LAPORAN TELAAHAN STAFF
EVALUASI PEMERATAAN BEBAN UNTUK MENEKAN LOSSES JARINGAN TEGANGAN RENDAH DI GARDU E311P dan GARDU PM 213
DISUSUN OLEH: PRASETYA ULAH SAKTI B / ED / 00481 SISWA OJT S1/D3 BIDANG B IDANG ENGINEERING ENGINEERING DISTRIBUTION ANGKATAN VIII
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI 2008
LEMBAR PERSETUJUAN PERSETUJUAN
LAPORAN TELAAHAN STAFF DENGAN JUDUL:
EVALUASI PEMERATAAN PEMERATAAN BEBAN UNTUK UNTUK MENEKAN LOSSES JARINGAN TEGANGAN RENDAH RENDAH DI GARDU E311P DAN PM 213
Telah diperiksa dan disetujui untuk diajukan dalam sidang Telaahan Staff Siswa On The Job Training Bidang Engineering Engineering Distribusi PT PLN (Persero) Distribusi Distribu si Jakarta Raya dan Tangerang
Jakarta,
ii
Februari 2008
KATA PENGANTAR PENGANTAR
Puji syukur kami panjatkan kehadirat Allah SWT, yang telah memberikan rahmat, hidayah dan karunianya, sehingga penyusun dapat menyelesaikan laporan Telaahan Staff ini. Penyusunan laporan ini adalah sebagai bahan evaluasi pelaksanaan On The Job Training(OJT) Angkatan Ke VIII siswa prajabatan S1/D3 PT PLN (Persero). (Persero). Laporan Telaahan Staff ini membahas tentang losses yang terjadi bila jaringan tegangan rendah mengalami ketidakseimbangan beban, dengan fokus pada losses yang terjadi di hantaran netral. Pada penyusunan laporan ini, penyusun melakukan praktek penyeimbangan beban di gardu E 311P Area Pelayanan Condet dan gardu PM 213 Area Pelayanan Pasar Minggu, Area Jaringan KramatJati. Dalam penyusunan laporan ini, penyusun banyak mendapatkan masukan dan bantuan dari berbagai pihak, khususnya seluruh karyawan atau pegawai outsourcing di Area Jaringan KramatJati terutama staff di posko gangguan area Condet dan Pasar Minggu. Sehingga melalui kesempatan ini penyusun mengucapkan banyak terimakasih pada semua pihak yang telah membantu dalam penyusunan laporan ini. Penyusun menyadari bahwa dalam laporan ini ada beberapa kekurangan dan ketidaksempurnaan, sehingga penyusun menerima kritik dan saran yang sifatnya memperbaiki laporan ini. Akhirnya penyusun berharap, semoga laporan ini dapat berguna dan bermanfaat, khususnya bagi kalangan PT PLN(Persero) untuk peningkatan pelayanan pelanggan.
Jakarta, Februari 2008
Penyusun
iii
ABSTRAK
Sistem Distribusi Tenaga Listrik pada dasarnya adalah suatu proses untuk menyalurkan tenaga listrik dari sistem transmisi tenaga listrik 150 kV ke pelanggan pelanggan listrik(konsumen) baik konsumen 20 kV ataupun konsumen 380/220 V. Sistem distribusi yang lebih kompleks jaringannya adalah sistem distribusi Tegangan Rendah (380/220V), karena jaringan sistem distribusi tegangan rendah mempunyai cakupan jaringan yang sangat luas. Hal ini seringkali menyebabkan sistem Distribusi Tegangan Rendah menjadi tidak seimbang/merata, karena pada umumnya pelanggan rumah tangga memanfaatkan tenaga listrik satu phase. Apabila wiring / penyambungan pelanggan ke sistem distribusi tegangan rendah tidak memperhatikan beban di masing - masing masing phase, pada akhirnya sistem distr ibusi tegangan rendah akan mengalami kepincangan dalam pembebanan di hantaran phase. Akibat dari sistem distribusi tegangan rendah yang tidak seimbang tentunya akan berpengaruh terhadap banyak hal, seperti: kinerja trafo, panas berlebih pada phase beban lebih, arus mengalir pada kawat netral, drop tegangan ujung pada jaringan phase beban lebih. Dan pada akhirnya kualitas tenaga listrik di tingkat konsumen menurun. Arus netral yang berlebih yang timbul akibat pembebanan yang tidak seimbang diantara hantaran phase, akan menyebabkan panas berlebih pada hantaran netral. Panas ini tentunya merupakan suatu
losses yang seharusnya
tidak perlu terjadi. Sehingga secara tidak langsung ikut menyumbang losses, yang sedang gencar diminimalisir oleh PT PLN Distribusi Distribusi
Jakarta Raya Raya Dan
Tangerang.
