1
PENGENDALIAN SUSUT NASIBKU DIUJUNG TELUNJUK MU
TIM ANALI ANALISA SA SUSUT SUSUT DISTRI DISTRIBU BUSI SI 2007 2007 PT.PLN (PERSERO) DISTRIBUSI JAWA BARAT DAN BANTEN
2
KATA PENGANTAR Di setiap Negara Energi Listrik sudah menjadi salah satu kebutuhan pokok bagi kehidupan umat manusia, termasuk di Indonesia tercinta ini. Banyak Banyak manfaat manfaat yang yang didapat didapat dari energi energi listrik listrik terutama terutama bagi bagi kalangan kalangan Industri Industri,, Bisnis, pemerintahan dan masyarakat umum. Mengingat banyaknya masyarakat yang menggunakan energi listrik, bahkan bisa dikata dikatakan kan keterg ketergant antung ungan an pada pada energi energi listri listrik, k, maka maka perkem perkemban bangan gan ketena ketenaga ga listrikan listrikan setiap tahunnya selalu menarik menarik perhatian perhatian masyarakat masyarakat pengguna energi energi listrik khususnya di perkotaan. Dampak Dampak dari semakin semakin menin meningkat gkatnya nya kebutu kebutuhan han masyar masyarakat akat akan energi energi listri listrik, k, maka PT PLN (PERSERO (PERSERO)) satu-satunya satu-satunya perusahan perusahan milik milik Negara yang di tugaskan tugaskan untuk mengelola mengelola dituntut untuk meningkatkan propesionalismenya. Dengan segala keterbatasannya PT PLN (PERSERO) berupaya memenuhi kebutuhan energi listrik masyarakat melalui : a. Menin Meningkat gkatkan kan Pelayan Pelayanan an masyara masyarakat kat b. Meningkatka Meningkatkan n mutu dan keandal keandalan an penyaluran penyaluran energi energi listrik listrik Sebagai Perusahan Terbatas Terbatas Persero, Persero, PLN selain ditugas utama melayani kebutuhan energi energi listrik listrik yang yang bekwa bekwalit litas as juga juga diupay diupayakan akan untuk untuk mendap mendapatka atkan n keuntu keuntungan ngan Finansial bagi Negara. Untuk memenuhi kebutuhan Finansial bagi Negara salah satu upayanya adalah : a. Mengurangi kerugian energi hilang akibat teknis dan non teknis (susut) dalam penyaluran egnergi listrik pada pengguna. b. Mengo Mengopti ptima malkan lkan anggaran anggaran biaya biaya operasi operasiona onall melal melalui ui Effesie Effesiency ncy Drive Drive Program (EDP). Melalui kedua upaya ini yang dilaksanakan secara propesional dan berkes berkesinab inabung ungan, an, dihara diharapkan pkan mampu mampu menja menjawab wab tantang tantangan an kedep kedepan an yang yang lebih lebih baik.
Bandung ; 6 April 2007 Tim Susut & EDP 2007
Zainal Arifin
3
PEDOMAN PENURUNAN SUSUT Edisi ke 1. 1. 2. 3. 4. 5.
Pedoman Penurunan susut 2006 Neraca Eg Egergi Pemb Pembac acaan aan dan Penc Pencat atata atan n Stan Stand d Mete Meterr (Cat (Cater er)) Koreksi Rekening Pemakaian kWh nol Program Kerja Te Terpad rpadu u
Terbit Terbit 6 April April 2006 2006 Dicetak sebanyak 500 buah buku Didistribusikan ke : 1. Unit Unit Pely Pelyan anan an dan dan Jar Jarin inga gan n (UP (UPJJ DJB DJBB) B) 2. Area Area Pela Pelaya yana nan n dan dan Jarin Jaringa gan n (AP (APJJ DJB DJBB) B) 3. Gene Genera rall Mana Manage gerr dan dan Para Para Man Manaje ajerr Bida Bidang ng (DJB (DJBB) B) 4. Audi udit In Internal (DJBB JBB) 5. KPUB X (PLN Pusat) Revisi ke 1. tanggal 24 Maret 2007. “PANDUAN PENGENDALIAN SUSUT” Judul Buku Buku Terbit Terbit tanggal tanggal 6 April April 2007 2007 Edisi ke 2. merupakan rangkuman edisi 1 dan penambahan materi sesuai kebutuhan PLN DJBB Jika terjadi terjadi perbedaa perbedaan n /bertent /bertentangan angan dalam dalam perat peraturan uran antara antara buku buku 1(Pandu 1(Panduan an Penurunan Susut 2006) dengan buku ke 2 (Panduan Pengendalaian Susut 2007), maka yang benar adalah pada buku ke dua (Panduan Pengendalaian Susut 2007)
Daftar Isi :
1. 2. 3. 4.
KATA PENGANTAR Perubahan Daftar Isi Bab 1. Panduan Pengendalian Susut (Penulis materi: Zainal Arifin) Neraca Energi 1.1 217-1.K/DIR/2005) 1.1.1 Unsur Pembelian (KEPDIR 217-1.K/DIR/2005)
1.1.2 Unsur Penjualan Penjualan (TUL III-09) III-09) 1.1.3 Unsur Susut. Susut. (KEPDIR (KEPDIR 217-1.K 217-1.K/DIR/ /DIR/2005 2005)) 1.2 Penyebab Susut 1.2. 1.2.1 1 Susu Susutt Tekn Teknis is 1.2.2 Susut Non Teknis 1.3
Program Kerja Terpadu
4
1.3.1 1.3.2 1.3.3
Program Pengendalian Susut Teknis Program Pengendalian Susut Teknis Program Penghematan energi
Bab 2. Perhitungan Susut Teknis ( penulis materi: Durachman 2.1 Susut kWh ditinjau dari Sifatnya 2.2 Susut kWh ditinjau dari Penyebabnya 2.3 Langkah Pengendalian 2.4 Tinjauan Susut kWh
Rodjani)
Bab 3. Perhitungan Perhitungan Simulasi Susut Susut Sistem Jaringan Distribusi (Penulis materi: Kantiono Teguh Wibowo) 2.1. Perhitungan Su Susut JT JTM 2.2. .2. Perhitu hitung ngan an Sus usut ut Gard Gardu/ u/Tr Traf afo o 2.3. Perhitungan Su Susut JT JTR 2.4. Perhitungan Su Susut SR 2.5. 2.5. Perh Perhit itun unga gan n Pem Pemaka akaia ian n Send Sendir irii Sist Sistem em Dist Distri ribu busi si (PS (PSSD SD)) Bab 4. Pengaturan Pengaturan Beban & Pemilihan Pemilihan Konduktor ( penulis materi: Durachman Rodjani) 3.1 3.2
Penyeimbang angan beban gard ardu/trafo rafo Perhitungan Pemilihan Konduktor TM dan TR
5
LATAR BELAKANG: 1. Bahwa Susut masih menjadi sorotan utama public 2. Susut merupakan kerugian terbesar pendapatan di PLN setiap bulan 3. Susut termasuk salah satu kinerja PLN yang memiliki nilai bobot
ya. 10.
Untuk mendapatkan nilai susut yang mendekati riil maka perlu diawali bembenahannya dari kWh Beli dan salah satunya adalah penyesuaian perlakuan transaksi energi dengan KEPDIR 217 -1.K/DIR/2005 sebagai dasar perhitungan susut. Penjelasan pada diagram satu garis memberikan gambaran perba ikan diantaranya : 1. Perubahan kWh Exim Tahun 2006 bahwa yang disebut dengan kWh exim adalah energi yang dikirim ke unit lain baik langsung satu penyulang atau satu penyulang terbagi dua unit pemakai. an Tahun 2007 kWh exim hanya digunakan untuk penyulang yang digunak oleh lebih dari satu unit pemakai. NSFER Penyulang yang murni digunakan oleh unit lain disebut ENERGI TRA
Untukmencapai sasarantersebut TimSusut DJBBbekerja TimTransaksi Energi segeramelakukanpem benahandianataranya: 1.
Melakukanperubahantransaksi energi beli disesuaikandenganKEP No217 -1.K/DIR/2005sebagai dasar perhitungansusut energi
2.
MelakukankerjasamdenganUDIKLATCIBOGO mengadakanpelatihan/InhosetrainingtentangPerhitunganSusut T bagi pelaksana tugasdi UPJ danAPJ. Melalui upaya
1.
samadengan DIR -BOGORuntuk eknis
-upayatersebut kedepandiharapkan:
Semuapelaksanamelaksanakanperhitungansusut teknisdiunit ker sehinggapengelolaanoperasional danpemeliharaandapa secara baik dan terarah/efektipdan effecien
2.
Melalui perhitungansusut teknis diharapkan:
a.
Pemeliharaanmaterial/peralatanterpasangpadajaringansistemd dapatdikendalikansecarabaik
b.
Alokasi anggaranpemeliharaanakan lebiheffeciendanterarah
c.
Data -datateknisdapat dikelolasecaratertibdanmemiliki akurasi ya memadai/diandalkan.
d.
Kedepan Target -Target perhitungansusut teknismasing
susut UPJdanAPJdidasarkanpadahasil -masingunit kerjanya.
janya t dilakukan
istribusi
ng
6
TRANSAKSI ENERGI LISTRIK Secara garis besar transaksi energi listrik dibagi menjadi dua unsur yaitu : 1. 2. 1.1
Unsur transaksi energi Beli Unsur transaksi energi Jual
Transaksi energi Beli. PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dalam memenuhi kebutuhan energi listrik bagi masyarakat Jawa Barat dan Banten, melakukan transaksi energi beli dengan : 1. PT PLN (PERSERO) P3B 2. PT PLN (PERSERO) Distribusi Jakarta dan Tangerang 3. Pembangkitan Sendiri (PLTD) 4. PT Listrik Swasta Energi listrik tersebut didistribusikan ke 15 (lima belas) daerah kerja diantaranya : 1. Daerah kerja Propinsi Banten di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Banten Daerah kerja Bandung di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan 2. Bandung 3. Daerah kerja Cimahi di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Cimahi Daerah kerja Majalaya di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan 4. Majalaya 5. Daerah kerja Sumedang di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Sumedang Daerah kerja Bekasi di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan 6. Bekasi Daerah kerja Karawang di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan 7. Karawang Daerah kerja Purwakarta di kelola oleh Area Pelayanan dan 8. Jaringan Purwakarta 9. Daerah kerja Bogor di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Bogor 10. Daerah kerja Depok di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Depok 11. Daerah kerja Sukabumi di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Sukabumi 12. Daerah kerja Cianjur di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Cianjur
7
13. 14. 15.
Daerah kerja Garut di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Garut Daerah kerja Tasikmalaya di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Tasikmalaya Daerah kerja Cirebon di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Cirebon
Masing-masing daerah kerja Area Pelayanan dan Jaringan (APJ) di bantu oleh beberapa Unit Pelayanan dan Jaringan (UPJ) dan Area Pelayanan (AP) di satu UPJ Dalam melaksanakan tugasnya APJ dan UPJ diberikan wewenang dan tanggung jawab penuh sehingga akuntabilitas laba rugi lebih transfaransi Secara keseluruhan PT PLN (persero) distribusi Jawa Barat dan Banten khususnya masalah pembelian energi mulai tahun 2005 menggunakan Kepdir 217.1-K/DIR/2005 sebagai pedoman transaksi dan pedoman ini juga di berlakukan untuk Unit-Unit kerja dibawahnya. Tahun sebelumnya pedoman transaksi beli energi ini menggunakan SE. No 018.K/DIR/2004.
PERBEDAAN KEPDIR 018.K DNG 217.K KEPDIR 018.1-K/DIR /2004
KEPDIR 217.1-K/DIR/2005
Loko Distribusi = Total kWh Terima
Loko Distribusi = kWh Siap Salur
KWh Siap Jual = Total kWh Terima – kWh Siap Jual = kWh Siap Salur – kWh PSSD kWh kirim ke unit lain KWh PSSD = kWh PSGD + Io. KWh PSSD = kWh PSGD Susut kWh = kWh Siap Jual – kWh Jual – Susut kWh = kWh Siap Jual – kWh Jual – kWh Kirim k kWh PSSD. Unit lain. Susut % = kWh Susut / kWh Siap Jual Susut % = kWh Susut / kWh Siap Salur +PSSD x 100 Total kWh Terima APJ = ∑ kWh UPJ Total kWh Terima APJ = bukan ∑ kWh UPJ
8
Keterangan : Sesuai KEPDIR No 217.1-K/DIR/2005 1. Total pembelian energi di sebut energi siap salur.(kWh Siap Salur) 2. Energi Siap Jual adalah Energi Siap salur - ( dikurang) Energi Pemakaian Sendiri Sistem Distribusi(PSSD) PSSD terdiri dari : a. Pemakaian alat pemanas ruangan cubicle(heather) b. Lampu Penerangan Gardu Beton c. Lampu Anouncitor (lampu indikator) d. Pemakaian untuk proteksi/relay e. Pemakaian untuk Rectipye f. Dll 3. Susut Energi adalah Energi Siap Jual – Energi Jual (kWh TUL III-09)- Energi Kirim ke Unit Lain. Secara garis besar dapat digambarkan sbb: a.
DJBB / APJ
ENERGI TERIMA
ENERGI KIRIM KE
1. PLN P3B 2. PLN DKI JAYA
PLN DKI JAYA
3. KIT SENDIRI 4. LISWAS
b.
ENERGI TERIMA
UPJ
ENERGI KIRIM KE
1. APJ 2. UPJ
UPJ
3. UPJ APJ LAIN
UPJ APJ LAIN
9
1.2
TERTIB TRANSAKSI ENERGI LISTRIK 1.
2.
3.
4.
5. 6.
Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) P3B/Region dilakukan oleh Kantor Distribusi Jawa Barat dan Banten Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) Distribusi DKI Jaya dan Tangerang dilakukan oleh Kantor Distribusi Jawa Barat dan Banten Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT LISTRIK SWASTA dilakukan oleh Kantor Distribusi Jawa Barat dan Banten Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten antara APJ dengan UPT dilakukan oleh APJ Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten antar APJ dilakukan oleh APJ Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten antar UPJ dilakukan oleh APJ
ALAT UKUR TRANSAKSI ENERGI
1.3
LISTRIK 1.
2.
Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) P3B/Region menggunakan kWh Meter Elektronik (ME) klas 0,2, dipasang pada titik ukur transaksi sekundeir Trafo Daya Gardu Induk Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) Distribusi Jaya dan Tangerang menggunakan kWh Meter Elektronik (ME)
10
3.
4.
klas 0,2, dipasang pada titik ukur transaksi Penyulang Gardu Induk Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) Distribusi Jaya dan Tangerang menggunakan kWh Meter Elektromekanik (MK) klas 0,5, dipasang pada titik ukur transaksi Gardu Distribusi Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT Listrik Swasta menggunakan kWh Meter Elektronik (ME) klas 0,2, dipasang pada titik ukur transaksi Penyulang pada Pembangkit
11
S U S U T E N E R G I L IS T R IK P e r h itu n g a n s u s u t e n e r g i lis t rik 2 0 0 7 berdasarkan pada K E P D IR 2-117. K / D I R / 2 0 0 5 R u m u s P e r h itu n g a n S u s u t D i s tr ib u s i S e s u a i K E P D IR -12.1K7/ D I R / 2 0 0 5 p a d a la m p i ra n e m p a t ( 4 ) it e m 1 B a h w a s u s u t e n e r g i d in y a t a k a n d a l a m k W h d a%n ) p r o s e n t ite m 2 p o i n t R u m u s p e r h itu n g a n s u s u t d a la m p r oa she n ta s e a d a l k W h S i a p S a lu r D i s tr –ibPuSsSi D – D ib u a t R e k e n inxg 1 0 0 % k W h S i a p S a lu r D i s tr ib u s i
12
P adalam piran1
-1Form12R /B2005dinyatakanbahw a:
S usutD istribu siada lah: K W hS ia pJual III -09)
– D ikirimdari D istrib usi keu nitP LNla in
– kW hterju al (TU L
Ke terangan: 1.
K W hsiapsa luradalahTotal kW hpe nerim aan
2.
K W hP S S Dad alahTo tal k W hP em aka ianS end iri S istemD istribu si
3.
K W hSiapJu al adalahKW hS iapSalur
4.
K W hKirima dalahkW hYangdikirimk eU nit P LNlain
5.
K W hEx ima dalahenergi yangdigunakanolehun it P LNlainm elalui sistemdistribu sisetem pa t
– K W hPS S D
SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANG Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh transfer) kWh Transfer TIDAK dihitung sebagai kWh Siap Salur DIST- A
GI.150/20 kV
DIST - A
Penyulang 20 kV 1
2
DIST -B 3
4 Transfer
Plg TR
Plg TR
Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima
Plg TM UPJ Prima
13
SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANG
Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh Perbatasan/Exim) kWh perbatasan dihitung sebagai kWh Siap Salur DIST - A
GI.150/20 kV
DIST - A
Penyulang 20 kV 1
2
DIST -B 3
4
Exim
Plg TR
Plg TR
Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima
Plg TM UPJ Prima
PENJABARAN KEPDIR217.K/DIR/2005 UNTUKUNIT KERJAAPJ Tahun 2005
-2006
Realisasi di APJdanUPJ
Di APJ Untuk setiap kWh Kirimselain menjadi kWh Siap Salur APJ Pengirim, susutnyadibebankanke APJ penerimasebesar 2 %dari kWhpemakaianpenyulangtersebut Di UPJuntuk setiapkWhKirimselainmenjadi kWhSiapSalurUPJ Pengirim, susutnya dibebankan keUPJ penerimasebesar 1,7 %dar kWh pemakaian UPJ Penerimapada penyulang tersebut
total
i total
14
PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNTUK UNIT KERJA APJ Tahun 2005 -2006 Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh Exim)
GI.150/20 kV
kWh Exim dihitung sebagai kWh Siap Salur APJ - A
APJ - A
Penyulang 20 kV 1
2
APJ -B 3
4 EXIM
Plg TR
Plg TR
Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima
1.4
Plg TM UPJ Prima
PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNIT KERJA APJ TAHUN 2007 1. 2.
