327.834.883

39.595.250

288.239.633

6.414.085.815

36,4%

3,30



PENERIMAAN

PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

10,0%

(760.156.000)

760.156.000

BCR

1

327.834.883

38.007.800

289.827.083

(470.328.917)

#NUM!

0,35

2

327.834.883

38.007.800

289.827.083

(180.501.835)

-16,3%

0,66

3

327.834.883

38.007.800

289.827.083

109.325.248

7,0%

0,95

4

327.834.883

38.007.800

289.827.083

399.152.330

19,3%

1,21

5

327.834.883

38.007.800

289.827.083

688.979.413

26,2%

1,45

6

327.834.883

38.007.800

289.827.083

978.806.496

30,4%

1,66

7

327.834.883

38.007.800

289.827.083

1.268.633.578

32,9%

1,86

8

327.834.883

38.007.800

289.827.083

1.558.460.661

34,6%

2,03

9

327.834.883

38.007.800

289.827.083

1.848.287.744

35,7%

2,20

10

327.834.883

38.007.800

289.827.083

2.138.114.826

36,4%

2,34

11

327.834.883

38.007.800

289.827.083

2.427.941.909

36,9%

2,48

12

327.834.883

38.007.800

289.827.083

2.717.768.991

37,3%

2,60

13

327.834.883

38.007.800

289.827.083

3.007.596.074

37,5%

2,71

14

327.834.883

38.007.800

289.827.083

3.297.423.157

37,7%

2,81

15

327.834.883

38.007.800

289.827.083

3.587.250.239

37,8%

2,90

16

327.834.883

38.007.800

289.827.083

3.877.077.322

37,9%

2,98

17

327.834.883

38.007.800

289.827.083

4.166.904.405

38,0%

3,06

18

327.834.883

38.007.800

289.827.083

4.456.731.487

38,0%

3,13

19

327.834.883

38.007.800

289.827.083

4.746.558.570

38,0%

3,19

20

327.834.883

38.007.800

289.827.083

5.036.385.652

38,1%

3,25

21

327.834.883

38.007.800

289.827.083

5.326.212.735

38,1%

3,30

22

327.834.883

38.007.800

289.827.083

5.616.039.818

38,1%

3,34

23

327.834.883

38.007.800

289.827.083

5.905.866.900

38,1%

3,39

24

327.834.883

38.007.800

289.827.083

6.195.693.983

38,1%

3,43

25

327.834.883

38.007.800

289.827.083

6.485.521.065

38,1%

3,46


PERHITUNGAN ANALISA FINANSIAL SKENARIO 6

INVESTASI

PENERIMAAN

PENGELUARAN

Net cash flow

PBP

IRR

10,0%

(1.018.084.000)

1.018.084.000

BCR

1

300.164.415

50.904.200

249.260.215

(768.823.785)

#NUM!

0,22

2

300.164.415

50.904.200

249.260.215

(519.563.569)

-36,8%

0,42

3

300.164.415

50.904.200

249.260.215

(270.303.354)

-14,0%

0,61

4

300.164.415

50.904.200

249.260.215

(21.043.138)

-0,8%

0,78

5

300.164.415

50.904.200

249.260.215

228.217.077

7,1%

0,93

6

300.164.415

50.904.200

249.260.215

477.477.293

12,2%

1,07

7

300.164.415

50.904.200

249.260.215

726.737.508

15,6%

1,19

8

300.164.415

50.904.200

249.260.215

975.997.724

17,9%

1,31

9

300.164.415

50.904.200

249.260.215

1.225.257.939

19,6%

1,41

10

300.164.415

50.904.200

249.260.215

1.474.518.155

20,8%

1,50

11

300.164.415

50.904.200

249.260.215

1.723.778.370

21,6%

1,59

12

300.164.415

50.904.200

249.260.215

1.973.038.586

22,3%

1,67

13

300.164.415

50.904.200

249.260.215

2.222.298.801

22,8%

1,74

14

300.164.415

50.904.200

249.260.215

2.471.559.016

23,2%

1,80

15

300.164.415

50.904.200

249.260.215

2.720.819.232

23,4%

1,86

16

300.164.415

50.904.200

249.260.215

2.970.079.447

23,7%

1,92

17

300.164.415

50.904.200

249.260.215

3.219.339.663

23,8%

1,96

18

300.164.415

50.904.200

249.260.215

3.468.599.878

24,0%

2,01

19

300.164.415

50.904.200

249.260.215

3.717.860.094

24,1%

2,05

20

300.164.415

50.904.200

249.260.215

3.967.120.309

24,2%

2,08

21

300.164.415

50.904.200

249.260.215

4.216.380.525

24,2%

2,12

22

300.164.415

50.904.200

249.260.215

4.465.640.740

24,3%

2,15

23

300.164.415

50.904.200

249.260.215

4.714.900.956

24,3%

2,17

24

300.164.415

50.904.200

249.260.215

4.964.161.171

24,4%

2,20

25

300.164.415

50.904.200

249.260.215

5.213.421.387

24,4%

2,22


REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG KAPASITOR BANK Pekerjaan :

NO.

1

URAIAN / JENIS PEKERJAAN

Pemasangan Capacitor Bank

JUMLAH P P N 10 % TOTAL DIBULATKAN

Pemasangan 1 unit Kapasitor Bank

MATERIAL P L N ( Rp )

JASA PEMBORONG ( Rp )

449.147.000

67.372.050

516.519.050

449.147.000

67.372.050

516.519.050 51.651.905 568.170.955 568.170.000

JUMLAH ( Rp )

KETERANGAN


NO.

1

Pemasangan 2 Unit Kapasitor Bank





473.903.000

71.085.450

544.988.450

473.903.000

71.085.450

544.988.450 54.498.845 599.487.295 599.487.000


JUMLAH ( Rp )

KETERANGAN

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG


KAPASITOR BANK Pekerjaan :

NO.



1





JUMLAH ( Rp )

526.242.000

78.936.300

605.178.300

526.242.000

78.936.300

605.178.300 60.517.830 665.696.130 665.696.000

KETERANGAN


NO.

1




JUMLAH ( Rp )


626.012.000

93.901.800

719.913.800


626.012.000


93.901.800

KETERANGAN

719.913.800 71.991.380 791.905.180 791.905.000

REKAPITULASI RENCANA ANGGARAN BIAYA PEMASANGANG


123dok Optimalisasi Penggunaan Kapasitor Bank Pada Jaringan 20 Kv Dengan Simulasi Etap Studi Kasus Pada Fe

Recommend Documents