Kata kunci: Beban Tak Seimbang, Jaringan Tegangan Rendah, Arus Netral
iv
DAFTAR ISI
Halaman Halaman Judul ................. .............................. .................................... ................................ ........... ............. ......................... .............. i Lembar Lembar Persetujuan Persetujuan ....................... ........................................... .................................. .................................. ....................... ... ii Kata Pengantar Pengantar ......................... ............................................. .................................. .................................. ............................. ......... iii Abstrak Abstrak ........................ ............................................ .................................. .................................. ................................. ....................... .......... iv Daftar Isi ........................ ............................................ .................................. .................................. ................................. .................... ....... v Daftar Gambar Gambar ........................ ............................................ ................................. ................................. ................................ ............ vii Daftar Tabel Tabel ........................ ............................................. .................................. ................................. .................................. ................ viii BAB I PENDAHULUAN PENDAHULUAN ......................... .............. .................. ....... ......................... .............. .................. ....... ......... 1
1.1. Latar Belakang Belakang ....................... ......... ......................... .............. .................. ....... ............... .......... ..... 1 1.2. Batasan Masalah ........................ .......... ...................... ........ ........................ .......... ...................... ........ ............. 1 1.3. Metodologi Penyusunan Penyusunan ........................ .......... ...................... ........ ........................ .......... ...................... ........ .. 2 BAB II PRA ANGGAPAN ................................ ....................... ......... ....................... ......... ....................... ......... ...... 3 BAB III DASAR TEORI ................................ ..................... ........... ......................... .............. .................. ....... ......... 4
3.1. Sistem Distribusi ....................... ......... ....................... ......... ........................ .......... ...................... ........ ........... .......... . 4 3.2. Jaringan Tegangan Menengah ........................ .......... ...................... ........ ........................ .......... ................ 6 3.2.1. Sistem / pola radial ............................ ................. ............... .................. ......................... .................. ....... .... 6 3.2.2. Sistem / pola open loop ......................... .............. .................. ....... ........................ .......... ................... ..... 6 3.2.3. Sistem / pola close loop ....................... ......... ....................... ......... ........................ .......... ................... ..... 7 3.2.4. Sistem / pola Spindel ................. ............... ........... .................. ......................... .................. ....... . 7 3.2.5. Sistem / pola Cluster ........................ .......... ...................... ........ ........................ .......... ...................... ........ .. 8 3.3. Transformator Distribusi ........................ .......... ...................... ........ ......................... .............. .................. ....... . 9 3.4. Jaringan Tegangan Rendah ..................... ........... ........................ .......... ................... ..... 9 3.4.1. Saluran Udara Tegangan Rendah ................... ............. ............... .......... ..... 9 3.4.2. Saluran Kabel Tegangan Rendah ......................... .............. .................. ....... ............... .......... ..... 11 3.5. Rak TR ....................... ........................................... .................................. .................................. ................................. ............... 11 3.6. Beberapa Beberapa Komponen JTR ........................ .............. .................. ........ ......................... .............. ................ ..... 11 3.7. Sistem Tiga Fase ......................... .............. .................. ....... ......................... .............. .................. ....... ............ .......... .. 12 3.7.1. Sistem Y dan Delta .................................................................... 14 3.7.2. Beban Seimbang Terhubung Delta ............................................. 15
v
3.7.3. Beban Seimbang Terhubung Terhubung Y ......................... .............. .................. ....... .................. .......... ........ 15 3.7.4. Beban Tak Seimbang Terhubung Delta ...................................... 15 3.7.5. Beban Beban Tak Seimban Seimbang g Terhubung Terhubung Y ........................ .......... ...................... ........ ........... .......... . 16 3.8. Losses Pada Jaringan Distribusi ............... . ......................... ................. ...... ...................... .............. ........ 18 3.8.1. Losses Pada Penghantar Phase ................................................... 18 3.8.2. Losses Losses Akibat Akibat Beban Beban Tidak Tidak Seimbang Seimbang ........................ .............. .................. ........ ....... 18 3.8.3. Losses Pada Sambungan Tidak Baik .......................................... 19 BAB IV PEMBAHASAN PEMBAHASAN ........................ ............................................. .................................. ............................ ............... 20
4.1. Metode Pengumpulan Data ............................................................. 20 4.2. Pembahasan Pemerataan Beban Di Gardu E 311 P .......................... 21 4.2.1. Kegiatan Kegiatan Pemerataan Beban Jurusan C Gd E 311P(SKTR) 311P(SKTR) ....... 22 4.2.2. Kegiatan Kegiatan Pemerataan Beban Beban Jurusan B Gd E 311P(SUTR) ........ 25 4.2.3. Perhitungan Penekanan Penekanan Losess Losess Arus Netral Di Jrsn C ................ .... ............ 27 4.2.4. Perhitungan Perhitungan Penekanan Penekanan Losses Losses Arus Netral Netral Di Jurusan Jurusan B ......... 29 4.2.5. Analisa Vektoris ........................................................................ 33 4.2.6. Daya Daya Yang Disalurkan Sebelum Sebelum Pemerataan Pemerataan Beban Beban ................... .............. ..... 36 4.2.7. Daya Daya Yang Disalurkan Disalurkan Sesudah Sesudah Pemerataan Pemerataan Beban Beban ................... .............. ..... 37 4.2.8. Presentase Presentase Losses Terhadap Terhadap Total Daya Daya Yang Disalurkan Disalurkan .......... 38 4.2.8.1. Prosentase Prosentase losses losses pada hantaran hantaran netral netral ........................ .......... ...................... ........ .. 38 4.2.8.2 Prosentase losses losses pada hantaran phase ............... . ......................... ................. ...... .. 39 4.2.9. Kajian Kajian Finansial Finansial Pemerataan Beban Di Gardu E 311P ............... .......... ..... 40 4.3. Pembahasan Pemerataan Beban Di Gardu PM 213 .......................... 43 4.3.1. Perhitungan Penekanan Penekanan Losses ......................... .............. .................. ....... .................. .......... ........ 44 BAB V PENUTUP PENUTUP .............................. ..................................................... ................................. ............ .................... .................... 54
5.1. Kesimpul Kesimpulan an ......................... ............................................. .................................. .................................. .......................... ...... 54 5.2. Saran ....................... ........................................... .................................. .................................. ................................. ................. .... 54 DAFTAR DAFTAR PUSTAKA PUSTAKA ...................... ........................................... .................................. ................................. ....................... ... 55 LAMPIRAN –LAMPIRAN ..................................................................... 56
vi
DAFTAR GAMBAR
Gambar 3.1. Gambaran Gambaran Umum Distribusi Tenaga Listrik ...................... .............. ........