Pengelolaan cell cubicle 20 kV Gardu Induk, dikelola oleh APJ yang daerah kerjanya terdapat Gardu Induk. Bagi APJ Pengelola Gardu Induk sebagian Energi Listriknya digunakan oleh APJ lain diberlakukan sebagai transaksi energi antar APJ Transaksi energi antar APJ terbagi menjadi dua diantaranya: a. Energi listrik melalui penyulang langsung (tidak masuk kesistem distribusi APJ setempat) dikirim ke Unit APJ lain disebut Transfer Energi b. Energi Listrik melalui penyulang Tidak langsung atau masuk kesistem distribusi APJ setempat,
15
3.
sebahagian di kirim ke Unit APJ lain disebut Energi Exim. Penyulang yang dipergunakan oleh 2 (dua) atau lebih APJ,susutnya dihitung secara proporsional bedasarkan besaran kWh penyulang (susut penyulang terbagi merata sesuai besaran pemakaian masing-masing APJ). SINGLE LINE DIAGRAMPENYULANG Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh transfer) kWh Transfer TIDAK dihitung sebagai kWh Siap Salur APJ
GI.150/20 kV
Penyulang
APJ - A
20 kV 1
2
APJ -B 3
4 Transfer
Plg TR
Plg TR
Plg TMUPJ Prima
Plg TMUPJ Prima
Plg TMUPJ Prima
-A
16
SINGLELINEDIAGRAMPENYULANG
Keterangan : Penyulang3 adalah energi kirimke Unit lain ( kWh Perbatasan/Exim) kWhperbatasan dihitung sebagai kWh Siap Salur APJ - A
GI.150/20 kV
Penyulang
APJ - A
20 kV 1
2
APJ -B 3
4
Exim
Plg TR
Plg TR
Plg TMUPJ Prima Plg TMUPJ Prima
Plg TMUPJ Prima
Perhitungan susut proporsional X = KWh Penyulang X1 = Total Pemakaian (APJ Susut Penyulang=x
-A+ APJ
-B)
– x1
Susut untuk APJ
-A =Pemakaian APJ
-A / X1 * Susut Penyulang
Susut untuk APJ
-B =Pemakaian APJ
-B / X1 * Susut Penyulang
KWhBeli APJ
-A =PemakaianAPJ
-A +Susut Proporsional
KWhBeli APJ
-B =PemakaianAPJ
-B +Susut Proporsional
Misalkan : kWh Penyulang = 250 kWh pemakaian APJ
-A=100 kWh, APJ
Susut Penyulang =250
-B= 125 kWh
– (100 +125) =
Pembagian kWh susut : APJ -A= 100/225*25 = 11,11 kWh APJ -B= 125/225*25 = 13,89 kWh Total KWh Beli APJ -A= 100 +11,11 = 111,11 kWh Total KWh Beli APJ -A= 125 +13,89 = 138,89 kWh
25 kWh
17
PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNTUK UNIT KERJA UPJ 1.
2. 3.
4.
Energi Exim hanya berlaku a. Antar UPJ TR melalui pengukuran kWh Exim b. Antar UPJ TMTR melalui pengukuran kWh Exim c. UPJ TMTR (bukan UPJ Prima) dengan UPJ TR Khusus UPJ PRIMA tidak diberlakukan enrgi Exim Pembelian Energi UPJ Prima: a. Dari Gardu Induk melalui tegangan tinggi 150 atau 70 kV. b. Dari Penyulang 20 kV langsung (tanpa pelanggan TR) c. Dari UPJ TR dan UPJ TMTR melalui pengukuran kWh Exim atau MDI Pembelian Energi UPJ TMTR dan UPJ TR : a. Dari Gardu Induk melalui Penyulang Tegangan Menengah 20 kV. b. Dari Gardu Distribusi melalui Tegangan Rendah 380/220 Volt.
Di UPJ untuk setiap kWh Kirim ke UPJ Lain (kWh perbatasan/ Exim) dihitung sebagai kWh Siap Salur UPJ Pengirim, susutnya dihitung secara proporsional sesuai besaran pemakaian masing-masing UPJ pada penyulang tersebut.
18
DIAGRAMTRANSAKSI ENERGI BELI UPJ KW hTERIMA 1.
APJ
2.
UPJ
KW hKIRIMKE UPJ
kWhSiapsalur adalahTotal kWhterima KWhSiap Jual adalahKWhSiapSalur
– kWhPSSD.
RUMUS KWhSusut =KWhSiapJual Susut (%)=
– kWhJual(TULIII
KWhSiapJual
– kWhJual(TULIII
-09) -09)
– kWhKirim
– kWhKirim
x100%
kWhSiapSalur
PENJABARAN KEPDIR217.K/DIR/2005 UNTUKUNITKERJAAPJ
Tahun2005
-2006 Keterangan : Penyulang3adalahenergi kirimkeUnit lain ( kWhTRANSFER)
GI.150/20kV
Penyulang
UPJ
20 kV 1
2
Keterangan: kWhTransfer Tidak dihitung sebagai kWhSiapSalur UPJ
- A
UPJ 3
-B
4 Transfer
Plg TR
Plg TR
Plg TMUPJ Prima Plg TMUPJ Prima
Plg TMUPJ Prima
- A
19
SINGLELINEDIAGRAMPENYULANG
Keterangan : kWh perbatasan dihitung sebagai kWh Siap Salur UPJ - A
GI.150/20 kV
Penyulang
UPJ
20 kV 1
2
Keterangan : Penyulang3 adalah energi kirimke Unit lain ( kWhPerbatasan/Exim)
- A
UPJ 3
4
Exim
Plg TR
-B
Plg TR
Plg TMUPJ Prima Plg TMUPJ Prima
Plg TMUPJ Prima
KETENTUAN TRANSAKSI ENERGI LISTRIK ANTAR UPJ 1.
2.
3.
Penyulang yang langsung dari cell cubicle 20 kV Gardu Induk di pergunakan oleh UPJ TIDAK termasuk Energi Exim Penyulang yang dipergunakan oleh 2 (dua) atau lebih UPJ susut penyulang dihitung secara proporsional bedasarkan besaran kWh penyulang, terbagi merata sesuai besaran pemakaian masing-masing UPJ). Gardu Distribusi yang dipergunakan oleh 2 (dua) atau lebih UPJ susut gardu dihitung secara proporsional bedasarkan besaran kWh MDI, susut terbagi merata sesuai besaran pemakaian masing-masing UPJ).
20
ALAT UKUR TRANSAKSI ENERGI LISTRIK 1.
2.
3.
4.
Transaksi Energi Listrik antar UPJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang pada titik ukur transaksi penyulang 20 kV Gardu Induk Transaksi Energi Listrik antar UPJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang pada titik ukur transaksi penyulang 20 kV sesuai daerah kerjanya Transaksi Antar APJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang Gardu Distribusi Transaksi Energi Listrik antar UPJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang pada titik ukur transaksi penyulang 20 kV Gardu Induk
catatan 1.
2.
3.
4.
Penyulang yang dipergunakan oleh 2(dua) atau lebih APJ gardu distribusi dan pelanggaannya yang berada di perbatasan secara bertahap dialihkan menjadi satu APJ Gardu-Gardu Distribusi yang dipergunakan oleh 2(dua) atau lebih UPJ, secara bertahap pelanggannya di alihkan menjadi satu UPJ Perhitungan Susut Penyulang atau Gardu dihitung secara porporsional oleh APJ pengelola dan disepakati para pihak. Jika terjadi kesalahan perhitungan dapat dilakukan koreksi selama tahun berjalan dan revisi laporan pada bulan berikutnya
21
SINGLE LINE DIAGRAM PEN YULANG X = (A+C)+(B+D)+susut X1= (A+C)+(B+D) Susut Penyulang = X – X1 Prop TM = (A+C)/ X1 * susut penyulang Prop TR = (B+D)/ X1 * Susut Penyulang Prop trf A = A/ (A+B+C+D)* susut penyulang Prop trf B = B/(A+B+C+D) * susut penyulang
GI.150/20 kV UPJ TR- C X
Pe nyula ng20 kV PlgTM UPJ TM C PlgTR PlgTM UPJ TM -A
U PJ TR- B
Plg TR
UPJ TR -D
22
1.2
TRANSAKSI ENERGI JUAL Penjualan energi listrik pada pelanggan yang lebih dikenal dengan sebutan kWh TUL III-09 Seluruh transaksi penjualan energi listrik terangkum dalam pelaporan ini baik secara : 1. KWh pemakaian pelanggan 2. Rupiah Pendapatan 3. Daya tersambung 4. Jumlah pelanggan 5. Rupiah per kWh 6. Rupiah per tarif 7. dsb. TUL III-09 mengetahui mengetahui melalui pola
merupakan data pendukung utama untuk laba rugi perusahaan, juga digunakan untuk besaran susut secara kWh dan prosentase (%) perhitungan (Kepdir 217.K)
Di PLN DJBB masalah penjualan energi listrik ini ditangani oleh Bidang Niaga mulai dari : 1. Pendataan calon pelanggan sampai dengan jadi pelanggan 2. Kolekting data pemakaian energi listrik pelanggan samapai dengan penagihan rekening listriknya. Pelaporan data penjualan dan pendapatan penjualan 3. tenaga listrik dsb. Penulis tidak ingin membahas masalah penjualan energi, tapi membatasi sekedar imformasi guna pembahasan susut lebih lanjut.
SUSUT ENERGI (LOSSES)
23
Pengertian secara umum Susut adalah kerugian akibat terjadinya selisih antara penerimaan dengan pengeluaran. Susut energi listrik adalah kerugian akibat terjadinya selisih antara pembelian energi dengan penjualan energi ke pengguna Susut Energi Listrik dari penyebabnya dapat dikelompokkan menjadi dua yaitu : 1. Susut Teknis 2. Susut Non Teknis
Susut Teknis Pengertiannya : Susut teknis adalah rugi-rugi energi yang di akibat kan oleh unsur material (besi, tembaga dan alluminium) Susut teknis bersifat tetap dan harus terjadi pada sistem penyaluran tenaga listrik Pada sistem kelistrikan Distribusi dikelompokan menjadi dua yaitu: susut tegangan menegah (TM) dan susut tegangan rendah (TR) Susut TM terdiri dari susut pada Jaringan tegangan menengah (JTM) dan susut pada Gardu/Trafo Susut TR terdiri dari susut pada Jaringan tegangan rendah (JTR) dan Sambungan rumah (SR) Besaran susut teknis dapat diketahui melalui perhitungan susut teknis yang akan dijelaskan lebih lanjut.
Susut Non Teknis
24
Pengertiannya : Susut Non Teknis adalah susut diakibatkan oleh bukan unsur material 1.3.3
h. i. j.
energi
yang
Penyebab Susut Non Teknis Susut Non Teknis bersifat variable tergantung dar penyebabnya diantaranya: a. Kesalahan baca stand pemakaian pada kWh meter b. Kesalahan wiring pada APP c. Kesalahan /kerusakan pada CT , PT dan kWh meter. d. Kelebihan tagih pemakaian kWh pelanggan e. Kesalahan faktor pengali pemakaian kWh pelanggan f. Penggunaan energi listrik illegal oleh pelanggan dan atau bukan pelanggan g. Penggunaan energi listrik oleh bukan pelanggan Kesalahan perhitungan pemakaian kWh pelanggan Kesalahan administrasi Kesalahan proses sistem komputer
Koreksi data pemakaian energi listrik (kWh) pelanggan Susut non teknis juga dapat disebabkan oleh pembatalan stand pemakaian kWh pelanggan (memorial 4) Pembatalan stand pemakaian kWh pelanggan disyahkan sesuai peraturan yang berlaku di PLN. Pembatalan tersebut harus dilakukan apabila : a. Angka stand rekening tagihan pemakaian energi listrik lebih besar dibandingkan dengan angka stand pada kWh meter di pelanggan b. Terjadi pencetakan rekening pemakaian energi listrik ganda c. Akibat kerusakan para meter (CT, PT dan kWh meter) d. Akibat penggunaan kWh pemakaian limit pada pelanggan baru Pada prinsifnya setiap terjadi selisih antara angka stand pemakaian kWh pada rekening dengan angka stand pada kWh meter di pelanggan harus dilakukan pembatalan rekening.
25
Persyaratan Pembatalan Rekening Pembatalan rekening tagihan pemakian energi listrik harus dilakukan apabila : a. Terjadi pengaduan pelanggan dengan dibuktikan terbitnya TUL I-14 b. Dele elengk ngkapi dengan Berita Acara peme emerik riksaan angka stand pada kWh meter pelanggan. Dilengkap Dilengkapii dengan dengan hasil photo/rekaman photo/rekaman gambar gambar pada pada c. kWh meter di pelanggan
Ketiga persyaratan tersebut harus ada (lengkap), mengingat : a.
b.
c.
a. b.
Rupiah pada lembar rekening adalah milik Negara Setiap terjadi perubahan yang mempengaruhi pada pend pendap apat atan an uang uang Nega Negara ra haru harus s didu diduku kung ng oleh oleh data data proses penyebab perubahan. Setia etiap p terj terja adi perub eruba ahan han penda endap patan atan uang uang milik lik Nega Negara, ra, pena penamb mbah ahan an atau atau peng pengura urang ngan an diwa diwaji jibk bkan an dile di leng ngka kapi pi deng dengan an data data pendu enduku kung ng yang yang sy sya ah dan dan apab pabila ila peruba rubaha han n pend endapata patan n uang uang milik lik Negra egra penam penambah bahan an atau atau pengur pengurang angan an tanpa tanpa diduku didukung ng oleh oleh data data yang yang syah syah dan dan merug erugik ikan an Nega Negara ra diang iangga gap p KORUPSI ATAU KOLUSI.
Seti Setiap ap terja terjadi di pemb pembata atala lan n reke rekeni ning ng tagi tagiha han n pema pemaka kaia ian n ener energ gi list listri rik k haru harus s dilen ileng gkapi kapi denga engan n perb perbai aika kany nya a atau tau (memorial 3) kecuali untuk kasus pembatalan murni. Yang dimaksud dengan pembatalan murni adalah : Akibat re rekening ganda nda/doble. Akib Akibat at kert kertas as reke rekeni ning ng rusa rusak k (so (sobe bek, k, ds dsb) b)
Pemakaian kWh NOL. Pemakaian kWh nol juga bisa menjadi penyebab susut non teknis , beberapa penyebab pemaikan kWh nol diantaranya: a. Rumah Ko Kosong/tidak di dihuni
26
b. c. d. e. f.
Perus Perusah ahaa aan, n, indu industr strii berh berhen enti ti berp berprod roduk uksi si (ban (bangk gkrut rut)) Gaga Gagall mut mutas asii aki akiba batt bon bongk gkar ar ram rampu pung ng tid tidak ak tunt tuntas as.. Stand tu tunggu ak akibat li limit. Stan tand tu tunggu ak akibat sa salah ca catat tat. Stan tand tu tunggu ak akibat ke kerus rusakan kWh kWh me meter. ter.
Pemakaian kWh Stand tunggu akibat limit. Sesuai surat edaran (SE) Direksi no ………. Tentang ketentuan ketentuan perhitunga perhitungan n pemakaia pemakaian n kWh pasang baru bahwa, kWh limit dihitung sebesar 250 jam/bulan a. Untuk Untuk daya daya 450 450 VA = 112 112.5 .5 kWh kWh/b /bul ulan an b. Untuk Untuk daya daya 90 900 0 VA = 22 225 5 kWh/ kWh/bu bula lan n c. Untuk Untuk daya daya 130 1300 0 VA= VA= 33 337. 7.5 5 kWh kWh/b /bula ulan n d. Dst. kWh limit dibatasi selama 3(tiga) bulan berturut-turut.
Contoh Perhitungan kWh limit sambung baru UPJ Lmh Abang, jlm 13.871 plg Pemakaian rata-rata 75 kWh per bulan per pelanggan (hasil survai lapangan). Pem Pemakai akaian an kWh kWh perbu erbula lan n 13 13.8 .871 71*7 *75 5 = 1. 1.04 040 0.3 .325 25 kWh kWh dalam rupiah(Rp=599.28,-) Rp 623.445.966,623.445.966, Total DJBB 287.024 plg * 75 =21.526.800 =21.526.800 kWh atau Rp 12.900.580.704,Karen arena a pemak emakai aian an kWh kWh sebe sebesa sarr 75 kWh kWh per pelan elangg ggan an perbul perbulan an tidak tidak terbukuk terbukukan an sebagai sebagai penjuala penjualan(TU n(TUL L III-09) III-09) maka pemakaian kWh tersebut diatas masuk ke kWh susut perbulan. Akib Akibat at perla perlaku kuan an pema pemaka kaia ian n kWh kWh nol nol yang yang tida tidak k bena benar, r, berpengaruh pada naiknya susut perbulan. 1.3.4.3
Contoh Pengaruh pemakaian kWh nol terhadap susut. Data Data su susu sutt UPJ UPJ Lema Lemah h Ab Aban ang g bula bulan n Janu Januar arii 20 2006 06 sebe sebesa sarr 2.031.678 kWh atau 8.96 %. Jumlah kWh susut 2.031.678 kWh sudah termasuk did ida alam lamnya nya pemak emaka aian ian kWh limit sebes ebesa ar 1.040 40.3 .325 25,,
27
sehingga sehingga susut kWh riil UPJ lemah lemah Abang Abang pada pada bulan Januari adalah sebesar 991.353 atau 4.37 %. 1.3.4.4
Upaya mengurangi beban susut a. b.
c. d.
e. f.