5
Gambar 3.2. Sistem Radial ...................... .......... ......................... .............. .................. ....... .... 6 Gambar 3.3. Sistem Open Loop ......................... .............. .................. ....... ........................ .......... ................... ..... 7 Gambar 3.4. Sistem Close Loop ................. ... ........................ ............... ............... ........................ .................. .... 7 Gambar 3.5. Sistem Spindel ........................ .......... ...................... ........ ........................ .......... ...................... ........ .. 8 Gambar 3.6. Sistem Cluster ......................... .............. .................. ....... ....................... .......... ...................... ......... ... 8 Gambar 3.7. Sistem Sistem tiga fase fase sebagai tiga sistem fase tunggal ................ ....... ......... 13 Gambar 3.8. Bentuk Bentuk gelombang gelombang pada sistem sistem tiga fase ................... ......... 13 Gambar 3.9. Sistem Y dan Sistem Delta ........................ .......... ...................... ........ ................ .............. .. 14 Gambar 3.10. Beban Beban tak seimban seimbang g terhubung terhubung Delta ................. .............. ........... ... 16 Gambar 3.11. 3.11. Beban tak seimbang seimbang terhubung terhubung bintang bintang empat empat kawat ....... 17 Gambar 3.12. Diagram Diagram Fasor Beban tak Seimbang Seimbang ............... . ........................ ................. ....... 17 Gambar 3.13. Sambungan Sambungan Kabel ........................ .............. .................. ........ ......................... .............. ............. .. 19 Gambar 4.1. Panel Panel CDT CDT 16409 16409 beban beban tidak tidak merata merata ................ .. ......................... ................ ..... 24 Gambar 4.2. Panel Panel CDT CDT 16409 16409 Setelah Setelah Pemerataan Beban ............... . ................... ..... 25 Gambar 4.3. Gambar Gambar Topografi Gardu E 311P Jurusan Jurusan B ...................... .............. ........ 32 Gambar 4.4. Penye Penyederhanaan derhanaan Rangkaian JTR .................... ............ ........ 33 Gambar 4.5. Diagram Fasor Arus dan Tegangan Jurusan B Sebelum Pemerataan Beban ......................... ............... ................. ....... .............. .......... .... 34 Gambar 4.6. Diagram Fasor Arus dan Tegangan Jurusan B Setelah Pemerataan Beban ........................ .......... ...................... ........ ................ .............. .. 35
vii
DAFTAR TABEL
Tabel 3.1. Karakteristik Karakteristik Twisted Twisted Kabel Kabel Alumunium Alumunium (NFA 2x) .............. .......... .... 10 Tabel 4.1. Pengukuran Pengukuran Gardu Gardu Oleh Petugas Posko Posko Condet Condet ..................... ......... ............ 21 Tabel 4.2. Tabel Hasil Ukur Ukur Beban Gardu Dari Survey ........................ .......... ................ .. 22 Tabel 4.3. Hasil Hasil Ukur Beban Pelanggan Pelanggan ................................ .................... ............ ................. .......... ....... 23 Tabel 4.4. Perencanaan Perencanaan Pemerataan Pemerataan Beban Jurusan C Gd E 311P .......... 24 Tabel 4.5. Pemindahan Pemindahan Phase Sambungan Sambungan Rumah ......................... .............. .................. ....... . 26 Tabel 4.6. Hasil Pengukuran Beban Setelah Pemerataan Beban Beban ............. 27 Tabel 4.7. Data Elektrikal Kabel NYFGBY Konduktor Tembaga Tembaga .......... 29 Tabel 1. Data Pelanggan Pelanggan Jurusan B Gardu E 311P 311P ......................... .............. .................. ....... . 44 Tabel 2. Perhitungan Arus Netral(Sesuai Daya Kontrak) Sebelum Pemerataa Pemerataan n Beban Jurusa Jurusan n B ........................ ............................................ ............................ ........ 48 Tabel 3. 3. Losses Pada Hantaran Hantaran Netral Sebelum Pemerataan Pemerataan Jurusan Jurusan B .. 49 Tabel 4. Perhitungan Arus Netral(Sesuai Daya Kontrak) Sesudah Pemerataa Pemerataan n Beban Jurusa Jurusan n B ........................ ............................................ ............................ ........ 50 Tabel 5. Losses Pada Hantaran Netral Sesudah Pemerataan Pemerat aan Jurusan B ... 51 Tabel 6. Losses Pada Hantaran Phase Sebelum Pemerataan Jurusan B ... . .. 52 Tabel 7. Losses Pada Hantaran Phase Sesudah Pemerataan Pemerataa n Jurusan B ... 53 Tabel 8. 8. Losses Pada Hantaran Hantaran Netral Sebelum Pemerataan Pemerataan Jurusan Jurusan C .. 54 Tabel 9. Losses Pada Hantaran Hantar an Netral Sesudah Pemerataan Pemerat aan Jurusan C ... 54 Tabel 10. Losses Losses Pada Hantaran Hantaran Phase Phase Sebelum Sebelum Pemerataan Jurusan Jurusan C .. 55 Tabel 11. Losses Losses Pada Hantaran Phase Sesudah Sesudah Pemerataan Jurusan C .. 55
viii
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
PT PLN merupakan perusahaan penyedia listrik untuk umum satusatunya di Indonesia. Permasalahan utama yang dihadapi PLN adalah mulai terjadinya krisis energi yang mengglobal. Harga bahan bakar minyak di tingkat internasional terus meningkat. Hal ini menyebabkan PT PLN harus melakukan efisiensi di segala sektor, dan yang paling utama adalah di sektor penyediaan tenaga listrik. Salah satu langkah efisiensi yang dilakukan PT PLN adalah menekan losses seminimal mungkin, baik losses teknik maupun non teknik. Penekanan losses teknik yang dilakukan oleh PT PLN Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang salah satunya adalah dengan pemeliharaan jaringan listrik semaksimal mungkin, sehingga losses teknik akibat jaringan dapat diminimalisir. Berdasarkan perhitungan dari kwh beli dari P3B dan kwh jual ke pelanggan, di AJ Kramatjati terjadi selisih antara energi yang terjual dan energi digunakan pelanggan sebesar 12,1%. Hal ini mengindikasikan losses yang terjadi di AJ KramatJati sedemikian besar. Losses ini terdiri dari losses teknik dan non teknik. Untuk memberikan kontribusi dalam hal efisiensi, dalam telaahan staff ini mencoba mengevaluasi peran pemerataan beban dalam program pengurangan losses teknik, dengan jalan mengurangi arus balikan yang melalui hantaran netral.
1.2. BATASAN MASALAH
Penyusunan Laporan Telaahan Staff ini difokuskan pada analisis beban tak seimbang pada sistem distribusi tegangan t egangan rendah. rendah. Program Pro gram meminimalisir meminimalisir arus yang melewati hantaran netral adalah arus yang timbul karena beban tidak seimbang. Dalam beberapa perhitungan digunakan beberapa asumsi, antara lain penggunaan arus oleh pelanggan diwakili dengan daya kontrak pelanggan, 1
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
penggunaan arus oleh pelanggan terus-menerus 24 jam nonstop. Asumsi lain adalah pembagian arus netral yang melalui suatu konduktor di sepanjang jaringan dilakukan secara proporsional sesuai dengan besar daya kontrak dan pengukuran arus di gardu.
1.3. Metodologi Met odologi Penyusunan
Penyusunan Laporan ini, menggunanakan metode: 1.
Metode Pengumpulan data: Pengumpulan data dilakukan dengan jalan mengukur beban gardu ke lapangan. Selain data beban juga diperlukan data pencatatan kwh pantau dan kwh pelanggan, sebelum dan sesudah kegiatan pemerataan beban.
2.
Studi Pustaka Mengumpulkan bahan-bahan literatur yang berkaitan dengan beban tak seimbang dan losses akibat beban tak seimbang.
3.
Wawancara Konsultasi langsung langsung dengan orang – orang terkait t erkait yang sudah berpengalaman berpengalaman di jaringan tegangan rendah.
2
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
BAB II PRA ANGGAPAN
Pemerataan beban merupakan salah satu cara untuk menekan losses teknik. Penekanan losses terjadi dengan prinsip mengurangi arus yang mengalir di hantaran netral. Idealnya arus yang mengalir di sepanjang hantaran netral adalah nol, tetapi karena pengaruh dari beban yang tidak seimbang maka hantaran netral akan berarus. Sedangkan hantaran netral merupakan konduktor yang memiliki nilai resistansi, sehingga arus yang melalui hantaran ini sebagian berubah menjadi panas yang didisipasikan ke lingkungan sekitar sebagai losses. Meskipun di sepanjang jaringan tegangan rendah, pada beberapa titik terdapat pentanahan netral. Tetapi hasil ukur arus netral di gardu E 311P dan PM213 menunjukkan suatu nilai yang cukup signifikan. Hal ini terjadi karena pentanahan netral tidak mampu membuang arus netral yang cukup besar akibat dari beban yang tidak seimbang. Sehingga permasalahan ini harus dapat diselesaikan diselesaikan oleh o leh PT PLN(Persero). Salah satu cara yang paling mudah adalah dengan pemerataan beban pada jaringan tegangan rendah. Pemerataan beban dilakukan dengan jalan, memindah beban(sambungan rumah) dari phase yang berat(pada JTR) ke phase yang lebuh ringan. Arus yang mengalir dari tiap phase akan melalui hantaran netral dengan melalui peralatan pelanggan terlebih dahulu(menjadi arus netral). Ketika beban menjadi lebih seimbang, maka arus netral ini akan memiliki nilai yang relatif kecil, karena arus dari tiap phase akan saling meniadakan. Proses saling meniadakan terjadi karena arus dari tiap phase akan memiliki beda phase kurang lebih sebesar sebesar 120 (tergantung dari besar besar faktor daya daya dari masing –masing beban). beban).
3
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
BAB III DASAR TEORI
3.1. SISTEM DISTRIBUSI
Awalnya tenaga listrik dihasilkan di pusat – pusat pembangkit listrik seperti PLTA, PLTU, PLTG, PLTGU, PLTP dan PLTD dengan tegangan yang biasanya merupakan tegangan menengah 20 kV. Pada umumnya pusat pembangkit tenaga listrik berada jauh dari pengguna tenaga listrik, untuk mentransmisikan tenaga listrik dari pembangkit ini, maka diperlukan penggunaan tegangan tinggi 150/70 kV (TT), atau tegangan ekstra tinggi 500 kV (TET). Tegangan yang lebih tinggi ini diperoleh dengan transformator penaik tegangan (step up transforma t ransformator). tor). Pemakaian tegangan tinggi ini diperlukan untuk berbagai alasan efisiensi, antara lain, penggunaan penampang penghantar penghantar menjadi menjadi efisien, e fisien, karena arus aru s yang mengalir akan menjadi lebih kecil, ketika tegangan tinggi diterapkan. Setelah saluran transmisi mendekati pusat pemakaian tenaga listrik, yang dapat merupakan suatu daerah industri atau suatu kota, tegangan, melalui gardu induk (GI) diturunkan menjadi tegangan menengah (TM) 20kV. Setiap GI sesungguhnya merupakan Pusat Beban untuk suatu daerah pelanggan tertentu, bebannya berubah-rubah sepanjang waktu sehingga daya yang dibangkitkan dalam pusat-pusat Listrik harus selalu berubah. Perubahan daya yang dilakukan di pusat pembangkit ini bertujuan untuk mempertahankan tenaga
listrik
tetap
pada
frekuensi
50
Hz.