Hin ind dari/p ri/per erke keci cill p pen eng ggunaa unaan n kWh kWh lim limit it Segera Pasang meter untuk sambungan baru dan gunakan kWh pemakaiannya untuk penagihan rekening. Gunakan kWh minimal (50 kWh) Awasi kwalitas hasil baca meter dan upayakan sekecil mungkin terjadinya salah baca yang mengakibatkan kWh stand tunggu atau kWh numpuk Lakkukan segera penggantian kWh rusak dan awasi stand cabutnya. Berikan penjelasan pada pelaksana tugas( cater OS & Peg.PLN) bahwa Kesalahan cater, ijon kWh, pemakaian limit adalah perbuatan yang merugikan PLN dan pelanggan.
2. PERHITUNGANSUSUT TEKNIS PENDAHULUAN •
Masal Masalah ah sus susut ut adalah adalah masal masalah ah efisie efisiensi nsi pendi pendistri stribus busian ian tenag tenaga a listrik listrik yang berkaitan berkaitan langsung langsung dengan dengan manajemen manajemen pembebana pembebanan n sistim tenaga listrik ( harus dilakukan evaluasi dan pengendalian sampai pada batas yang wajar secara terus-menerus berkesinambungan ).
•
Berba Berbaga gaii us usah aha a untuk untuk meng mengend endal alik ikan an su susu sutt tela telah h dila dilaku kuka kan n (perub (perubaha ahan n tegang tegangan, an, recone reconecto ctor, r, gardu gardu sis sisipa ipan, n, pemasa pemasanga ngan n MDI, MDI, peruba perubahan han pola pola baca baca meter, meter, P2TL, P2TL, PIPEL PIPEL,, penyei penyeimb mbang angan an
28
beban, penertiban PJU, pemberatan jaringan dsb.) namun masih dirasakan belum memperoleh hasil yang diharapkan. SUSUT DARI SIFATNYA SUSUT KONSTAN
SUSUT VARIABEL
DARI PENYEBABNYA TEKNIS
NON TEKNIS
TRAFO
KONDUKTOR
MATERIAL
ADM PELANGGAN
METER
TITIK SAMBUNG
CARA MEMASANG
ADM CATER
KEBOCORAN ISOLASI
TITIK KONTAK
CARA PEMBEBANAN
CARA MENGUKUR
FAKTOR BEBAN
SIFAT BEBAN
PENCURIAN
FAKTOR DAYA
KONDUKTOR
KESEIMBANGAN BEBAN
TITIK SAMBUNG
PENCURIAN
TITIK KONTAK
PELANGGAN
NON PELANGAN
PEGAWAI / NON PEGAWAI
Susut (losses) kWh ditinjau dari sisi SIFAT-nya a. Susu Susutt Kons Konsta tan n : yakn yaknii su susu sutt yang yang timb timbul ul seca secara ra kons konsta tan n (terus (terus meneru menerus) s) pada pada sis sistim tim distr distribu ibusi si tenag tenaga a lis listri trik k yang yang tidak tidak dipen dipenga garuhi ruhi oleh oleh fluktu fluktuasi asi beban beban (sepa (sepanja njang ng sumber sumber tega tegang ngan an masi masih h ada) ada),, anta antara ra lain lain sepe seperti rti : rugi rugi-ru -rugi gi besi besi trafo, kwh meter, kebocoran isolasi dsb. b. Susu Susutt Varia Variabe bell : yakn yaknii su susu sutt yang yang tim timbul bul seca secara ra varia variabe bell (berub (berubah-ub ah-ubah) ah) pada pada sisti sistim m distr distribu ibusi si tenaga tenaga lis listri trik k yang yang dipe dipeng ngar aruh uhii oleh oleh fluk fluktua tuasi si beba beban n (nai (naik-t k-tur urun unny nya a beba beban), n), antara lain seperti : rugi-rugi penghantar (I2R), titik sambung / titik kontak dsb.
29
2.2.
Susut (losses) kWh ditinjau dari sisi PENYEBAB-nya a. Susut Teknis : yakni susut yang timbul pada sistim distribusi tenaga listrik yang disebabkan oleh faktor teknis yang sangat dipengaruhi oleh fluktuasi dan sifat beban, antara lain seperti : ukuran konduktor, panjang jaringan, sistim tegangan yang dipakai, tingkat isolasi yang ada, dan lain sebagainya ( berkaitan langsung dengan I2R ). b. Susut Non Teknis : yakni susut yang timbul pada sistim distribusi tenaga listrik yang disebabkan oleh faktor non teknis, antara lain seperti : kesalahan administrasi data pelanggan, kesalahan dalam pembacaan dan pencatatan meter, adanya kasus pelanggaran / pencurian listrik dan lain sebagainya.
Langkah pengendalian susut a. b. c. d.
Pengumpulan data dan statistik. Pengujian dan pengukuran susut. Pemetaan susut. Menentukan skala prioritas (dengan AMR= Manajemen Risiko / GKM = Gugus Kendali Mutu). e. Menyusun langkah pengendalian. f. Melaksanakan kegiatan pengendalian. g. Melakukan evaluasi terhadap hasil kegiatan
2.4 Tinjauan a. yang bersifat konstan
Analisa
susut (losses) kWh
30
a. Pada trafo distribusi terdapat susut konstan yang berupa rugi2 besi sebesar 0,10 s/d 0,40 % dari daya trafo (contoh pada trafo 25 kVA terjadi rugi2 besi sebesar 100 watt dan pada trafo 6.300 kVA terjadi rugi2 besi sebesar 6.500 watt. b. Pada setiap kWh meter mekanik membutuhkann daya antara 1,5 s/d 2 watt untuk dapat menggerakan kWh meter tersebut. c.
Pada isolasi sistim jaringan listrik harus memiliki tahanan isolasi sebesar ≥ 1kOhm/volt atau kebocoran maksimun yang diijinkan adalah ≤ 1volt/1.000 Ohm = 0,001 ampere atau susut maksimun yang diijinkan pada sistim TR : 220 volt = 0,001 amper 2 x 220.000 ohm = 0,22 watt dan sistim TM : 20 kV = 0,001 amper 2 x 20.000.000 ohm = 20 watt.
2.5 Tinjauan b. yang bersifat konstan
susut (losses) kWh
a.
Untuk memperkecil prosentase susut konstan pada trafo distribusi maka tidak ada jalan lain kecuali mengatur pembebanan trafo pada kondisi beban optimum dimana efisiensinya paling tinggi yakni pada beban antara 70 s/d 80 dari kapasitasnya.
b.
Untuk memperkecil prosentase susut konstan pada setiap kWh meter mekanik maka penggunaan energi listrik yang melalui meter tersebut harus ditingkatkan agar ratio kWh susut konstan di kWh meter dengan pemakaian energi listrik (kWh) yang terukur menjadi kecil (contoh : pemakaian pelanggan A sebesar 30 kWh / bulan dengan pemakaian pelanggan B sebesar 100 kWh / bulan akan memiliki ratio susut konstan untuk pelanggan A = (2/1.000 kW x 720 jam) / ( 30 kWh) x 100 % = 4,8 % , sementara untuk pelanggan B = (2/1.000 kW x 720 jam) / (100 kWh) x 100 % = 1,44 % .
31
c. Jika terjadi kebocoran pada isolasi sistim jaringan listrik, misalnya karena keretakan isolator atau adanya sisa benang layang2 sehingga tahanan isolasi berkurang sebesar 10 % maka akan terjadi perubahan susut konstan yang semula pada sistim TR = 0,22 watt dan sistim TM : 20 kV = 20 watt, menjadi 0,24 watt pada sistim TR dan 22,18 watt pada sistim TM
Penyebab susut (losses)
2.6
kWh a. dari segi teknis a. Ukuran penghantar yang kurang optimum (yang dipengaruhi oleh Faktor Beban dan Faktor Distribusi Beban). b. Jaringan yang terlalu panjang. c. Tingkat isolasi yang telah menurun dibawah batas minimal (pada isolator, minyak trafo, kabel, arrester dsb.). d. Pembebanan yang tidak seimbang (timbulnya Io). e. Faktor Daya (Cos Q) yang rendah (timbulnya daya reaktif) f. Ketidak akuratan dari alat ukur meter kWh, CT maupun PT (timbulnya selisih hasil ukur). g. Titik sambung / kontak yang kurang sempurna (timbulnya panas yang berlebihan sehingga mengurangi energi). h. Pengawatan alat ukur yang salah pada urutan fasa/polaritas (timbulnya selisih ukur) i. Kebocoran arus melalui pepohonan atau sisa benang layang2 yang menyentuh jaringan (timbulnya kebocoran energi) j. Pengaruh harmonisa (Power Quality) sehingga mempengaruhi pengukuran
2.7 Penyebab b. dari segi non teknis
susut (losses) kWh
a. Data Induk Langganan (DIL) yang tidak akurat.
32
b. Pembacaan/pencatatan angka stand kWh meter yang tidak tepat/benar (waktu, angka, penafsiran, faktor kali dsb.). c. Pencurian aliran listrik oleh pelanggan maupun non pelanggan. d. Pemakaian sendiri yang tidak terukur / tercatat. e. Cara perhitungan yang tidak tepat / benar.
Hambatan dalam pengendalian susut (losses) kWh a. b. c. d.
Data yang kurang lengkap dan kurang akurat. Daerah pelayanan yang semakin luas. Ketersediaan anggaran yang sangat terbatas. Tingkat kesadaran sebagian masyarakat pelanggan maupun non pelanggan, pegawai maupun non pegawai yang kurang mendukung. e. Masih terbatasnya kuantitas maupun kualitas SDM yang ada.
2.9
Peluang dalam pengendalian susut (losses)
kWh a. Secara teoritis, susut (losses) kWh dapat ditelusuri/dilacak dan dikendalikan melalui perbaikan sistim. b. Dukungan sarana dan fasilitas kerja yang ada memberikan dorongan dan peluang untuk dapat mengendalikan angka susut (losses) kWh.
2.10
Strategi pengendalian susut a. Pengumpulan data dan statistik. b. Pengujian dan pengukuran susut. c. Pemetaan susut.
33
d. Menentukan skala prioritas (dengan AMR= Manajemen Risiko / GKM = Gugus Kendali Mutu). e. Menyusun langkah pengendalian. f. Melaksanakan kegiatan pengendalian. g. Melakukan evaluasi terhadap hasil kegiatan.
Analisa
CONTOH MATRIK PENYUSUNAN SKALA PRIORITAS PROGRAM / KEGIATAN KRITERIA
RATA2
A
B
C
D
WAKT U
1 BULAN
2 BULAN
3 BULAN
4 BULAN
2,5 BULAN
COST
Rp. 300 Jt
Rp. 900 Jt
Rp. 100 Jt
Rp.750 Jt
Rp.550 Jt
REVENUE
Rp.3 M
Rp. 21 M
Rp. 1,2 M
Rp. 5,4 M
Rp.7,8 M
VOLUME
5 Jt kWh
35 Jt kWh
2 Jt kWh
9 Jt kWh
13 Jt kWh
2O
1O
3O
1
3
4
LOKASI PRIORITAS
4O 2
25
TIM SUSUT 200 7
2.11
o
Pengumpulan Data dan Statistik
a. Pengumpulan data : o Asset Jaringan (peta, single line diagram, JTM, JTR, Gardu, SR, APP, Penyulang, Jurusan dan lain sebagainya) Beban puncak, Faktor Beban, Faktor Daya (Cos φ ), Faktor Distribusi Beban. b. Minimal Statistik 5 (lima ) tahun terakhir :
34
o o o o o o
Pembelian, penjualan dan susut. Beban Puncak Faktor beban Faktor Daya Faktor Distribusi Beban Pertumbuhan asset (Penyulang, JTM, Gardu, JTR, Plgn dsb.)
PEMETAAN SUSUT (LOSSES) DARI SISI PENYEBAB DAN SIFATNYA SUSUT (LOSSES) TERDIRI DARI : SUSUT TEKNIS SUSUT NON TEKNIS SUSUT KONSTAN SUSUT VARIABEL
SUSUT TEKNIS DIPENGARUHI : - SISTIM JARINGAN - UKURAN DAN JENIS PENGHANTAR - KONSTRUKSI JARINGAN (M,CP,CP) - KARAKTERISTIK ALAT UKUR - KESEIMBANGAN BEBAN - KWALITAS ISOLASI - PENGARUH FAKTOR DAYA (COS Q) , FAKTOR BEBAN, F.DB - UMUR PERALATAN SUSUT KONSTAN TERJADI KARENA : - SIFAT DARI PERALATAN YANG MEMBUTUHKAN ENERGI, SEPERTI MISALNYA PADA KWH METER.
SUSUT NON TEKNIS DIPENGARUHI : - PENCURIAN OLEH KONSUMEN - PEMAKAIAN OLEH NON KONSUMEN - PEMBACAAN METER KURANG AKURAT - SISTIM PENGUKURAN (KETELITIAN) - CARA PENGUKURAN
SUSUT VARIABEL TERJADI KARENA : - SIFAT BAHAN YANG MEMILIKI TAHANAN SEHINGGA AKAN SANGAT 2 TERGANTUNG PADA BEBAN ( I R) TIMSUSUT 2007
35
UPAYAPENGENDALIANSUSUT(LOSSES) SECARATERPADU SUSUTTOTAL: 8,25% TEKNIS:6,37% NO NTEKNIS :1,88%
UPAYA YANG D APAT D ILAKUKANUTK MENGENDALIKANSUSUT TEKNIS: - MEMBANG UNGARDUIND UK - PEMBERATANJARINGAN - PENAMBAHANPENYULANGBARU - PEMISAHANPJU DARI JARINGANUMUM - PERBAIKANFAKTOR DAYA - PERBAIKANTITIK SAMBUNG/KONTAK - PEMASANGANGARDUSISIPAN - PEMBERSIHANJARINGAN - PENYEIMBANGANBEBAN - MENATA KONFIGURASI JARINGAN - MEMPERBAIKI KEBOCORAN ISOLASI
UPAYA YANG DAPAT D ILAKUKANUTK M ENGENDALIKANSUSUT NONTEKNIS: - MENINGKATKANKWALITASCATER - MENINGKATKANPERANPIPEL - MENINGKATKANP2TL - MENINGKATKANAKURARI METER
TIMSU SUT2007
36
PERBANDINGAN SEBELUM DAN SETELAH FAKTOR DAYA ( COS Q ) DIPERBAIKI
URAIAN
SEBELUM Input
SETELAH Output
Input
Output
S ( VA )
15.370
14.747
11.330
14.770
P ( WATT )
11.189
10.323
10.809
10.339
Q ( VAR )
10.537
10.532
3.397
10.548
0,728
0,700
0,954
0,700
ARUS Total ( Amp )
66
66
49
49
TEGANGAN ( Volt )
233
224
233
224
COS Q
SUSUT ( % )
8
4
TIMSUSUT 2007
37
Pengukuran pengukuran
titik sambung melalui tegangan dan arus VOLTM ETER DAN AM PEREM ETER
HASIL UKURTAHA NANTITIKSAMBU NG HARUSDIUSAHAKAN= ATAUHAM PIR 0 OHM
TIMSU SUT2007
Pengukuran ada tidaknya kebocoran pada jaringan melalui pengukuran SUMBER
AM PEREMETER
Arah
Aliran
Listrik
isolasi arus BEBAN
Bila arus di titik A= di titik B Berarti tidak ada kebocoran
AM PEREM ETER
Bila arus di titik A> di titik B Berarti ada kebocoran isolasi Syarat Waktu
pengukuran harus yang bersam aan
dalam
TIMSUS UT2007
38
Pengukuran susut pengukuran
pada titik kontak melalui tegangan dan arus VOLTM ETER DAN AM PEREM ETER
HASILUKUR TAHANANKONTAK DIUSAHAKAN< DARI 1000 m icro OHM
TIMSU SUT2007
Strategi pengendalian susut (losses) kWh 2.12
a. Pengkoordinasian tugas a. Pengkoordinasian tugas adalah merupakan kelanjutan dari kegiatan perenanaan yang telah disusun untuk selanjutnya menetapkan (5W) : siapa mengerjakan apa, siapa bertanggung jawab kepada siapa, kapan waktu dan lokasinya, bagaimana cara dan dengan apa mengerjakannya, mengapa harus dikerjakan; semuanya merupakan mata rantai kegiatan yang tidak boleh terputus. b. Koordinasi sangat mudah diucapkan, namun dalam prakteknya sering mengalami kegagalan karena sangat dipengaruhi oleh : SDM, material, biaya, peralatan, manajemen (5M) + Data Statistik & Informasi
Strategi pengendalian susut (losses) kWh 2.13
39
b. Pengkoordinasian tugas a. Pengkoordinasian tugas adalah merupakan kelanjutan dari kegiatan perenanaan yang telah disusun untuk selanjutnya menetapkan (5W) : siapa mengerjakan apa, siapa bertanggung jawab kepada siapa, kapan waktu dan lokasinya, bagaimana cara dan dengan apa mengerjakannya, mengapa harus dikerjakan; semuanya merupakan mata rantai kegiatan yang tidak boleh terputus. b. Koordinasi sangat mudah diucapkan, namun dalam prakteknya sering mengalami kegagalan karena sangat dipengaruhi oleh : SDM, material, biaya, peralatan, manajemen (5M) + Data Statistik & Informasi. 2.14
Strategi pengendalian susut
(losses) kWh c. Pelaksanaan kegiatan a. Sesuai dengan hasil pengkoordinasian, pelaksanaan kegiatan harus dapat berjalan sesuai dengan kesepakatan, setiap perubahan yang dilakukan hendaknya dikoordinasikan kembali untuk memastikan bahwa perubahan tersebut memang perlu dilakukan. b. Sebelum memulai kegiatan perlu dicatat dan diingat mengenai kondisi awal (kondisi saat start).