Proses
perubahan
ini
dikoordinasikan dengan Pusat Pengaturan Beban (P3B). Tegangan menengah dari GI ini melalui saluran distribusi primer, untuk disalurkan ke gardu - gardu distribusi(GD) atau pemakai TM. Dari saluran distribusi primer, tegangan menengah (TM) diturunkan menjadi tegangan rendah (TR) 220/380 V melalui gardu distribusi (GD). Tegangan rendah dari gardu distribusi disalurkan melalui saluran tegangan rendah ke konsumen tegangan rendah.
4
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Pembangkit Listrik
TM
Pembangkit GI
Trafo Penaik
TT/TET
Trafo Penurun
Ke Pemakai TM
Saluran Transmisi
GI
Ke GD
Saluran Distribusi Primer
TM
GD
Trafo Distribusi
TR
Saluran Distribusi Sekunder
Utilisasi
KWh meter Instalasi Pemakai TR
Gambar 3.1. Gambaran Umum Distribusi Distri busi Tenaga Listrik
5
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
3.2. JARINGAN TEGANGAN MENENGAH
Jaringan Tegangan Menengah adalah jaringan tenaga listrik yang berfungsi untuk menghubungkan gardu induk sebagai suplay tenaga listrik dengan gardugardu distribusi. Sistem tegangan menengah yang digunakan di Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang pada umumnya adalah 20 kV. Jaringan ini mempunyai struktur/pola sedemikian rupa, sehingga dalam pengoperasiannya mudah dan handal. 3.2.1. Sistem / pola Radial
Pola ini merupakan pola yang paling sederhana dan umumnya banyak digunakan di daerah pedesaan / sistem yang kecil. Umunya menggunakan SUTM(Saluran Udara Tegangan Menengah), Sistem Radial tidak terlalu rumit, tetapi memiliki tingkat keandalan yang rendah.
150/20kV
Busbar 20 kV
Gardu Distribusi
Gambar 3.2. Sistem Radial
3.2.2. Sistem / pola open loop
Merupakan pengembangan dari sistem radial, sebagai akibat dari diperlukannya kehandalan yang lebih tinggi dan umumnya sistem ini dapat dipasok dalam satu gardu induk. Dimungkinkan juga dari gardu induk lain tetapi harus dalam satu sistem di sisi tegangan tinggi, karena hal ini diperlukan untuk manuver beban pada saat terjadi gangguan.
6
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
150/20kV
150/20kV
OPEN LOOP DARI 2 GI
Busbar 20 kV
OPEN LOOP DARI 1 GI
Gardu Distribusi
Gambar 3.3. Sistem Open Loop
3.2.3. Sistem / pola Close Loop
Sistem close loop ini layak digunakan untuk jaringan yang dipasok dari satu gardu gardu induk, induk, memerlukan memerlukan
sistem proteksi proteksi yang yang lebih lebih rumit rumit biasanya
menggunakan rele arah(bidirectional). Sistem ini mempunyai kehandalan yang lebih tinggi dibanding sistem yang lain. PMT 150/20
Gambar 3.4. Sistem Close Loop
3.2.4. Sistem / pola Spindel
Sistem ini pada umumnya banyak digunakan di Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang. Memiliki kehandalan yang relatif tinggi karena disediakan satu expres feeder / penyulang tanpa beban dari gardu induk sampai gardu hubung. Biasanya pada tiap penyulang terdapat gardu tengah (middle point) yang berfungsi untuk titik manufer apabila terjadi gangguan pada jaringan tersebut.
7
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Gambar 3.5. Sistem Spindel
3.2.5. Sistem / pola Cluster
Sistem cluster sangat mirip dengan sistem spindel, juga disediakan satu feeder khusus tanpa beban(feeder expres).