Strategi pengendalian susut (losses) kWh 2.15
d. Pengendalian & evaluasi hasil kegiatan a. Dengan mengacu dan berpedoman pada rencana kegiatan, maka akan sangat penting bila selama kegiatan berlangsung dilakukan pengendalian dan evaluasi secara terus-menerus atau berkala, sehingga dapat mengetahui posisi langkah demi langkah yang dicapai. b. Pengendalian dan evaluasi hasil kegiatan yang dilakukan, baik selama kegiatan berlangsung maupun
40
setelah kegiatan selesai, dimaksudkan pula sebagai umpan balik (masukan) yang sangat berharga dalam rangka memberikan koreksi, perbaikan dan penyempurnaan dari perencanaan yang telah disusun, karena setidak-tidaknya kekurangan, kelemahan atau kelebihan dari sistim yang dipakai akan tergambar.
Strategi pengendalian susut (losses) kWh 2.16
e. Perencanaan lanjutan a. Dari hasil evaluasi akhir akan diperoleh pengalaman yang akan dapat mendorong penyempurnaan dalam menyusun perencanaan lanjutan, baik untuk kegiatan yang sama ataupun kegiatan lainnya. 2.17
Kesimpulan a. Sukses dan keberhasilan suatu usaha secara teoritis akan sangat ditentukan oleh Perencanaan, Pengkoordinasian, Pelaksanaan dan Pengendalian yang baik. b. Pengkoordinasian juga dipengaruhi oleh 5W, 5M + DSI c. Yang lebih menentukan kesuksesan dan keberhasilan suatu usaha adalah SDM itu sendiri yang dituntut memiliki sikap disiplin, bertanggung jawab dan dedikasi yang tinggi.
41
3.
PERHITUNGAN SIMULASI SUSUT SISTEM JARINGAN DISTRIBUSI Pendahuluan Perhitungan susut jaringan distribusi sebenarnya sangat membutuhkan ketelitian terutama keakurasian faktor meter dan parameter-parameter komponen jaringan terpasang. Namun mengingat belum seluruh peralatan yang terpasang mempunyai alat ukur, dan pembacaan pengukuran belum dapat dilakukan secara serentak dalam waktu yang bersamaan serta belum semua alat ukur di konsumen dibaca, maka perlu diperoleh pendekatan yang dapat dijadikan sebagai penilai besarnya susut sistem jaringan distribusi. Akibat nilai losses yang bervariasi serta sangat besar, maka Distribusi Jabar dan Banten melakukan evaluasi beberapa formula antara lain : 1. Formula hasil evaluasi bersama PLN, ADB, dan IBRD. 2. Formula PLN Distribusi Jawa Timur (dikembangkan Tekdis). 3. Formula PLN Distribusi DKI Jaya. Dari hasil evaluasi formula tersebut diatas. Dilakukan penyesuaian metoda pendekatan perhitungan susut jaringan yang dikembangkan PLN Distribnusi DKI Jaya sehingga mungkinkan dilakukan di Unit-Unit Cabang Distribusi Jabar dan Banten.
3.2 3.2.1
Metoda Perhitungan Parameter Jaringan. Parameter jaringan yang perlu diperoleh : a. Penyulang 20 kV kabel maupun kawat udara.
42
b. Penghantar tegangan rendah. c. Trafo distribusi. Setiap elemen jaringan yang dilalui arus yang tergantung pada faktor pembebanan maka harus diperoleh parameter pembebanan yaitu : a. Beban puncak. b. Load faktor (LF). c. Formulasi Losses Load Faktor (LLF) Disamping itu setiap pembebanan jaringan tidak mungkin dibuat detail, sehingga seluruh pembebanan sub sistem jaringan dianggap dibebani secara merata. 3.2.2.
Pencatatan pengukuran kWh Setiap periode pengukuran kWh disusun atas hasil laporan kWh unit yang dapat dikelompokkan atas : a. MWh diterima dari P3B (gardu induk) dan pembangkit sendiri atau yang dikenal sebagai MWh produksi. b. MWh dikonsumsi di Tegangan Tinggi. c. MWh dikonsumsi di Tegangan Menengah. d. MWh dikonsumsi di Tegangan Rendah. .
Dengan pendistribusian tersubut dapat diperkirakan berapa susut di TM, TR, dan Trafo distribusi. 3.2.3 Perhitungan. 3.1 Pendistribusian Neraca kWh di elemen Jaringan.
43
MODEL PERHITUNGAN SUSUT DISTRIBUSI DENGAN PENDEKATAN ALIRAN ENERGI
kWh kWh
In JTM
kWh
kWh
In JTR
Susut non Teknis
In SR
Beli
kWh
Susut
PS
2
I R JTM
kWh
Susut Total
kWh
jual TT
= kWh 2
Beli
Susut
Susut
Trafo
2
kWh
jual TM
- kWh
Jual TT 2
- kWh
Susut Teknik
= I R JTM + Trafo + I
Susut non Teknik
= Susut Total - Susut Teknik
3.2.
kWh
In Trafo
Susut I2 R SR
I R JTR
kWh
PS
Jual TM 2
- kWh
R JTR + I R SR
Jual TR
- kWh
jual TR
Pemakaian sendiri
44 METODA PERHITUNGAN SUSUT I
1 2 3 4 5 6 7
kWh input JTM (kWh In JTM ) kWh input per penyulang (E JTM) Faktor Beban JTM (LF JTM ) Faktor Kerja JTM (FK JTM ) Node per penyulang Beban Puncak per Penyulang (E In) Beban Puncak per Node (E Out)
12 Faktor rugi beban JTM (LLF 13 Faktor koreksi
R JARINGAN TEGANGAN MENENGAH (JTM)
= kWH Beli - kWh Jual TT - kWh Ps GI = kWh In JTM / Jumlah Penyulang = (Beban Rata-rata / (Beban Puncak x waktu)) x 100% = Asumsi = Jumlah trafo / Jumlah jurusan = E JTM / (waktu x LF JTM x FK JTM ) = E In / Node x Faktor Koreksi = (E In2 + E In.E Out + E Out2 )/3 = Total Panjang JTM / Jumlah Penyulang = Dihitung
8 Beban Penyulang ekivalen (E Ek ) 9 Panjang JTM/Penyulang (L JTM) 10 Tahanan Penghantar (R JTM ) 11 Rugi beban puncak/penyulang (P
2
JTM )
JTM)
14 Susut I 2R JTM
= (L JTM x R = 0,3 x LF = Asumsi
JTM /
JTM
1000) x (E
+ 0,7 x (LF
= Waktu x Jumlah Peny x P
JTM )
Ek JTM 2
JTM
/ (1,732x20))
x LLF
2
JTM
METODA PERHITUNGAN SUSUT PADA TRAFO DISTRIBUSI
1 2 3 4 5 6 7 8
kWh input Trafo Kapasitas rata-rata terpasang (S Trafo ) Rugi Besi (P Besi ) Rugi Tembaga (P Cu) kWh input per Trafo (E Trafo ) Faktor Beban Trafo (LF Trafo ) Faktor Kerja Trafo (FK Trafo ) Beban Puncak per Trafo (kVA Trafo )
9 Faktor rugi beban Trafo (LLF 10 Rugi beban Trafo (P 11 Faktor koreksi 12 Susut Trafo
3.3
Trafo )
Trafo )
= kWH In JTM - Susut I 2 R JTM - kWh Jual TM = Jumlah kapasitas terpasang / Jumlah Trafo = Data = Data = kWh In Trafo / Jumlah Trafo = Asumsi = Asumsi = E Trafo / (waktu x LF Trafo x FK Trafo ) = 0,3 x LF
Trafo
+ 0,7 x (LF
Trafo ) 2
2
= P Besi + (kVA Trafo / S Trafo ) x P Cu x LLF Trafo = Asumsi = Waktu x Jumlah Trafo x P Trafo x LLF Trafo x Faktor Koreksi
45 METODA PERHITUNGAN SUSUT I2 R JARINGAN TEGANGAN RENDAH (JTR)
1 2 2 3 4 5 6 7
kWh input JTR (kWh In JTR) Jumlah jurusan kWh input per Jurusan (E JTR) Faktor Beban JTR (LF JTR) Faktor Kerja JTR (FK JTR) Node per Jurusan Beban Puncak per Jurusan (E In) Beban Puncak per Node (E Out)
= kWh In Trafo - Susut Trafo = Data = kWh In JTR / Jumlah Jurusan = (Beban Rata-rata / (Beban Puncak x w aktu)) x 100% = Asumsi = Panjang jurusan / 0,04 = E JTR / (w aktu x LF JTR x FK JTR) = E In / Node x Faktor Koreksi
8 Beban Jurusan ekivalen (E Ek) 9 Panjang J TR/Jurusan (L JTR) 10 Tahanan Penghantar (R JTR)
= (E In 2 + E In.E Out + E Out2)/3 = Total Pa nja ng JTR / Jumlah Jurusan = Dihitung
11 Rugi beban puncak/Jurusan (P JTR)
= (L JTR x R JTR / 1000) x (E Ek JTR / (1,732x0,38))2
12 Faktor rugi beban JTR (LLF JTR) 13 Faktor koreksi
= 0,3 x LF JTR + 0,7 x (LF JTR)2 = Asumsi
14 Susut I2 R JTR
= Waktu x Jumlah Jurusan x P JTR x LLF JTR
METODA PERHITUNGAN SUSUT I2 R SAMBUNGAN RUMAH (SR)
1 2 3 4 5 6 7 9
kWh input SR (kWh In SR) Jumlah konsumen TR kWh input per Konsumen (E SR) Faktor Beban SR (LF SR) Faktor Kerja SR (FK SR) Beban Puncak per Jurusan (kVA SR) Panjang SR (L SR) Tahanan Penghantar (R SR)
= kWh In JTR - Susut JTR = Data = kWh In SR / Jumlah konsumen = LF JTR = FK JTR = E SR / (waktu x LF JTR x FK JTR) = Total Panjang SR / Jumlah konsumen = Dihitung
10 Rugi beban punc ak/konsumen (P SR)
= (L SR x R JTR / 1000) x (kVA JTR / 0,22)2
11 Faktor rugi beban SR (LLF SR)
= 0,3 x LF JTR + 0,7 x (LF JTR)2
13 Susut I2 R SR
= Waktu x Jumlah konsumen x P SR x LLF JTR x Faktor Koreksi
Mengingat perhitungan ini sangat sederhana dan terdapat beberapa asumsi-asumsi maka diharapkan dapat diberikan masukan- masukan untuk perbaikan sistem perhitungan ini. Kiranya simulasi ini dapat digunakan sebagai tolok ukur untuk menentukan strategi dalam mengurangi losses. 3.4
46 Formula Distribusi Jabar & Banten APJ : Cirebon Penerimaan Penjualan total Penjualan di s isi TT Penjualan di s isi TM Penjualan di s isi TR
Jan *) *) *) *)
Feb
Mar
Apr
Mei
Jun
Jul
Agust
Sep
Okt
kWh kWh kWh kWh kWh
1 58 ,9 63 ,1 87
2 99 ,4 28 ,7 51
4 62 ,0 03 ,2 15
6 23 ,4 89 ,2 95
131,857,049
251,282,089
383,998,369
522,317,182
794,972,514
933,560,354
22,558,550
3 8,7 47,8 70
61 ,3 40 ,3 00
8 4,9 09 ,23 0
10 0, 87 0, 91 0 1 26 ,2 93 ,6 50
1 48 ,74 1, 46 0
17,034,723
3 2,8 22,7 76
51 ,8 54 ,2 28
7 0,8 21 ,88 6
90 ,18 4, 44 6 1 09 ,1 67 ,4 02
17 9,7 11, 44 3 2 70 ,8 03,8 41
36 6,5 86 ,06 6
46 2, 07 1, 35 2 5 59 ,5 11 ,4 62
Pemakaian Sendiri GI Pemakaian Sendiri GD
kWh kWh
7,002,007
13,336,904
20,706,526
27,854,753
35,500,637
-
0
0
0
0
Susut total
kWh
20,104,1 31
34,809,7 58
57,298 ,3 20
7 3,317,360
96,25 5,009
1 13,474,1 56
131,47 7,607
147,6 35 ,671
165,017,815
1 91,186,355
kWh
7,132,831
30,599,924
47,022,506
63,426,420
81,089,906
98,222,241
114,936,561
131,715,715
148,829,590
168,303,014
kWh %
12,971,300
4,209,834
10,275,814
9,890,940
15,165,103
15,251,915
16,541,046
15,919,956
16,188,225
22,883,341
12.65
11.63
12.40
11.76
12.26
11.93
11.80
11.54
11.44
11.81
%
4.49
10.22
10.18
10.17
10.33
10.33
10.31
10.30
10.32
10.39
%
8.16
1.41
2.22
1.59
1.93
1.60
1.48
1.24
1.12
1.41
TM
TM
2 47 ,3 43 ,9 77
3 79 ,9 56 ,3 89
5 10 ,7 25 ,3 12
2
Susut I R 2
Susut non I R Susut total 2
Susut I R 2
Susut non I R JTM
9 2, 26 3,7 76
TM
TM
7 84 ,8 82, 35 4 9 50 ,9 73 ,0 74 653,126,708
TM
42,526,404
1 ,11 4, 29 7, 98 7 1 ,2 79 ,3 36 ,6 20
1 ,4 42 ,3 86 ,0 34
1 ,6 19 ,5 22 ,9 86
1,076,018,587
1,214,006,148
1,356,544,783
1 73,4 08 ,13 0
1 95, 36 9, 02 0
2 19 ,5 84 ,8 90
1 28 ,72 9, 85 3
1 47,6 55 ,46 3
1 66, 42 7, 18 2
1 85 ,2 95 ,6 14
6 56 ,08 9, 04 1
7 54,9 54 ,99 4
8 52, 20 9, 94 6
9 51 ,6 64 ,2 79
49,260,026
55,682,362
63,362,071
71,791,848
0
TM
0
TM
0
TM
0
TM
0
TM
Input Jml Penyulang
kWh * ) bh
1 29 ,4 02 ,6 30 60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
Panjang JTM Panjang JTM rata-rata per Penyulang Node per Peny (jumlah trafo per penyulang) Iek per Penyulang
* ) km s kms
2,851
2,851
2,851
2,851
2,851
2,851
2,851
2,851
2,851
2,851
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
52
52
52
52
52
52
52
52
52
52
2,981
3,169
3,192
3,218
3,247
3,267
3,268
3,268
3,278
3,303
Rugi beban puncak per Penyulang 2
Susut I R
kVA kW kWh
2
6 48 ,5 10, 80 7 7 82 ,1 53 ,0 20
242
274
277
282
287
291
5,041,835
10,850,806
16,785,578
22,745,989
29,145,318
35,368,463
9 16 ,2 96 ,5 01
291 41,442,649
1 ,0 50 ,2 46 ,1 28
291 47,499,301
1 ,1 83 ,6 54 ,9 43
293 53,703,043
1 ,3 28 ,1 46 ,2 48
297 60,719,688
Susut I R vs input
%
3.90
4.39
4.42
4.45
4.49
4.52
4.52
4.52
4.54
4.57
Susut I 2 R vs input total
%
3.17
3.62
3.63
3.65
3.71
3.72
3.72
3.71
3.72
3.75
Trafo Input
kWh
Jml Trafo Jumlah KVA Trafo KVA trafo rata-rata Rugi besi Rugi tembaga Iek /Trafo
* ) bh * ) k VA kms/kVA
Rugi beban puncak per Trafo 2
Susut I R
20 3,6 70, 39 5 3 11 ,3 16,5 83
41 7,1 57 ,43 7
52 9, 18 1, 04 3 6 37 ,6 17 ,1 55
7 46 ,12 3, 99 9
8 55,0 91 ,36 4
9 63, 52 4, 71 8 1,0 82 ,1 30 ,9 46
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
435,605
435,605
435,605
435,605
435,605
435,605
435,605
435,605
435,605
435,605
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
kW kW
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
kVA
129
128
129
129
130
131
kW kWh
2
1 07 ,3 26 ,0 72
4
3
3
4
1,879,462
3,566,472
5,451,611
7,305,646
9,269,247
4
11,170,367
4
2.10
131 4 13,070,900
2.10
131 4 14,979,759
2.10
131 4 16,880,980
2.10
132 4 18,965,210
Susut I R vs input
%
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
Susut I 2 R vs input total
%
1.18
1.19
1.18
1.17
1.18
1.17
1.17
1.17
1.17
1.17
JTR Input Jml Jurusan Panjang JTR Panjang rata-rata Node per Jurusan Iek per Jurusan Rugi beban puncak per Jurusan 2
Susut I R
kWh
1 05 ,4 46 ,6 10
* ) bh * ) km s kms
6,568
6,568
6,568
6,568
6,568
6,568
6,568
6,568
6,568
6,568
8,092
8,092
8,092
8,092
8,092
8,092
8,092
8,092
8,092
8,092
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
31
31
31
31
31
31
31
31
31
31
kVA
0
35
35
35
36
36
36
36
36
36
kW
0
7
7
7
7
7
7
7
7
kWh
0
14,701,603
22,517,620
30,323,403
38,778,223
46,967,268
20 0,1 03, 92 3 3 05 ,8 64,9 72
40 9,8 51 ,79 0
51 9, 91 1, 79 6 6 26 ,4 46 ,7 87
7 33 ,05 3, 09 9
54,908,618
8 40,1 11 ,60 5
62,917,752
9 46, 64 3, 73 7 1,0 63 ,1 65 ,7 36
71,107,595
7 80,544,124
2
%
0.00
7.35
7.36
7.40
7.46
7.50
7.49
7.49
7.51
7.58
2
%
0.00
4.91
4.87
4.86
4.94
4.94
4.93
4.92
4.93
4.97
Susut I R vs input Susut I R vs input total SR Input Jml Konsumen
kWh * ) bh
1 05 ,4 46 ,6 10 804,822
804,822
804,822
804,822
804,822
804,822
804,822
804,822
804,822
804,822
Panjang SR Panjang rata-rata Iek per Peny/Trafo/Jur/Kons
* ) km s kms kVA
20,121
20,121
20,121
20,121
20,121
20,121
20,121
20,121
20,121
20,121
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.49
0.45
0.45
0.45
0.46
0.46
0.46
0.46
0.46
0.001523
0.001300
0.001304
0.001316
0.001336
0.001349
Rugi beban puncak per Konsumen
37 9,5 28 ,38 8
48 1, 13 3, 57 4 5 79 ,4 79 ,5 19
6 78 ,14 4, 48 2
0.001347
7 77,1 93 ,85 3
0.001346
8 75, 53 6, 14 3
0.001354
9 82 ,6 21 ,6 12
0.46 0.001375
2
kWh
211,534
1,481,043
2,267,697
3,051,382
3,897,119
4,716,142
5,514,395
6,318,903
7,137,971
2
%
0.201
0.799
0.800
0.804
0.810
0.814
0.813
0.813
0.815
0.822
2
%
0.133
0.495
0.491
0.489
0.497
0.496
0.495
0.494
0.495
0.499
0.63
0.63
0.63
0.63
0.63
0.63
0.63
0.63
0.63
0.63
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
0.40
Susut I R Susut I R vs input Susut I R vs input total
ASUMSI Faktor Beban TM (LF) Faktor Beban Trafo (LF)
3.3
kW
18 5,4 02, 32 0 2 83 ,3 47,3 52
CONTOH PERHITUNGAN
8,073,992
47
a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l.