Gambar 3.6. Sistem Cluster
8
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
3.3. TRANSFORMATOR DISTRIBUSI
Trafo distribusi yang umum digunakan adalah trafo step down 20/0,4 kV, tegangan fasa-fasa sistem JTR adalah 380 Volt, karena terjadi drop tegangan maka tegangan pada rak TR dibuat diatas 380 Volt agar tegangan pada ujung beban menjadi 380 Volt. Pada kumparan primer akan mengalir arus jika kumparan primer dihubungkan ke sumber listrik arus bolak-balik, sehingga pada inti transformator yang terbuat dari bahan ferromagnet akan terbentuk sejumlah garis-garis gaya magnet ( flux = Karena arus yang mengalir merupakan arus bolak-balik maka flux yang terbentuk pada inti akan mempunyai arah dan jumlah yang berubah-ubah. Jika arus yang mengalir berbentuk sinus maka flux yang terjadi akan berbentuk sinus pula. Karena flux tersebut mengalir melalui inti yang mana pada inti tersebut terdapat lilitan primer dan lilitan sekunder maka pada lilitan primer dan sekunder tersebut akan timbul ggl ( gaya gerak listrik ) induksi, tetapi arah dari ggl induksi primer berlawanan dengan arah ggl induksi sekunder sedangkan frekuensi masing-masing tegangan tersebut sama dengan frekuensi sumbernya. Hubungan transformasi tegangan adalah sebagai berikut :
E 1
N 1
E 2
N 2
a
atau
E 1 = a E2
atau
I 1 N1 = I2N2
E 1 I1 = E2 I2
3.4. JARINGAN TEGANGAN RENDAH
Berdasarkan penempatan jaringan, jaringan tegangan rendah dibedakan menjadi dua: 3.4.1. Saluran Udara Tegangan Rendah(SUTR) Saluran ini merupakan penghantar yang ditempatkan di atas tiang(di udara). Ada dua jenis penghantar yang digunakan, yaitu penghantar tak berisolasi(kawat) berisolasi(kawat) dan penghantar berisolasi(kabel). Penghantar tak berisolasi mempunyai berbagai kelemahan, seperti rawan pencurian dan rawan terjadi gangguan phase-phase maupun phase-netral. Tetapi 9
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
memiliki keunggulan harga yang relatif murah dan mudah dalam hal pengusutan gangguan. Sedang penghantar berisolasi memiliki keuntungan dan kerugian yang saling berlawanan dengan penghantar tak berisolasi. Pada umumnya PT PLN Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang, menggunakan SUTR dengan isolasi(kabel pilin), dengan inti alumunium. Standar 2
ukuran kabel yang digunakan adalah 3x 70 + 50 mm . Dengan karakteristik elektris sebagai berikut:
Tabel 3.1. Karakteristik Twisted Kabel Alumunium (NFA 2x) Size of Cable 2x16
Phase Resistance Max Current ohm/km A 1,91 72
Neutral Resistance ohm/km 1,91
Public Lighting Resistance Max Current ohm/km A
3x70+1x50
0,443
196
0,69
Sumber: Overhead Transmission And Distribution Line Conductor PT Jembo Cable Company
10
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
3.4.2. Saluran Kabel Tegangan Rendah (SKTR) Saluran ini menempatkan kabel di bawah tanah. Tujuan utama penempatan di bawah tanah pada umumnya karena alasan estetika, sehingga penggunaan SKTR umumnya adalah kompleks perumahan dan daerah perindustrian. Keuntungan penggunaan kabel ini adalah estetika estet ika yang yang lebih indah, tidak terganggu oleh pengaruh-pengaruh cuaca. Kelemahan kabel ini adalah jika terjadi gangguan sulit menemukan lokasinya dan jika terjadi pencurian dengan suntikan di bawah tanah petugas P2TL kesulitan mengungkapnya.
3.5. RAK TR
Merupakan Perangkat Hubung Bagi (PHB) tegangan rendah gardu distribusi. Rak TR terpasang pada gardu distribusi pada sisi tegangan rendah atau sisi hulu dari instalasi tenaga listrik. Fungsinya adalah sebagai alat penghubung sekaligus sebagai pembagi tenaga listrik ke instalasi pengguna tenaga listrik(konsumen). Kapasitas Rak TR yang digunakan harus disesuaikan dengan besarnya trafo distribusi yang digunakan. Rak TR terdiri dari beberapa jurusan yang akan dibagi-bagi ke pelanggan. RAK TR terhubung dengan trafo pada sisi sekunder menggunakan kabel single 2
core TR dengan diameter 240 mm .
3.6. BEBERAPA KOMPONEN JARINGAN TEGANGAN RENDAH
Adalah peralatan yang digunakan pada Jaringan Tegangan Rendah (JTR), sehingga JTR dapat menjalankan fungsinya sebagai penyalur energi listrik ke pelanggan. Komponen pada JTR antara lain: 1. Kabel Schoen Kabel Schoen digunakan untuk menghubungkan rel pada panel hubung bagi dengan penghantar kabel tegangan rendah (kabel obstyg). Kabel Schoen dipres pada kabel obstig dan dibaut di rel panel hubung bagi. 2. Konektor Adalah peralatan yang digunakan untuk menghubungkan (meng-connect) penghantar dengan penghantar. Misal antara kabel obstyg dan TIC-Al, TIC-Al
11
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
dengan SR(Sambungan Rumah). Jenis konektor yang umum digunakan PT PLN(Persero) Distribusi Jakarta Raya Dan Tangerang ada dua jenis: 1.
Konektor kedap air ( piercing connector) Konektor ini dapat dipasang dipasang dalam kondisi jaringan bertegangan bertegangan dan tanpa mengupas isolasinya. Konduktansi terjadi karena pada konektor ini terdapat gigi penerus arus.Sehingga gigi penerus arus ini harus tajam dan tegak untuk dapat menembus bagian isolasi kabel, serta harus diberi gemuk untuk melindungi bagian kontak dari korosi.
2.
Konektor Pres Pemasangan konektor jenis ini, biasanya harus tanpa tegangan, karena diperlukan pengupasan isolasi kabel untuk membentuk konduktifitas. Konduktivitas yang dihasilkan konektor jenis ini lebih baik, karena luas permukaan kontak lebih besar.
3.7. SISTEM TIGA FASE
Kebanyakan sistem listrik dibangun dengan sistem tiga fase. Hal tersebut didasarkan pada alasan-alasan ekonomi dan kestabilan aliran daya pada beban. Alasan ekonomi dikarenakan dengan sistem tiga fase, penggunaan penghantar untuk transmisi transmisi menjadi lebih sedikit. sedikit. Sedangkan alasan alasan kestabilan dikarenakan dikarenakan pada sistem tiga fase daya mengalir sebagai layaknya tiga buah sistem fase tunggal, sehingga untuk peralatan dengan catu tiga fase, daya sistem akan lebih stabil bila dibandingkan dengan peralatan dengan sistem satu fase. Sistem tiga fase atau sistem fase banyak lainnya, secara umum akan memunculkan sistem yang lebih kompleks, akan tetapi secara prinsip untuk analisa, sistem tetap mudah dilaksanakan. Sistem tiga fase dapat digambarkan dengan suatu sistem yang terdiri dari tiga sistem fase tunggal, sebagai berikut :
12
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
j
Ve
2
j
3
Ve
2
V
3
Gambar 3.7. Sistem tiga fase sebagai tiga sistem fase tunggal.
va
V cos t
vb
V cos
t
vc
V cos
t
2 3 2 3
Sedangkan bentuk gelombang dari sistem tiga fase yang merupakan fungsi waktu ditunjukkan pada gambar berikut.