Kapasitas Trafo = 315 kVA KWh Salur (MDI) = 110.000 kWh KWh Jual (TUL III-09) = 95.000 kWh Power Faktor (Cos Phi ) = 0,95 Tegangan Fasa R = 221 volt Tegangan Fasa S = 228 volt Tegangan Fasa T = 224 volt Eeban Fasa R = 480 Ampere Eeban Fasa S = 270 Ampere Eeban Fasa T = 350 Ampere Arus Netral = 54 Ampere Daya Tersambung Gardu = 1.050.000 VA
Beban Puncak (BP) = (480x221)+(270x228)+(350x224) = 106.080+61.560+78400 = 246.040 VA Load Factor (LF) = (110.000 / 720) / {(246.040 / 1000) x 0,95} = 0,65 Demand Factor Gardu (DFGrd) = 246.040 / 1.050.000 = 0,234 Beban Rata-rata (Brt) = (480 + 270 + 350) / 3 = 367 Ampere Beban (+ / -) Fasa R = 367 - 480 = - 113 Ampere ( harus dikurangi ) Beban (+ / -) Fasa S = 367 - 270 = + 97 Ampere ( harus ditambah ) Beban (+ / -) Fasa T = 367 - 350 = + 17 Ampere ( harus ditambah ) Daya Tersambung Yang Harus Dipindah (DTp) = (113 x 221 ) / 0,234 = (24.973 VA) / 0,234 = 106.722 VA Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 450 VA = 237 Titik Sambung ( jika dipilih 450 VA per Pelanggan ) Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 900 VA = 118 Titik Sambung ( jika dipilih 900 VA per Pelanggan ) Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 1.300 VA = 82 Titik Sambung ( jika dipilih 1.300 VA per Pelanggan ) Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 2.200 VA = 48 Titik Sambung ( jika dipilih 2.200 VA per Pelanggan ) KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 450 VA) = 0,234 x 450/1000 x 0,65 x 720 jam = 49 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 900 VA) = 0,234 x 900/1000 x 0,65 x 720 jam = 98 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 1.300 VA) = 0,234 x 1.300/1000 x 0,65 x 720 jam = 142 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 2.200 VA) = 0,234 x 2.200/1000 x 0,65 x 720 jam = 241 kWh 3.3.1
48 PERHITUNGAN PENYEIMBANGAN BEBAN 1 - Kapasitas Trafo
=
315
kVA
2 - kWh salur MDI
=
110,000
kWh
9
3 - kWh jual (TUL III-09)
=
95,000
kWh
10
4 - Power Factor (Cos Phi) =
0.95
5 - Tegangan Fasa R
=
221
Volt
12
6 - Tegangan Fasa S
=
228
Volt
7 - Tegangan Fasa T
=
224
Volt
13 14 15 16
8
11
Beban Puncak ( BP ) Load Factor ( LF ) Demand Factor Gardu ( DFGrd ) Beban Rata - rata ( Brt )
17 Beban ( +/- ) Fasa R 18 Beban ( +/- ) Fasa S 19 Beban ( +/- ) Fasa T
= = = = = = =
BEBAN FASA YANG HARUS DIPINDAH =
- Beban Fasa R - Beban Fasa S - Beban Fasa T - Arus Netral - Daya tersambung gardu
-33 Ampere Harus Dikurangi 17 Ampere Harus Ditambah 17 Ampere Harus Ditambah
Fasa R Fasa S Fasa T -33 17 17 A
=
-27,600
14,237
21 22 23 24 25 26 27 28
= = = = = = = =
-61 -31 -21 -13
32 16 11 6
3.3.2
450 400 400 54 1,050,000
Ampere Ampere Ampere Ampere VA
280,250 VA 0.57 0.267 417 Ampere
20 Daya Tersambung yang harus dipindah (DTp) Jumlah titik s ambung yang harus dipindah (JTSp) Jumlah titik s ambung yang harus dipindah (JTSp) Jumlah titik s ambung yang harus dipindah (JTSp) Jumlah titik sambung yang harus dipindah (JTSp) kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 450 VA) kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 900 VA) kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 1.300 VA) kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 2.200 VA)
= = = = =
50 99 143 243
13,988 VA
Beban harus dikurangi jika bernilai negatip ( - )
Beban harus dikurangi jika bernilai negatip ( - )
31 Titik sambung (jika dipilih 450 VA per Pelanggan) 16 Titik sambung (jika dipilih 900 VA per Pelanggan) 11 Titik sambung (jika dipilih 1,300 VA per Pelanggan) 6 Titik sambung (jika dipilih 2,200 VA per Pelanggan) kWH kWH kWH kWH
49 NAMA GARDU JENIS KONSTRUKSI JUMLAH JURUSAN LOKASI KAPASITAS TRAFO TOTAL KWH SALUR ( MDI ) TOTAL KWH JUAL SUSUT KWH ( PROSEN ) PENYULANG GARDU INDUK BULAN / TAHUN UNIT
: PONDOK ASRI SEKALI ( PAS ) : TEMBOK : 4 ( EMPAT ) : JLN. SUKA RAPIH - KOTA BERSIH : 400 KVA : 120.000 KWH : 108.000 KWH : 12.000 KWH ( 10,00 % ) : CUCAK ROWO : TAMAN BURUNG : JANUARI / 2007 : UPJ KELAPA PUAN / APJ GANESHA JUMLAH
NO.
NAMA PELANGGAN
ID PELGN
FASA (1/3)
DAYA ( VA )
KWH
1
2
3
4
5
6
R ( VA )
S ( VA )
T ( VA )
7
8
9
I 1 2 3 4 5
JURUSAN I Amin Suharmono Bambang Sukamto Charles Hutagalung Dedi Rahmat dst
1 1 3 1
450 900 6,600 1,300
113 225 1,650 325
450 2,200 -
900 2,200 -
2,200 1,300
II 1 2 3 4 5
JURUSAN II Agusman Taher Budi Sulistyo Cucu Suwanda Dadang Gumilang dst
1 3 1 1
2,200 13,200 900 450
550 3,300 225 113
2,200 4,400 450
4,400 -
4,400 900 -
III
JURUS AN III
IV
JURUSAN IV DAN SE TERUSNYA
3.3.4
TERSAMBUNG PADA FASA KETERANGAN 10
50 ASUMSI COS Q = 1 Phase R S T N TOTAL
Teg.thd N Arus 230 230 230 -
VA 150 80 70 75
34,500 18,400 16,100 69,000
+ / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 23,000 100 (50) (11,500) (38,333) (85) (43) (29) (17) 23,000 100 20 4,600 15,333 34 17 12 7 23,000 100 30 6,900 23,000 51 26 18 10 PROSEN 75.4983444 69,000 KAP TRF 315,000 DAYA TSB 1,050,000 DF 0.300
R
T
S
SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMB U X ( T ) TOT SUMBU Y TOT SUMBU X N
150 40 35 9.18861E -15 69.2820323 60. 62177826 75 8.660254038 75.49834435
ASUMSI COS Q # 1 (INDUKTIF MERATA DISEMUA PHASE) Phase R S T N TOTAL
Teg.thd N Arus 221 228 224 -
454 454 454 -
100,334 103,512 101,696 305,542
R
T
VA
S
SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMBU X ( T ) TOT SUMBU Y TOT SUMBU X N
VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS 101,847 454 101,847 454 101,847 454 PROSEN 0 305,542 KAP TRF DAYA TSB DF
431.7796584 337.3877508 94.39190763 140.2937154 303.7852953 444.0790107 0 0 0
-
SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMBU X ( T ) TOT SB Y TOT SB Y N
+ / - DAYA -
+ / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR -
315,000 1,050,000 0.300 431.779658 337.387751 94.3919076 140.293715 303.785295 444.079011 0 0 0
R
T S
ASUMSI COS Q # 1 (KAPA SITIF MERATA DISEMUA PHASE) Phase R S T N TOTAL
Teg.thd N Arus 230 230 230 -
422 477 464 50
97,060 109,710 106,720 313,490
R
S
T
VA
SUMBU Y ( R ) SUMB U Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMB U X ( S ) SUMB U X ( T ) TO T S UMB U Y TOT SUMBU X N
+ / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 104,497 454 32 7,437 24,789 55 28 19 11 104,497 454 (23) (5,213) (17,378) (39) (19) (13) (8) 104,497 454 (10) (2,223) (7,411) (16) (8) (6) (3) PROSEN 10.9588167 313,490 KAP TRF 315,000 DAYA TSB 1,050,000 DF 0.300
401.3458499 99. 17387652 344.819199 130.4051716 466.5764056 310.4766014 -42. 6472 2567 25. 69463257 49.78955714
ASUMSI COS Q # 1 (INDUKTIF TIDAK MERATA DISEMUA PHASE) Phase R S T N TOTAL
Teg.thd N Arus 230 230 230 -
VA 422 477 464 138
JIKA COS Q = 0,5 MAKA SDT Q = JIKA COS Q = 0,9 MAKA SDT Q = JIKA COS Q = 0,95 MAKA SDT Q = JIKA SIN Q = 0,5 MAKA SDT Q =
97,060 109,710 106,720 313,490
+ / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 104,497 454 32 7,437 24,789 55 28 19 11 104,497 454 (23) (5,213) (17,378) (39) (19) (13) (8) 104,497 454 (10) (2,223) (7,411) (16) (8) (6) (3) PROSEN 30.3217084 313,490 KAP TRF 315,000 DAYA TSB 1,050,000
60 25.84193 18.19487 30
JIKA SIN Q = 0,9 MAKA SDT Q = JIKA TAN Q = 0,5 MAKA SDT Q = JIKA TAN Q = 0,9 MAKA SDT Q = JIKA A = 1, MAKA A X COS 60 =
64.15807 26.56505 41.98721 0.5
51
dr
CARACEPATMENYEIMBANG KAN BEBANPAD AG ARD UD ISTRIBUSI TIMSUSUT&TIMO UTSO URCINGPEMELIHARAANTERPAD U PTPLN(PERSERO ) D ISTRIBUSIJAW ABARATDANBANTEN
3.4
PENDAHULUAN a. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi, pada umumnya terjadi pada gardu distribusi sistim 3 (tiga) fasa atau 2 (dua) fasa. b. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi dapat diketahui atau diindikasikan dari adanya
52
arus yang mengalir melalui titik netral (pada hubungan bintang atau pada titik tengah) karena adanya perbedaan besarnya arus yang mengalir pada masing-masing fasa maupun perbedaan power factor (Cos Phi) pada masing-masing fasa. c. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi dapat mengakibatkan : sering putusnya pengaman gardu (baik pengaman trafo sisi primer maupun pengaman jurusan dari JTR), menimbulkan kerusakan pada trafo karena adanya arus nol yang dapat menimbulkan panas tambahan pada trafo dan juga menimbulkan susut tambahan pada hantaran / jaringan netralnya. d. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi terjadi karena pembagian beban pada masingmasing fasa yang kurang merata dan ditambah lagi dengan sifat/karakteristik beban dari masingmasing pelanggan yang berubah-ubah pada setiap saat (resitif, induktif, capasitif dan campuran dari ketiganya dan coincidence factor yang berubahubah) e. Walaupun tidak seratus persen seimbang, maka ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi dapat diperkecil (diminimalisir) dengan cara yang sederhana, cepat dan praktis untuk dapat meminimalisir dampak negatif dari ketidak seimbangan tersebut.
3.4.1
ISTILAH-ISTILAH YANG DIPERGUNAKAN a. KAPASITAS GARDU = kapasitas terpasang dari trafo distribusi yang terpasang dalam gardu distribusi tersebut dalam satuan Ampere atau kVA. b. DAYA TERSAMBUNG GARDU = total daya tersambung dari seluruh pelanggan yang dilayani dari gardu distribusi tersebut dalam satuan Ampere atau VA atau kVA.
53
c. BEBAN PUNCAK GARDU = beban tertinggi dalam suatu periode yang terukur di gardu tersebut dalam satuan Ampere atau kVA. d. FAKTOR DAYA (COS Phi) GARDU = perbandingan antara daya aktif (kW) dengan daya semu (kVA) dalam satuan prosen, biasanya didapat dari hasil pengukuran pada saat beban puncak. e. BEBAN RATA-RATA GARDU = beban rata-rata dalam suatu periode yang diperoleh dari energi kWh yang dikeluarkan dari gardu tersebut dalam periode tertentu dibagi dengan jumlah jam dalam periode yang bersangkutan (misalnya bulanan) dalam satuan kW atau kVA (kVA = kW/ Faktor Daya). f. FAKTOR PERMINTAAN GARDU (Demand Factor) = adalah perbandingan beban puncak gardu dengan dengan daya tersambung gardu dalam satuan prosen 3.4.2
ISTILAH-ISTILAH YANG DIPERGUNAKAN a. FAKTOR BEBAN GARDU = beban rata-rata gardu dibagi dengan beban puncak gardu dalam satuan prosen. b. KWH SALUR GARDU = total kWh yang disalurkan dari gardu ke jaringan yang dilayani dari gardu tersebut, kWh salur biasanya diperoleh dari pembacaan kWh Meter MDI. c. KWH JUAL GARDU = total kWH terjual kepada pelanggan yang dilayani dari gardu yang bersangkutan. d. JAM NYALA GARDU = jumlah jam yang dihitung dari jumlah kWh Jual Gardu dibagi dengan daya tersambung gardu beban (kVA). e. JAM NYALA PELANGGAN INDIVIDU = jumlah jam yang dihitung dari jumlah kWh Jual masing-masing pelanggan dibagi dengan daya tersambung (kVA) masing-masing pelanggan yang bersangkutan. f. BEBAN RATA-RATA PER FASA = beban total seluruh fasa dibagi dengan jumlah fasa yang ada.
54
g. BEBAN RATA-RATA PER FASA MASING-MASING JURUSAN = beban total seluruh fasa pada masingmasing jurusan dibagi dengan jumlah fasa yang ada di masing-masing jurusan yang bersangkutan. h. BEBAN RATA-RATA PER FASA MASING-MASING PERCABANGAN = beban total seluruh fasa pada masing-masing percabangan dibagi dengan jumlah fasa yang ada di masing-masing percabangan yang bersangkutan. i. KELEBIHAN BEBAN FASA = beban fasa yang nilainya lebih besar dari beban rata-rata fasa dikurangi dengan beban rata-rata j. KEKURANGAN BEBAN FASA = beban fasa yang nilainya lebih kecil dari beban rata-rata fasa dikurangi dengan beban rata-rata 3.4.3
SKALA PRIORITAS PENYEIMBANGAN BEBAN a. Mencakup hanya terhadap beban total Gardu yang diukur pada saklar induk (LBS) pada saat beban puncak (beban tertinggi). b. Mencakup terhadap beban Gardu Total termasuk beban masing-masing jurusan yang diukur pada saklar induk (LBS) dan pada masing-masing jurusan pada saat beban puncak (beban tertinggi). c. Mencakup terhadap beban Gardu Total termasuk beban masing-masing jurusan dan beban pada setiap percabangan JTR yang diukur pada saklar induk (LBS) dan pada masing-masing jurusan serta percabangan JTR pada saat beban puncak (beban tertinggi). d. Mencakup terhadap beban Gardu Total termasuk beban masing-masing jurusan dan beban pada setiap percabangan JTR yang diukur pada saklar induk (LBS) dan pada masing-masing jurusan serta percabangan JTR pada saat beban puncak (beban tertinggi) maupun pada saat diluar waktu beban puncak (beban terrendah atau beban rata-
55
rata). Prioritas ini adalah kondisi yang paling ideal.