VP
-V P
Gambar 3.8 Bentuk gelombang pada sistem tiga fase
13
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Pada gambar nampak bahwa antara tegangan fase satu dengan yang o
lainnya mempunyai perbedaan fase sebesar 120 atau 2 /3. /3. Pada Pada umumny umumnyaa fase fase dengan sudut fase 0 o disebut dengan fase R, fase dengan sudut fase 120 o disebut o
fase S dan fase dengan sudut fase 240 disebut dengan fase T. Perbedaaan sudut fase tersebut pada pembangkit dimulai dari adanya kumparan yang masingo
masing tersebar secara terpisah dengan jarak 120 . 3.7.1. SISTEM Y DAN DELTA Sistem Y merupakan sistem sambungan pada sistem tiga fase yang menggunakan empat kawat, yaitu fase R, S, T dan N. Sistem sambungan tersebut akan menyerupai huruf Y, yang memiliki empat titik sambungan yaitu pada ujung-ujung huruf dan pada titik pertemuan antara tiga garis pembentuk huruf. Sistem Y dapat digambarkan dengan skema berikut. berikut .
Gambar 3.9 Sistem Y dan Sistem Delta
Sistem hubungan atau sambungan Y, sering juga disebut sebagai hubungan bintang. Sedangkan pada sistem yang lain yang disebut sebagai sistem Delta, hanya menggunakan fase R, S dan T untuk hubungan dari sumber ke beban, sebagaimana gambar diatas.Tegangan efektif antar fase umumnya adalah 380 V dan tegangan efektif fase dengan netral adalah 220 V.
14
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
3.7.2. BEBAN SEIMBANG TERHUBUNG DELTA Pada sitem delta, bila tiga buah beban dengan impedansi yang sama disambungkan pada sumber tiga fase, maka arus di dalam ketiga impedansai akan o
sama besar tetapi terpisah dengan sudut sebesar 120 , dan dikenal dengan arus fase atau arus beban. Untuk keadaan yang demikian, maka dalam rangkaian akan berlaku : V delta
V line I line
I delta
3
Z delta S delta
V delt a
3V line
I delta
I line
3 V delta I delt a
P
S cos
Q
S sin
3V lin e I lin e
3
V lin e
2
Z delta
I lin e
2
Z delt a
3.7.3. BEBAN SEIMBANG TERHUBUNG Y Untuk sumber dan beban yang tersambung bintang (star) atau Y, hubungan antara besaran listriknya adalah sebagai berikut : V star
V line
3
I star I line Z star S star
V star
V line
I star
3 I line
3 V star I star
P
S cos
Q
S sin
3V line I lin e
V line
2
Z star
3 I line
2
Z star
3.7.4. BEBAN TAK SEIMBANG TERHUBUNG DELTA Penyelesaian beban tak seimbang tidaklah dapat disamakan dengan beban yang seimbang sebagaimana dijelaskan diatas. Penyelesaiannya akan menyangkut
15
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
perhitungan arus-arus fase dan selanjutnya dengan hukum arus Kirchhoff akan didapatkan arus-arus saluran pada masing-masing fase.
Gambar 3.10. Beban tak seimbang terhubung Delta
iRS = VRS /ZRS iTR = VTR /ZTR iST = VST /ZST
iR = iRS - iTR iS = iST - iRS iT = iTR - iST
3.7.5. BEBAN TAK SEIMBANG SEIMBANG TERHUBUNG Y Pada sistem ini masing-masing fase akan mengalirkan arus yang tak seimbang menuju Netral (pada sistem empat kawat). Sehingga arus netral merupakan penjumlahan secara vector arsu yang mengalir dari masing-masing fase.
16
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Gambar 3.11. Beban tak seimbang terhubung bintang empat kawat
Pada sistem dengan empat kawat, akan berlaku : iR = VRN /ZR
iS = VSN /ZS iT = VTN /ZT
iN = iR + iS + iT Diagram fasor untuk beban tak seimbang dengan tiga kawat, salah satu contohnya adalah sebagai berikut :
Gambar 3.12 Diagram Fasor Beban tak Seimbang
17
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
3.8. LOSSES PADA JARINGAN DISTRIBUSI
Yang dimaksud losses adalah perbedaan antara energi listrik yang disalurkan ( Ns) dengan energi listrik yang yang terpakai (NI). (NI) .
Ns NI
Losses
Ns
100%
3.8.1. LOSSES PADA PENGHANTAR PHASE Jika suatu arus mengalir pada suatu penghantar, maka pada penghantar tersebut akan terjadi rugi-rugi energi menjadi energi panas karena pada penghantar tersebut terdapat resistansi. Rugi-rugi dengan beban terpusat di ujung dirumuskan: V I ( R cos
X sin ) L
3 I . 2 R . . L
P
Sedangkan jika beban tersebar merata di sepanjang jaringan maka rugi energi yang timbul adalah: V P
I
2
2 3.