D IA G R A MS K A L AP R IO R IT A SP E N YE IM B A N G A NB E B A N JURU SAN TRAFO
JURU SAN JURUSAN LBS
JURUSAN
PERCABANGAN
PRIORITAS 1
PERCABANGAN
PRIORITAS 2
PERCABANGAN
PRIORITAS 3
PERCABANGAN
PRIORITAS 4
PERCABANGAN PERCABANGAN
PERCABANGAN JURU SAN TRAFO
JURU SAN JURUSAN LBS
JURUSAN
PERCABANGAN PERCABANGAN
JURU SAN TRAFO
JURU SAN JURUSAN LBS
JURUSAN
PERCABANGAN PERCABANGAN
JURU SAN
TRAFO
JURU SAN JURUSAN LBS
JURUSAN
PERCABANGAN PERCABANGAN
KETERANGAN:
3.4.4
ADALAHTITIK UKURPENYEIMBANG ANBEBAN
PROSES PENYEIMBANGAN BEBAN 1. Kumpulkan data-data : Beban Puncak Gardu; Daya Tersambung Gardu; Beban Masing-masing Fasa, baik total maupun perjurusan atau percabangan; Faktor Permintaan, total maupun perjurusan atau percabangan; Beban Titik Netral, total maupun perjurusan atau percabangan dan Power Factor ( Cos Phi ). 2. Hitung Beban Rata-rata per fasa, baik total maupun masing-masing jurusan atau percabangan. 3. Hitung jumlah beban yang lebih dan yang kurang dari masing-masing fasa terhadap beban rata-rata per fasa, baik untuk total, per jurusan atau percabangan. 4. Hitung besarnya daya tersambung dari masingmasing fasa yang harus dikurangi dan yang harus ditambah, baik untuk total maupun per jurusan
56
5.
6.
7.
8.
9.
atau percabangan, dengan cara membagi hasil hitung pada butir 3. dengan angka Faktor Permintaan (demand factor) di masing-masing fasa yang bersangkutan. Hitung jumlah sambungan rumah (SR)/Titik Sambung yang akan dipindahkan (TSp), dengan cara membagi jumlah daya yang akan dipindahkan dengan satuan daya tersambung masing-masing pelanggan (450 VA, 900 VA, 1300 VA atau 2200 VA dsb.) Jika memiliki data pelanggan per gardu cukup lengkap, maka untuk lebih akuratnya penyeimbangan beban tersebut perlu dikorelasikan antara titik sambung yang akan dipindahkan (TSp) dengan nilai DEMAN FACTOR masing-masing pelanggan yang memiliki kesamaan atau kemiripan (yang mendekati) dengan nilai DEMAND FACTOR total gardu. Buat pemberitahuan tentang rencana penyeimbangan beban kepada seluruh pelanggan yang tersambung di gardu yang bersangkutan (kemungkinan adanya pemadaman sementara). Laksanakan penyeimbangan beban dengan memindahkan sambungan rumah (SR) dari fasa yang berlebih kepada fasa yang kurang, dengan cara memadamkan sementara fasa yang berlebih (bila di jaringan tidak ada tanda-tanda fasa atau tidak memiliki alat pendeteksi fasa) untuk mempermudah pengalihan beban. Untuk perhatian, bila di gardu tersebut memliki sambungan pelanggan 3 fasa maka cara ini perlu kehati-hatian (pelanggan yang memiliki beban 3 fasa harus dipadamkan total) Periksa dan teliti hasilnya dengan pengukuran beban pada setiap fasa secara total dan per jurusan di gardu maupun di percabangan jaringan TR.
57
10. Bila hasilnya optimum, beban sudah hampir seimbang, maka pekerjaan dapat dinyatakan selesai.
R U M U S -R U M U SYA N G D IP E R G U N A K A N Beban Rata -rata ( Brt ) =
Nilai Beban Tambah
Daya Tersambung
Jumlah
-
Fasa S + Beban
(-) = Beban
( Ampere )
Fasa ( R, S,T)
harus ditambah harus dikurangi
Daya Tersambung
Yang Harus Pindah
(EPs) =
Pelanggan
Tegangan
(`dalam Ampere) x
Demand Factor Daya Tersambung Daya Tersambung
DFGrd x DTp x LF x Jam (
Gardu ( dalam Volt )
Gardu (DTPGrd ) (dalam VA)
Beban Fasa Yang Harus Dikurangi
( JTSp ) =
( Ampere )
(BFk ) ( BFt )
Beban Total Gardu (BTGrd ) ( dalam Ampere ) x
Yang Harus Pindah ( DTp ) =
Yang Sesuai
Fasa T
Rata -rata ( Brt ) – Beban
positi p ( +) berarti pada fasa tersebut negatif ( - ) berarti pada fasa tersebut
Gardu (DFGrd ) =
Titik Sambung
KWh Pelanggan
Fasa R + Beban 3
(+) atau Kurang
- Jika hasil nya - Jika hasil nya
Demand Factor
Beban
Tegangan
Gardu ( DFGrd
( dalam Volt )
)
Yang Harus Pindah ( dalam Volt Ampere ) Masing2
Pelanggan
Yang Dipilih (VA )
dalam kWh )
DFGrd = DemandFactor Gardu DTp = Daya Tersambung Pelanggan yang akan dipilih untuk dipindahkan LF = Load Factor pada Gardu Jam = jumlah jam dalam satu periode , misal 1 bulan =720jam
( kVA atau VA / 1000 )
( dalam VA )
( Titik Sambung
)
58
CO NTO HPERHITUNGAN: -Kapasitas Trafo = 315 kVA -KWh Salur (MDI) = 110.000 kWh -KWh Jual (TUL III -09) = 95.000 kWh -Power Faktor (Cos Phi ) =0,95 -Tegangan Fasa R = 221volt -Tegangan Fasa S = 228 volt -Tegangan Fasa T= 224 volt -Eeban Fasa R = 480 Ampere -Eeban Fasa S = 270 Ampere -Eeban Fasa T= 350 Ampere -Arus Netr al = 54Ampere -Daya Tersambung Gardu = 1.050.000 VA
Beban Puncak (BP) = (480x221)+(270x228)+(350x224) = 106.080+61.560+78400 = 2 46.040 V A Load Factor (LF) = (110.000 / 720) / {(246.040 / 1000) x 0,95} = 0,65 Demand Factor Gardu (DFGrd ) = 246.040 / 1.050.000 = 0,234 Beban Rata -rata ( Brt ) = (480 + 270 + 350) / 3 = 367 Ampere Beban (+ / -) Fasa R = 367 - 480 = - 113 Ampere ( harus dikurangi ) Beban (+ / -) Fasa S = 367 - 270 = + 97 Ampere ( harus ditambah ) Beban (+ / -) Fasa T= 367 - 350 = + 17 Ampere ( harus ditambah ) Daya Tersambung Yang Harus Dipindah (DTp) = (113 x 221 ) / 0,234 = (24.973 VA) / 0,234 = 106.722 VA Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 450 VA = 237 Titik Sambung Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 900 VA = 118 Titik Sambung Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp ) = (106.722 VA ) / 1.300 VA = 82 Titik Sambung Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp ) = (106.722 VA ) / 2.200 VA = 48 Titik Sambung KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 450 VA) = 0,234 x 450/1000 x 0,65 x 720j am = 49 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 900 VA) = 0,234 x 900/1000 x 0,65 x 720j am = 98 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT1. 300 VA) = 0,234 x 1.300/1000 x 0,65 x 720j am = 142 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT2. 200 VA) = 0,234 x 2.200/1000 x 0,65 x 720j am = 241 kWh
( j ika dipilih 450 VA per ( j ika dipilih 900 VA per ( j ika dipilih 1.300 VA per ( j ika dipilih 2.200 VA per
S K E M AK O N D IS IP E M B E B A N A N T ID A KS E IM B A N G AC - 230Volt
Zr = 0,2Ohm
Ir = 150 Am pere
Zs = 0,2Ohm
Is =80Ampere
Zt = 0,2 Ohm
It = 70Ampere
AC - 230Volt AC - 230Volt
Zn=0,14Ohm
In= 75Ampere
Perhitungan susut : Total Daya Input =( 140A+ 90A+ 70A) x230 V= 69.000 VA Total Daya Beban = ∑ {(230V - (Ir,s,t Ax 0,2Ohm)) x( Ir,s,t -Susut pada JTR fasa R= ( 150x150x 0,2 ) = 4.500VA(6,52%) -Susut pada JTR fasa S= ( 80x 80 x0,2 ) = 1.280VA (1,85%) -Susut pada JTR fasa S= ( 70x 70x 0,2 ) = 980 VA(1,42%) -Susut pada JTR Netral = ( 75 x 75x0,14) = 788VA(1,14 %) Total Susut (R+S+T+N) = 7548VA/ 69.000VAx100%= 10,94%
B 3 = 1 5 .1 2 0 V A
B 2 = 1 7 .1 2 0 V A
A)} = 62.240VA
B 1 = 3 0 . 0 0 0 V A
Pelanggan ) Pelanggan ) Pelanggan ) Pelanggan )
59
S K E M AK O N D IS IP E M B E B A N A N S E IM B A N G AC - 230Volt
Zr =0,2Ohm
Ir = 100 Am pere
Zs=0,2 Ohm
Is=100Ampere
Zt = 0,2 Ohm
It = 100Ampere
AC - 230Volt AC - 230Volt
Zn=0,14Ohm
Perhitungan Total Daya Total Daya Total Susut -Susut pada -Susut pada -Susut pada -Susut pada Total Susut
In=0Ampere
B 3 = 2 1 . 0 0 0 V A
B 2 = 2 1 . 0 0 0 V A
B 1 = 2 1 . 0 0 0 V A
susut : Input =( 100A+ 100A+ 100A) x230V= 69.000 VA Beban = 3 x{(230V - (100Ax 0,2Ohm )) x(100A)} =63.000VA =(69.000VA – 63.000VA) / 69.000 VA x100%=8,70% JTR fasa R = ( 100 x100x0,2 ) =2.000VA(2,90%) JTR fasa S = ( 100x100x0,2 ) = 2.000VA(2,90 %) JTR fasa T = ( 100x100 x0,2 ) = 2.000VA(2,90%) JTR Netral =( 0x 0x 0,14) = 0 VA(0,00 %) (R+S+T+N) =(6.000VA/ 69.000VA) x100%=8,70%
KESIMPULAN: PENYEIMBANGANBEBANPADAKASUSINI DAPATMENURUNKA N ANGKASUSUTDARI 7.548 VAM ENJADI 6.000VA( BERKURANG1.548 VA
ATAU2,24% )
Pencapaian Kinerja susut 2006 dan
60
strategi pengendalian susut 2007 PT. PLN ( PERSERO) DISTRIBUSI JAWA BARAT DAN BANTEN
PROGRAM KERJA TERPADU Apa itu program kerja terpadu ? Program Kerja Terpadu adalah suatu upaya yang mengkoordinir kegiatan penyelesaian tugas dari hulu sampai hilir secara tuntas, baik kegiatan teknis atau administrasi /non teknis 1.4.1
Tujuan Program Kerja Terpadu. a.
Internal :
adalah untuk meningkatkan kinerja APJ khususnyadan kinerja Distribusi Jawa Barat dan Banten. b. External : adalah untuk meningkatkan : Mutu dan kendalan penyaluran a. energi listrik pada konsumen Pelayanan pada masyarakat b. konsumen
1.4.2
Latarbelakang. 1.
Belum terdapatnya mekanisme kerja yang dapat menyelesaikan pekerjaan mulai dari hulu sampai hilir secara bersama-sama
61
2.
3. 4.
1.4.3
Banyak pekerjaan yang sudah dikerjakan oleh masing-masing bidang, tetapi hasilnya kurang optimal. Sering terjadi ketidak sinkronan penyelesaian pekerjaan teknik dengan nonteknik. Belum memiliki data teknik dan non teknik dengan tingkat akurasi yang memadai (sesuai kebutuhan bisnis PLN)
Sasaran Sasaran yang ingin di capai program kerja terpadu adalah : 1. Untuk meningkatkan keandalan pasokan energi listrik pada pelanggan. 2. mengurangi jumlah kerusakan material akibat gangguan 3. Memiliki data teknik dan Data induk langganan (DIL) yang dapat menunjang proses bisnis PLN 4. Meningkatkan pendapatan PLN melalui peningkatan penjualan kWh, pengendalian susut dan tunggakan.
Lingkup Pekerjaan : Agar pekerjaan bisa diselesaikan secara tuntas maka program kerja terpadu di fokuskan pada: 1.4.4.1
Bidang Distribusi : a. Gardu Distribusi b. Lemari bagi/rak TR Jaringan Tegangan Rendah (JTR) dan c. Sambungan Rumah (SR) APP dan kelengkapannya (segel dan d. Barcode)
1.4.4.2
Bidang Niaga : Perbaikan Data Induk Langganan (DIL) a. b. Peta Rute Baca Meter (RBM)
62
c. Kwalitas hasil baca meter d. Pemetaan susut dan Peta pasar e. Pemutusan sementara dan bongkar rampung f. Penurunan tunggakan 1.4.4.3
Keuangan Bidang a. Kesiapan anggaran b. Administrasi/akutansi.
1.4.4.4
Bidang Perncanaan a. Teknik imformasi b. Pengembangan CIS
1.4.4.5
Bidang SDMO a. Tenaga kerja(Pegawai)
1.4.4.6
Pelaksana Tugas melibatkan antara lain.
Outsourcing
a. Asman Bidang terkait (APJ) SPV Bidang terkait (UPJ) Tim PPTL Tim Pemeliharaan Gardu dan Lemari bagi TR Tim Penyambungan Tim Survay dan pembuatan peta lokasi Gardu dan RBM g. Tim Pemutusan
1.4.5
Persiapan Tugas Bidang . 1.4.5.1 Bidang Distribusi :
Menyiapkan data Gardu berdasarkan pada: a. Susutnya tinggi b. Jumlah gangguannya banyak c. Beban over load d. Pemeliharaan sebelumnya 1.4.5.1.1 Menyiapkan material pengganti.
63
Trafo Distribusi Minyak Trafo Cut out/ material LBS Kabel twisted(TIC) e. Tarfo Arus/CT (TM dan TR) dan Trafo Tegangan (PT) Klem dan sepatu kabel (kabel skun) Groun Plat dan NH Fuse. Box lemari bagi dan kunci gembok. KWh meter ( 1 dan 3 phasa), MCB i. bermacam ukuran daya ,OAK 1.4.5.1.2
Menyusun Tim pelaksana tugas. a. Tim PPTL. b. Tim pemeliharaan Gardu dan Lemari Bagi c. Tim Bongkar pasang APP berikut penyambunganya. d. Tim Perbaikan data Gardu dan Peta lokasi Gardu.
1.4.5.2
Bidang Niaga. 1.4.5.2.1 Menyiapkan data : a. DIL per Gardu Distribusi b. Daftar nama pelanggan per Gardu (daya, tarif) c. Lembaran Bardcode yang sudah diberi nama pelanggan d. Tim Survai dan pembuatan peta RBM 1.4.5.2.2 Menyiapkan data Tunggakkan per Gardu 1.4.5.2.3 Menyiapkan Tim pemutusan 1.4.5.3
Bidang Perencanaan.
a. Menyiapkan progran IT menunjang bidang Bidang Niaga b. Menyiapkan progran IT menunjang bidang Bidang KEU
untuk untuk
64
1.4.5.4
Bidang SDM dan KEU.
Menyiapkan anggaran yang di perlukan bidang terkait. b. Menyiapkan surat-menyurat termasuk pengumuman pemadaman c. Menyiapkan SDM(rekanan) tambahan jika diperlukan bidang terkait d. Menyiapkan prasarana penunjang lainya(transfortasi dan akomudasi) a.
1.4.6.
Tugas Pelaksana :
1.4.6.1 Pelaksana Distribusi. Tim Pemeliharaan meliputi antara lain:
Tugas Gardu
Bidang tugasnya
1.4.6.1.1 Melaksanakan pemeliharaan gardu
a. b. c.
d. e. f. g. h.
i. j.
Melakukan pengukuran beban Trafo waktu beban puncak Memeriksa secara visual kelainan/kerusakan pada gardu Mengambil sempel minyak trafo untuk di tes tegangan tembusnya ,dsb. Melakukan penggantian minyak trafo jika diperlukan Mengganti cut out dan atau LBS jika diperlukan Mengganti kabel skun TM jika diperlukan. Melakukan pengujian (megger) gulungan trafo TM TR Melakukan pengujian grounding trafo dan memperbaiki / mengganti jika diperlukan Buat peta lokasi ,alamat penempatan dan data teknik Gardu Buat laporan masing-masing item pekerjaan
65
1.4.6.1.2
a. b.
Melaksanakan pemeliharaan Lemari Bagi Gardu Memeriksa secara visual kelainan/kerusakan pada Box
Lemari c. d. e.
Bagi Gardu Memeriksa/mengganti groun plat Mengganti kabel skun TR jika diperlukan f. Sesuaikan data NH fuse dengan kebutuhan g. daya perjurusan. h. Periksa Height Boom /Saklar induk jika i.perlu lakukan penggantian. j.Buat laporan masing-masing item pekerjaan 1.4.6.1.3
Melaksanakan Pemeliharaan SR dan APP. a.
b.
c.
SR (sambungan rumah) harus terlihat transfaran (keluarkan dari loteng bangunan) sesuai dengan SE No……………. tentang sambungan rumah, gunakan klem wight sesuai fungsinya. Lakukan penggantian APP dan harus dipasang pada tempat strategis (menghadap ke jalan umum), APP dipasang di luar ruangan, pada ke tinggian minimal 150 Cm maksimal 180 Cm dari lantai Setiap penggantian APP buat berita acaranya lengkap dengan stand cabutnya.
66
1.4.6.2
Pelaksana Tugas Bidang Niaga.
a. Lakukan pencatatan ulang data pada meter dan Tim cocokan dengan data di rekening, Pembentukan Terpadu Identifikasi Pekerjaan sebagai bahan perubahan DIL. Prediksi jumlah SDM Anggaran b.Persiapan Buat peta lokasi pelanggan (Peta RBM) 2 lengkap nama jalan dan tanda-tanda yang Survay visual mudah dikenal(mesjid ATTaqwa, pombensin Buat Pemberitahuan Ke masyarakat TAHAP 2 dsb). Rencana Kegiatan (Radio, Koran,dsb) Persiapan Material Pengganti c.Persiapan Lakukan perbaikan data induk langganan Peralatan Kerja Persiapan transfortasi dan Akomudasi sesuai data lapangan (hasil petugas survay data) 3 Penentuan Gardu/Trafo (Tahap 3) d. Bandingkan data DIL yang lama(yang ada di Gardu/Trafo yg Susutnya >10 % kantor) data yang baru dari Gardu/Trafo yg tunggakan dengan RP Besar Gardu/Trafo yg Pemakaian kWh rendah lapangan.(catatan : jika terjadi perubahan Gardu/Trafo yg sering Gangguan 4a Gardu/Trafo yg banyak pengaduan plg data lama cukup di beri tanda garis lurus ,tidak boleh dihapus). e. Himpun data kWh Numpuk dan atau kWh stand tunggu, untuk di masukan ke Tim PPTL pembuat laporan TUL III-09, jika diperlukan * Perisa semua plg per jurusan * Lakukan sesuai aturan PPTL setiap mendapatkan kWh numpuk buatkan * Segel kembali APP yg sdh diperiksa * Buat BA Pemeriksaan APP plg SPH.
5a
Tim Data Pelanggan 1. Pinjam Rekening di Plg2. Catat Nama plg direkening3. CatatNo.plg /No .Kontrak4. Catat Daya Kontrak (rekening)5. Catat Data Teknik Meter, * Merk Meter * No Meter * Tegangan input ( 뀉꿝 ) * In meter ( 뀉 .A) * Putaran meter ( 뀉 .rev/mmnt)6. Catat Stand kWh meter7. Catat Alamat plg (lengkap)8. Buat sket peta lokasi plg
BID. DIST
5b 4c
R E A L I S A S I
6
K E T U A
BID. NIAGA
7 M.APJ/UPJ
TAHAPAN PROGRAM TERPADU 4 Tim Har SR APP 1.Keluarkan SR dari ruang tertutup 2.Bongkar APP dari ruang tertutup 3.Pasang APP pada tempat strategis 4.Bongkar APP yg rusak dan pasang APP pengganti. 5.Buat BA pemindahan APP atau Penggantian APP
5c 4c
T I M
c
IT /LAHTA
PPTL
67
4b
4c Catatan 1.
Hasil pendataan ulang yang sudah akurat
a.
Nama dan nomor pelanggan diberikan kepada petugas pembuat barcode.
68
b. c.
d. 2.
Data peta lokasi pelanggan berikan pada petugas pembuat peta RBM Data kWh stand cabut berikan pada Spv Cater( untuk menetukan kWh numpuk/stand tunggu, pembuatan SPH.) Spv Sambung (untuk pembuatan PDL dan mutasi pelanggan)
Data teknis lainya berikan pada pelaksana tugas perbaikan DIL.
KERJA TERPADU
NIAGA
DISTRIBUSI
OSDM -KEU
69
PROGRAMKERJ A TERPADU PEMBENTUKAN TIM UNSUR DIST
UNSUR OSDM KEU UNSUR NIAGA TIM ANG GAR AN
TIM SURVAI GARDU TIMSURV AI PL G TIM SURVAI LSB
TIM K AL TIM S TAND KWH
TIM PPTL TIM HAR G ARD U
SDM & TR ANS
TIM RBM
TIM HAR L S BO ARD
TIM KWH MACE T
TIM H AR AP P & SR TIM DIL TIM TUSBUNG
TIM TUNGG AKAN TIM HIMPUN LAP
ANALISA & KOORDINASI
1
PENGORGANISASIAN KERJA TERPADU
2
PERSIAPANUNSUR BIDANG 1. PEMBENTUKANTIM KERJA 2. PEM BAGIANTUGAS SESUAI BIDANGNYA
OPERASIONAL 1. TIMP2TL 2. TIMSURVAI GARDU 3. TIMSURVAI PELANGGAN
70
TINDAKLANJUT 3
DATASURVAI PROSESP2TL MATERIAL
DATAPELANGGAN
TINDAKLANJUT
4
TIMHAR GARDUTARFO DIST
TIMHAR DIL
TIMHAR APP&SR
71
5
TINDAKLANJUT
PELAP O R AN
TIMHAR
TIMHAR
GARDUTRAFO
1.4.7
APP&SR
TIMHAR DI L
Langkah Operasional. 1.4.7.1 Selesai pada tahap persiapan secara bersamaan pelaksana tugas PPTL dan Tim Survay data, mulai melaksanakan tugasnya pada gardu yang sudah di tentukan, PPTL memeriksa seluruh pelanggan bersamaan dengan pelaksana pencatat data dan petugas pembuat peta lokasi pelanggan, diharapkan selesai tugas akan diperoleh : a. b.
PPTL akan menjaring semua pelanggaran termasuk sambungan liar dan PJU liar Petugas survay akan memperoleh data pelanggan yang akurat diantaranya : 1. Tarif perpelanggan 2. KWH numpuk 3. KWh stand tunggu 4. KWh pemakaian nol 5. KWh Rusak/macet
72
6. 7. 8. 9.
KWh Ruangan tertutup Peta RBM Tunggakan per gardu Pemutusan sementara dan bongkar rampung 10. Data piutang ragu-ragu per gardu . c.
Satu hari setelah Tim PPTL dan Tim Survay melakukan tugasnya, berikutnya secara bersamaan Tim Pemeliharaan Gardu, Tim Pemeliharaan SRdan APP melaksanakan tugasnya.
1.4.7.2 Tugas Kelompok: Tim Har Gardu/Trafo 1. Lakukan Pemeriksaan visual 2. Lakukan Penggantian material yang rusak 3. Lakukan pengantian material sesuai standar/kebutuhan 4. Buatkan laporan realisasi pekerjaan 5. Buat Laporan penggunaan material 6. Buat Laporan Kerusakan material dan penyebabnya 7. Buat usulan jika kerusakan belum teratasi Tim PPTL : 1. Lakukan Pemeriksaan sesuai standard PPTL. 2. Buat Berita Acara Pemeriksaan 3. Buat laporan Realisasi pemeriksaan 4. Tindaklanjuti hasil temuan Pelanggaran Tim Pendataan Pelanggan 1. Usahakan dapat rekening di pelanggan 2. Catat Nama Pelanggan dan penghuni persil 3. Catat Alamat lengkap pelanggan, no Telp atau HP plg 4. Catat ID Pelanggan/ No kontrak plg 5. Catat Daya dan tarif pelanggan 6. Catat Merk kWh meter plg 7. Catat nomor kWh meter pelanggan 8. Catat Tegangan input (V) kWh meter plg 9. Catat I nominal (A) kWh meter
73
10. Catat Putaran kWh meter 11. Catat error klas kWh meter 12. Catat tahun pembuatan dan pemasangan kWh meter 13. Catat Stand pemakaian kWh meter 14. Catat kelainan pada meter Pelanggan Dist/Piringan tidak berputar/tersendat o o Kaca meter Buram/pecah/cacat, retak o Kelengkapan APP (tutup mcb, segel dan oak besi/kayu) Terpasang diluar ruangan/dalam ruang o tertutup. 15. Buat sket peta lokasi pelanggan Tim Har SR dan APP 1. Keluarkan SR dari ruang tertutup ke ruang terbuka/transfaran 2. Keluarkan APP dari ruang tertutup dan pasang pada tempat yg strategis (menghadap ke jalan) 3. Lakukan penggantian APP jika diperlukan 4. Segel kembali OAK 5. Buat Berita Acara penggantian APP atau pemindahan APP. 6. Buatkan BA retur material bongkaran.
Tim IT/Lahta. 1. Buat data DIL Baru sesuai dengan data hasil lapangan 2. Data DIL lama jangan dihapus (historical data DIL) 3. Bandingkan data DIL lama dengan data DIL Baru 4. Buat data Gardu/Trafo lengkap dengan data DIL tersambung pada Gardu tersebut(dibuat pergardu yang telah diperiksa) diantaranya: o Data Teknis Gardu/ Trafo Jumlah Daya tersambung per jurusan o dan total daya tersambung 5. Buat laporan perolehan pemakaian kWh pelanggan dirinci o KWh numpuk/kurang tagih kWh Stand Tunggu/ kelebihan tagih o
74
Catatan :
1.
2.
Setiap melaksanakan tugas pemeliharaan diharuskan membawa material pengganti/ yang diperlukan sesuai dengan hasil pendataan tim Survai dan PPTL Pemeliharaan bisa dikerjakan secara bertahap sesuai dengan ketersediaan anggaran dan SDM, misalnya untuk perbaikan /penggantian JTR, SR, APP dsb atau material yang memerlukan dana cukup besar di ditangguhkan 1.4.7.3
Keuntungan Pemeliharaan kerja Terpadu a.
Kesiapan operasional trafo dapat diyakinkan b. Sambungan terminal tidak terjadi los kontak c. Kerusakan material dapat diketahui secara dini sebelum terjadi gangguan d. Dapat mengetahui jumlah pelanggan per gardu dan pertarif pada satu jurusan. e. KWh meter macet, pemakaian nol, pencurian, NK dapat diketahui f. Dapat mengetahui prosentase pembebanan trafo (untuk mengetahui trafo over load) g. Dapat mengetahui pendapatan operasional per Gardu h. Dapat mengetahu susut per Gardu i. Dapat memperbaiki DIL per Gardu j. Dapat membuat peta Rayon k. Memiliki peta lokasi pelanggan perjurusan (rayon cart) sehingga dapat mempermudah mencari alamat pelanggan yang gangguan, mempermudah dan
75
menghindari kesalahan pemutusan sementara /bongkar rampung, dapat mempertajam TO PPTL, dsb. l. KWh meter jelas peruntukannya dan tidak bisa dipindah pindah persil pemasangannya Menghindari penggantian kWh meter m. periodik, yang sering disalah gunakan oleh oknum yang tidak bertanggung jawab terutama untuk pelanggan yang memiliki kWh numpuk. Dengan demikian beberapa pekerjaan dapat dilaksanakan sekaligus, sehingga anggaran pemeliharaan akan lebih terarah dan dapat lebih dioptimalkan. Jika Gardu sudah dilakukan pemeliharaan secara tuntas maka pengawasan dan tanggung jawabnya bisa dibagi rata keseluruh pegawai, sehingga pegawai di tuntut untuk peduli terhadap asset dan pendapatan PLN
1.4.7.4
Program Kerja Terpadu berdampak pada : a. Material terpasang akan lebih banyak yang terpelihara. b. Seluruh pelanggan pada satu Gardu terperiksa Tim PPTL c. Seluruh pelanggan pada satu Gardu memiliki data akurat baik dilapangan maupun pada DIL d. Program penggantian meter periodik tidak diperlukan lagi e. KWh numpuk, Pemakaian kWh Nol, tunggakan/pemutusan sementara, bongkar rampung tuntas, dan susut pada satu Gardu dapat di ketahui
76
f. Jumlah daya terpakai, jumlah pertarif, jumlah pelanggan per phasa, peta RBM per Gardu seluruhnya akan terdata secara akurat. g. Pendapatan , tunggakan, susut dan biaya pemeliharaan per Gardu
Akhirnya melalui program pemeliharaan terpadu di harapkan : a.
Mampu menjawab permasalahan kedepan yang lebih baik
b.
Terciptanya komunikasi dua arah yang seimbang saling menguntungkan para pelaku tugas
c.
Mutu dan berkwalitas
d.
Akurasi data teknis dan administrasi pelanggan lebih dapat diandalkan.
e.
Target-target yang menjadi tanggung jawab APJ/UPJ bisa tercapai
f.
Nilai kinerja APJ/UPJ lebih baik dari tahun lalu.
keandalan
operasional
dapat
lebih
KESIMPULAN Dari uraian tersebut diatas, bahwa penyebab belum optimalnya nilai kenerja Susut, Saidi Saifi dan Tunggakan dikarenakan tidak terciptanya sistem kerja
77
yang mampu menyatukan semua kegiatan kerja mulai dari hulu sampai hilir.
3.5 Realisasi SUSUT Tan pa PSSD 200 3 - 20 20.0
18.0
16.0
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
Realisasi SUSUT dengan PS 2003
2004
2005
2006
Total
14.46
9.00
9.09
8.47
Tanpa I-4 10.0
17.75
11.28
11.27
10.37
10.5
9.5
9.0
8.5
8.0
7.5
7.0
Jan
Fe b
M ar
Apr
Me i
Jun
Jul
Ags
Se p
Ok t
Nop
De s
2004
8.29
7.40
8.27
7.92
8.13
8.22
8.09
8.01
7.96
8.28
7.86
7.75
2005
10.26
8.49
8.99
8.90
9.03
8.74
8.71
8.63
8.37
9.00
7.98
8.89
2006
8 17
7 58
8 82
8 65
8 82
8 73
8 75
8 68
8 63
8 70
8 47
8 27
78
Target Desember 2006 dan Realisasi Susut sd Desember 2006 Dengan I.4 25,00
20,00
% ( t u s u S
15,00
10,00
5,00
-
Target Realisasi
CRB
TSK
10,88
15,00 Target 9,98 Desember 17,63 12,00 3,50 5,59 6,35sd Desember 6,00 7,55 2006 9,13 20069,49 dan Realisasi Susut
9,88
15,41
GRT
9,99
CJR
20,04
SKI
11,51
BGR
10,72
BTN
PWK
3,79 tanpa6,63 I.4
CMH
7,43
BDG
7,65
MJA
8,90
BKS
10,40
DPK
KRW
SMD
DJBB
8,42
4,08
4,90
7,10
8,44
5,25
4,68
8,47
25,00
20,00
15,00
( t u s u S
10,00
5,00
-
CRB
TSK
GRT
CJR
SKI
BGR
BTN
PWK
CMH
BDG
MJA
BKS
DPK
KRW
SMD
DJBB
Target
12,55
15,00
9,98
17,63
12,00
12,88
9,06
7,92
6,35
6,39
7,55
10,00
8,42
4,55
4,90
8,69
Realisasi
11,38
15,41
9,99
20,04
11,51
14,34
8,90
9,06
7,43
8,00
8,90
11,42
8,44
5,95
4,68
10,37
79
Target Desember 2006 dan Realisasi Susut sd Desember 2006
600,00
500,00
400,00
W G ( t u s u S
300,00
200,00
100,00
-
CRB
TSK
GRT
CJR
SKI
BGR
BTN
PWK
CMH
BDG
MJA
BKS
DPK
KRW
SMD
Target
222,56
136,45
54,48
80,40
84,88
370,79
211,64
109,83
124,79
242,92
148,44
445,89
123,12
108,95
72,49
Realisasi
198,74
138,82
54,55
92,21
82,96
439,93
223,09
127,12
142,43
304,76
172,80
516,50
125,31
146,28
71,00
BDG
MJA
BKS
DPK
KRW
Realisasi Susut sd Desember 2006 500,00
450,00
400,00
350,00
300,00
W G ( t u s u S
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
-
(50,00)
CRB
TSK
GRT
CJR
SKI
BGR
BTN
PWK
CMH
SMD
Non Tek
(10,02)
11,35
3,59
16,87
2,51
138,58
14,21
22,05
23,19
78,49
58,21
76,92
4,19
46,68
2,55
Tek
208,76
127,46
50,96
75,34
80,45
301,36
208,87
105,07
119,24
226,27
114,59
439,58
121,12
99,60
68,45
80
T r e n P e n ju a la n 2 ,7 0 0 2 ,6 0 0 2 ,5 0 0 2 ,4 0 0 2 ,3 0 0 2 ,2 0 0 2 ,1 0 0
R E A L 81 : 2 7.3 1 , 9 0 0 G R O W T H : 1 1 ,0
REAL : 2 8 .8 T G R O W T H : 5 ,8 2 R
Tren Pendapatan Penjualan Bulan
1 ,8 0 0
1,700 1,600
J a n F e b M a r A p r M e i J u2006 n Jul
0 2 ,2 5 2 0 0 42 , 1 1 2 , 2 5 2 , 1 7 2 , 2 6 2 , 2 0 2 , 32005
1,500 1,400
2 0 0 2 ,3 6 2 ,3 2 2 ,2 1 2 ,4 0 2 ,4 0 2 ,4 4 2 ,4 4
1,300
2004
2 0 0 2 ,5 8 2 ,4 9 2 ,3 5 2 ,4 3 2 ,3 8 2 ,5 3 2 ,5 4
1,200 1,100
2004:
2005:
1,000
REAL : Rp. 14,966 T GROWTH : 17,25 %
REAL : Rp. 16,158 T GROWTH : 7,97 %
TARGET : Rp. 17,058 T ; PENC. : 106,52 % REAL : Rp. 18,170 T ; GROWTH : 12,45 %
Jan
Feb
Mar
Apr
Mei
Jun
Jul
A gs
Sep
Okt
Nov
Des
2004
1,169
1,233
1,201
1,239
1,217
1,260
1,239
1,271
1,304
1,303
1,301
1,228
2005
1,281
1,282
1,232
1,310
1,321
1,339
1,341
1,349
1,401
1,382
1,465
1,455
2006
1,522
1,501
1,419
1,477
1,456
1,526
1,513
1,539
1,575
1,552
1,487
1,604
900
2006:
G-KWh.02-Hr Tren Harga Jual Rata-rata Bulanan (Rp/kWh) 640.00 620.00
2005 600.00
2006
580.00
K / p R 560.00
2004
540.00 520.00 500.00
2 0 0 4:
2 0 0 5 :
REAL :5 48 .19 GRO W TH: 5,61%
REA L :55 9.33 GR OW TH:2 ,0 3%
Jan
Feb
2 0 0 6 : TA R G ET:55 9.28 ;PEN C :1 07 ,2 3% REAL :599 .6 9;G RO W TH:7,2 2%
Mar
Apr
Mei
Ags
Sep
Nov
Des
2004
553.76
546.47
553.10
547.55
551.67
545.71
Jun
549.21
Jul
546.55
543.50
544.46
Okt
544.96
552.85
2005
541.52
550.66
557.27
545.71
549.74
547.82
549.53
548.43
553.20
556.70
604.50
606.96
2006
588.19
601.47
602.56
606.17
609.25
600.97
594.74
594.74
595.08
600.77
609.60
594.97 G-KWh.03-Hr
82
PT PLN (PERSERO) D IS T R IB U S I J A W A B A R A T & B A N T E N
S A S A R A N P E N G U S A H A A N U N IT 2 0 0 7
NO
U N IT
MWH BE
MW H J U
LOSS %
R P TR A N S
R P P E N D AP
(Rp/k Rp/kW P E R T A GANG RATI S A ID I S A IF I COP T P J U A L P L G PNYLG / PIUTA
1 BANTEN
6 , 1 6 1 , 0 0 0 5 , 9 5 2 , 3 03 0.4 0 %
3 , 6 4 0 ,5 4 7 ,0 0 03 ,2 6 4 ,6 0 0 5,09 0 0. 9 0 5 4 8 . 4 6 3 9 , 9 6 0 1 7 3
6 .6 2
0 .3 0
5 .2 7
0 .2 7
2 BAND UNG
3 , 5 4 3 , 0 0 0 3 , 3 0 7 , 9 06 0.6 5 %
2 , 2 9 5 ,5 5 4 ,0 0 02 ,1 5 7 ,5 0 0 6,04 07 0. 9 1 6 5 2 . 2 3 1 7 , 5 0 0
1 .9 7
0 .5 0
1 .8 5
0 .0 2
3 BEKASI
4 , 8 1 7 , 0 0 0 4 , 3 8 3 , 9 09 0.0 0 %
3 , 0 2 2 ,6 1 3 ,0 0 02 ,7 2 3 ,1 0 0 6,02 07 0. 4 9 6 2 1 . 1 6 7 9 , 3 8 7 2 7 2
5 .1 8
0 .6 0
1 8 .9 8 0 .0 8
4 BOGOR
4 , 1 8 0 , 0 0 0 3 , 8 0 4 , 1 09 0.0 0 %
2 , 5 8 3 ,8 3 2 ,0 0 02 ,2 9 4 ,5 0 0 6,01 08 0. 1 4 6 0 3 . 1 7 3 7 , 7 7 6 2 5 3
4 .0 6
0 .7 0
9 .4 9
5 K AR AW A NG
2 , 6 6 1 , 0 0 0 2 , 5 4 1 , 7 40 0.5 0 %
1 , 7 0 3 ,8 6 6 ,0 0 01 ,5 5 8 ,4 0 0 6,04 0 0. 3 1 6 1 3 . 1 3 1 1 , 0 4 6 1 2 1
2 .7 9
0 .2 5
1 0 .8 0 0 .0 4
6 C IM A H I
1 , 8 1 8 , 0 0 0 1 , 6 9 4 , 9 06 0.7 7 %
1 , 1 5 7 ,4 7 0 ,0 0 01 ,0 3 2 ,9 0 0 6,03 06 0. 6 7 6 0 9 . 4 2 1 1 , 1 0 5
3 .4 1
0 .5 0
3 .2 0
0 .0 3
71
82
0 .1 1
7 P U R W A K A R T A 1 ,9 5 4 ,0 0 0 1 , 8 3 8 ,4 50 0.9 2 %
1 , 2 4 8 ,7 9 3 ,0 0 01 ,0 1 7 ,8 0 0 6,03 09 0. 1 0 5 5 3 . 6 3 1 2 , 6 5 2 1 2 2
8 .3 6
0 .4 0
3 .8 1
0 .0 2
8 C IR E B O N
1 , 9 6 5 , 0 0 0 1 , 7 9 0 , 3 08 0.9 0 %
1 , 3 8 7 ,0 7 0 ,0 0 0 9 9 5 ,4 0 0 ,07 0 50 . 8 9 5 5 6 . 0 0 3 1 , 4 1 8 1 0 4
4 .5 4
0 .3 0
2 .7 4
0 .0 0
9 M AJALAYA
1 , 8 3 2 , 0 0 0 1 , 6 9 4 , 9 07 0.5 1 %
1 , 1 6 9 ,2 4 9 ,0 0 01 ,0 0 2 ,2 0 0 6,03 08 0. 2 4 5 9 1 . 3 0 1 2 , 0 8 6 1 3 1
9 .7 4
0 .7 0
3 .6 7
0 .0 1
10 SU M ED A NG
1 , 5 4 4 , 0 0 0 1 , 4 7 6 , 6 04 0.4 0 %
1 , 0 2 2 ,1 3 7 ,0 0 0 7 9 6 ,7 0 0 ,06 60 20 . 0 1 5 3 9 . 5 5 6 , 1 2 1
119
6 .0 6
0 .40
1 .16
0 .00
11DEPO K
1 , 4 2 9 , 0 0 0 1 , 3 1 6 , 5 07 0. 9 0 %
63
2 .4 5
0 .7 0
6 .5 9
0 .0 3
9 5 0 , 6 1 9 , 0 0 0 8 3 1 , 5 0 0 , 06 60 50 . 2 3 6 3 1 . 6 0 2 5 , 4 3 7
1 2 T A S IK M A L A Y A
9 3 9 ,0 0 0
8 0 0 , 8 0104 . 7 7 %
6 9 2 , 3 6 0 , 0 0 0 4 2 6 , 5 0 0 , 07 30 70 . 3 4 5 3 2 . 5 9 2 0 , 0 7 4 2 3 6
8 .6 0
0 .2 5
2 .2 3
0 .0 0
13SUKA BU M I
7 1 4 ,0 0 0
6 3 9 , 7 0 100 . 5 1 %
4 9 3 , 3 3 8 , 0 0 0 3 7 6 , 2 0 0 , 06 90 0 . 9 5 5 8 8 . 0 9 7 , 7 0 0
2 .9 1
0 .20
7 .27
0 .02
1 4 C IA N J U R
4 6 4 ,00 0
3 8 6 , 4 0 106 . 8 2 %
3 2 8 , 2 3 3 , 0 0 0 2 2 1 , 7 0 0 , 07 00 70 . 4 0 5 7 3 . 7 6 1 2 , 6 5 2 6 1 3
2 2 .8 6
0 .2 0
9 .4 3
0 .0 6
15G AR UT
3 9 3 ,0 0 0
3 5 7 , 7 0 09 . 0 0 %
2 9 1 , 0 4 5 , 0 0 0 1 8 6 , 9 0 0 ,70 40 00 . 5 7 5 2 2 . 5 0 1 1 , 3 7 3
84
8 .5 5
0 .4 0
3 .1 6
0 .0 1
105
TOTAL DJB
3 4 , 4 1 4 , 0 0 0 3 1 , 9 8 6 , 1 07 0.0 5 %
2 1 , 9 8 6 ,7 2 6 ,0 01 08 , 8 8 5 , 9 0 0 , 06 03 08 . 8 9 5 9 0 . 4 4 3 3 6 , 2 8 71 7 0
6 .0 4
0 .3 6
7 .3 0
5 .5 0
RKAP DJB
3 4 , 4 1 1 , 5 2 7 3 1 , 9 8 5 , 5 17 5.0 5 %
2 1 , 9 9 0 ,6 0 6 ,7 81 78 , 8 8 4 , 8 5 9 , 26 3 09 . 0 5 5 9 0 . 4 2 3 3 6 , 2 8 71 7 0
6 .0 4
-
7 .3 9
-
83
3.6 LAMPIRAN
"TIME SCHEDULE PROGRAM TERPADU " Nama Gardu 1
Tgl 2
Tahapan Operasional 3
Actions 4
Tenaga Kerja 5
Alat Kerja 6
Material 7
1/10/2005Survay visual, lihat kelokasi Gardu dan pelanggan 2 Org Camera/Handicam Misalnya 2/10/2005Buat pengumuman Buat pemberitahuan Pemadaman * Gardu ABC pemadaman Koran, Dat a Tek ni s s bb3/ 5-10-05 P ers iapan M at erial B uat dat a k ebut uhan , mat erial, biay a, t rans f papan pengum uan * Trafo Dis tribus i Susut 10 % dan data ,dsb tasi, koordinasi pelaksana Tugas. * Minyak Tafo 6/10/2005Operasional * Kabel TIC * Jlh Plg Tim Har Gardu * NH Fuse * Jlh lbr tunggakan * Pengukuran beban … Ampere (Phasa R.S.T per Jurusan) 3 Org Tang ampere * Groun Plat pengukuran teg.TR … Volt (Phasa R.S.T per Jurusan) Volt meter * Fuse CO * Mengambil sample …….liter Botol Kaca * Kbl Skun minyak trafo Pompa Minyak+slang* Alkohol * Catat stand kW h Meter MDI ………. kWh kertas & bulpoin * kain lap/majun * Sket lokasi gardu Alamat penempatan Gardu Vacum Kliner(gd.Bet * kunci Gembok TIM PPTL & Survay * CT TR, dsb * Lak ukan t ugas PP TL Periks a s etelit i mungkin s emua plg 10 Tim(a. 2 org)Alat k erja PP TL * MCB * Data ulang plg, Catat stand kWhCatat Data teknis dan data plg 10 Tim(a.2 org) * OAK * Pengukuran Teg.Ujung …….. Volt Volt meter * KWh Meter 1 ph * Sket lokasi plg Buat sket peta lokasi PLG( peta RBM) 2 org kertas & bulpoin * Mur Baut, paku bet 7/10/2005Operasional Har Tim Har Gardu * Periksa terminal sambungan, Kuatkan 3. Org Kunci pas, ring dsb Fuse CO, Kbl Skun, kbl Groun Kuatkan,jika perlu ganti bermacam ukuran Body Trafo dan Netral Tangga AL, sabuk * Lakukan pengukuran Tahanan ….M Ohm Megger, Earth tes Belitan dan Pentanahan * Posisi Tap 1 atau ….. * Periksa Groun plat, rel TR, skunKuatkan, jika perlu ganti 2. Org kabel, mur baut terminal, NH Fuse Terminal CT TR Buat BA pemeliharaan/Pemeriksaan/ Penggantian. TIM Har Pelanggan * Bongkar, pasang APP Catat stand Cabut dan stand awal(kWh baru) 10 Tim(a.3 org)Tangga AL, sabuk * Tertibkan SR Gunakan Klem wight sesuai fungsinya Pengaman, Tang (K Wh dipas ang ruangan terbuk a, Jalur SR Obeng, Mart il harus tembus pandang) Buat BA penggantian kWh Meter Catatan : semua data hasil operasional di himpun oleh satu orang yang di tugaskan.
84
3.6. LAMPIRAN
4
5
6=4-2
7=5-3
1
S1
3,086
1,210,003
1,181,156
523,111,550
1,178,070
521,901,547
2
S2
2,218,234
924,810,356
9,172,725
3,940,358,108
6,954,491
3,015,547,752
3
S3
(20,357,800)
-
21,503,583
50,610
41,861,383
10,353,881
4,484,973,241
(50,610)
4
R1
60,275,388
34,449,111,764
113,121,946
73,237,580,802
52,846,558
38,788,469,038
5
R2
2,261,215
1,366,848,449
3,717,685
2,133,598,840
1,456,470
766,750,391
6
R3
915,757
627,353,437
796,878
568,833,807
117,636,509
75,940,013,449
(118,879)
(58,519,630)
7
B1
2,261,359
1,056,571,877
5,686,842
3,005,971,316
3,425,483
1,949,399,439
8
B2
7,629,487
5,009,977,776
18,184,218
16,776,783,559
10,554,732
11,766,805,783
9
B3
2,223,527
4,053,869,151
299,770
314,291,691
(1,923,757)
(3,739,577,460)
24,170,830
20,097,046,566
10
I1
363,294
174,702,949
1,620,088
1,017,686,975
1,256,794
11
I2
25,458,595
10,578,480,578
20,738,112
13,027,153,539
(4,720,483)
2,448,672,961
12
I3
(21,389,228)
6,815,983,227
4,228,519
3,259,377,974
25,617,747
(3,556,605,253)
13
I4
3,757,753,755
(3,071,659)
(3,071,659)
(4,748,887,745)
-
(991,133,990)
23,515,060
16,313,084,498
1,446,546,988
1,221,503
695,050,369
1,319,077
842,984,026
(751,496,619)
14
P1
(97,574)
15
P2
111,308
67,685,101
95,164
61,796,755
16
P3
1,633,003
1,748,571,201
1,854,289
1,070,293,460
221,286
(678,277,741)
2,170,710 63,452,360 12,114,373 4,432,661 1,646,737 83,816,840
905,662,559 36,443,313,650 10,120,418,804 21,326,920,509 3,262,803,290 72,059,118,812
10,353,881 117,636,509 24,170,830 23,515,060 3,170,956 178,847,236
4,484,973,241 75,940,013,449 20,097,046,566 16,313,084,498 1,827,140,584 118,662,258,338
8,183,171 54,184,149 12,056,458 19,082,399 1,524,219 95,030,396
3,579,310,682 39,496,699,799 9,976,627,762 (5,013,836,011) (1,435,662,706) 46,603,139,526
Tarif S Tarif R Tarif B Tarif I Tarif P
(16,144)
(5,888,346)
85
3.6 LAMPIRAN
1
6
2
81 5
3
3 82 4
4
6 1,014 3 1,023
3
3
1
1
2
2
30 7
37 7
24
28
35
40
1
1
-
-
-
-
31 1
38 1
25
29
37
42
57,379 78,824 1 8, 72 5 2 3, 43 1 2, 596
3, 147
3,414
9 1,148
9
2,325,603
2,737
1,115,600
3,017,048
1,385,395,339
798,814
460,584,983
221,136
129,562,800
271,746
149,920,600
1,423
3,244,007
1,517,283,742
1,073,297
611,621,183
4 , 4 1 7 7 8, 19 4 1 05 ,1 67
82,802,562
4 1,161
1,410
5,823
4
1,078
1,241
46 9
57 3
55
71
10 8
12 0
1,647
1,930
3,397,653
2,332,094,719
1,136,438
965,246,270
6
10 9
12 5
55
60
6
6
19
18
17 4
18 9
1,384,909
1,118,929,414
469,152
491,575,977
4 , 5 5 5 8 0, 01 5 1 07 ,2 86
87,585,124
627,353,
3,596
45,202
3,669,092
2,084,763,201
1,407,733
1,028,191,324
2,261,359 1,056,571,
2,364
2,500
16,345,675
11,788,733,849
8,716,189
6,778,756,073
7,629,487 5,009,977,
6,293,781
7,663,671,726
4,070,254
3,609,802,575
2,223,527 4,053,869,
16 5
8
1,562
1,648
68 9
72 2
70
72
86
11 0
14
15
2
28
-
-
1,802
23 7
23 6
31 5
5,995
47,767
26,308,548
1,570
915,757
20 5
1,065
4,994
2,261,215 1,366,848,
15 0
86 7
4,114
905,662,
40,732
3,324
22
2,170,710
(20,357,
3,541
2,533
19
(50,610)
924,810,
3, 224
7
9
2,218,234
1,210,
50,406,448,036 22,527,174 15,957,336,272 60,275,388 34,449,111,
5
58,566 80,190 1 9, 24 9 2 4, 06 4 2, 657
3,086
40,832
35
65
53,857,472,169 24,132,764 17,414,158,519 63,452,360 36,443,313,
21,537,168,776 14,194,176 11,416,749,972 12,114,373 10,120,418,
10
72
75
32
35
8
8
5
5
11 5
12 1
872,074
535,948,544
508,780
11
18 7
19 4
14 3
15 0
13
16
19
19
34 3
36 0
34,596,140
16,399,982,384
9,137,545
12
87
87
87
89
4
4
5
5
18 1
18 3
13
1
1
2
2
-
-
-
-
3
3
34 7
35 7
26 4
27 6
25
28
29
29
64 2
66 7
14
12 6
13 6
36
38
2
2
12
23
16 7
19 0
14,998,283
15
1
1
1
1
-
-
-
-
1
1
189,964
16
83
77
97
97
7
7
3
3
18 5
17 9
17,456,584
12,376,467,487 15,823,581 10,627,896,286
1,633,003 1,748,571,
21 0
21 4
13 4
13 6
9
9
15
26
35 3
37 0
32,644,831
23,911,908,125 30,998,094 20,649,104,835
1,646,737 3,262,803,
64,061 86,778 2 1, 52 8 2 6, 65 9 2 ,95 3
4 4, 12 2 3,858
361,245,595
363,294
174,702,
5,821,501,806 25,458,595 10,578,480,
198,035,361 135,463,971,863 219,424,589 128,647,988,636 (21,389,228) 6,815,983, 37,613,817
21,921,155,800 37,613,817 18,163,402,045
271,117,392 174,321,058,591 266,684,731 1 5 2, 9 9 4, 1 3 8, 0 8 2 11,417,523,637 15,095,857 117,917,001
78,656
9,970,976,649 50,231,900
-
3,757,753,
4 , 4 32 , 6 61 21,326,920, (97,574) 1,446,546, 111,308
67,685,
4 , 9 6 7 8 8, 16 6 1 57 ,5 13 420,899,902 275,144,891,403 337,083,062 2 0 3 , 0 8 5, 7 7 2 , 5 9 1 8 3 , 8 1 6 , 8 40 72,059,118,