I
2
.( R cos
X sin ) L
2
. R. L
Dengan: I
: Arus yang mengalir pada penghantar (Ampere)
R
: Tahanan pada penghantar (Ohm / km)
X
: Reaktansi pada penghantar (Ohm /km)
cos
: Fakt Faktor or day daya beban beban
L
: panjang penghantar (km)
3.8.2. LOSSES AKIBAT BEBAN TIDAK SEIMBANG Akibat pembebanan di tiap phase yang tidak seimbang, maka akan mengalir arus pada hantaran netral. Jika di hantaran pentanahan netral terdapat nilai tahanan dan dialiri arus, maka kawat netral akan bertegangan yang menyebabkan tegangan pada trafo tidak seimbang.
18
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Arus yang mengalir di sepanjang kawat netral, akan menyebabkan rugi daya di sepanjang kawat netral sebesar: 2
P I N R .
3.8.3. LOSSES PADA SAMBUNGAN TIDAK BAIK(LOSS BAI K(LOSS CONTACT) Losses ini terjadi karena pada sepanjang JTR terdapat beberapa sambungan, antara lain: 1.
Sambungan antara kabel obstyg dan kabel TIC-Al
2.
Sambungan saluran JTR, antar kabel TIC-Al
3.
Percabangan saluran JTR
4.
Percabangan Untuk Sambungan Pelayanan
I
I
R R Gambar 3.13. Sambungan Kabel Besarnya rugi-rugi energi pada sambungan d irumuskan: irumuskan: . P I 2 R
P = Losses yang yang timbul timbu l pada konektor I = Arus yang mengalir melalui konektor R = Tahanan konektor.
19
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
BAB IV PEMBAHASAN
Dalam penyusunan Laporan Telaahan Staff ini, diperlukan data – data pendukung antara lain hasil ukur beban, peta topografi Jaringan Tegangan Rendah, data konsumen gardu, data karakteristik kabel tembaga (NYFGBY), data karakteristik kabel alumunium(NFA2X), dan data pengukuran beban sebelum dan sesudah pemerataan beban Data hasil ukur beban dari bidang Operasi Distribusi, digunakan sebagai acuan untuk mencari dan menentukan gardu yang memiliki beban tidak merata. Pada umumnya beban yang tidak merata dapat diindikasikan dengan mudah, dengan melihat hasil pengukuran arus netral. Apabila didapatkan data arus netral yang lebih besar atau sama dengan arus pada phase, maka jaringan tersebut patut dicurigai memiliki beban yang tidak seimbang. Indikasi beban tidak seimbang dapat pula dilihat dari besar arus di masing – masing phase (R-S-T) memiliki perbedaan yang besar. 4.1. Metode Pengumpulan Data
Metode pengumpulan data dilakukan dengan: 1.
Mencari data ukur beban dari Unit Operasi Distribusi(posko gangguan)
2.
Melakukan survey dan pengukuran langsung di lapangan(pengukuran beban dan cos ). Hasil pengukuran pengukura n cos
3.
digunakan untuk analisa vektoris.
Melakukan pemerataan pemerataan beban di gardu E 311P dan PM P M 213, dengan jalan redistribusi beban.
4.
Mencari data peta Jaringan Tegangan Menengah dari aplikasi Mister2000, untuk mengetahui rute dan panjang jaringan.
5.
Mencari data konsumen di gardu E 311P dan PM 213 dari aplikasi TOAD(merupakan aplikasi untuk untuk download database Mister 2000)
6.
Mencari data karakteristik kabel dari unit Logistik.
20
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
4.2. Pembahasan Pemerataan Beban Di Gardu E 311 P
Hasil pengukuran beban gardu E 311 P dari unit Operasi Distribusi pada bulan September 2007 adalah sebagai berikut: Tabel 4.1. Pengukuran Gardu Oleh Petugas Posko Condet
KETERANGAN GARDU
JRS
A R U S ( Am p e r )
TEGANGAN SEKUNDER SEKUNDER TRAFO (Volt)
Gardu
: E 311 P
Typ e
: RMU
TRAFO
R
S
T
N
R+S+T R+S+T
A
99
84
72
18
255
R - S
=
387
KVA
: 400 kVA
B
186 193
94
94
473
R - T
=
387
Pe nyula ny ula ng : PENA PENA
Me rk
: TRAFINDO AFINDO
C
17
0
26
55
S - T
=
387
Jml Trap ra p
:
No .Se .Se ri / Thn :
D
137 140 124
33
401
Trap ra p ke
:
C ub ic le
: 4 bh
R - N
=
225
Jrs Jrsn Terp Terp a ka i : 4 bh bh
S - N
=
225
T - N
=
225
38
: SIEME IEMENS NS 439 455 290 171 1184
Tg l Ukur
: 29/ 09/ 2007
Jam Ja m Ukur
: 19: 19:15 15
Ala m a t
RAK TR Jml Jurus Jurusa an
: JL. JL. RY TENGAH NG AH G EDONG DO NG ASR ASRI
Data di atas digunakan untuk menentukan gardu mana yang layak digunakan sebagai bahan penelitian pemerataan beban. Dari data pengukuran beban ini terlihat, bahwa Jurusan B dan Jurusan C mempunyai arus netral yang lebih besar daripada arus phasenya. Sehingga gardu E 311P layak untuk dilakukan penelitian evaluasi losses arus netral akibat beban tidak seimbang. Sebelum dilakukan pemerataan beban dilakukan pengukuran ulang, didapat data yang ditampilkan dalam tabel 4.2. Pada tabel 4.2 ini terlihat bahwa, beban di jurusan
B dan C masih memiliki perbedaan yang sangat besar dan
memiliki arus netral yang sangat besar, bahkan melebihi arus phase. Pada kasus di gardu E 311P ini, jurusan B merupakan Saluran Udara Tegangan Rendah(SUTR) dengan kabel NFA2X atau kabel twisted, dengan 21
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
konduktor alumunium 3 x 70 + 50 mm 2. Sedangkan pada jurusan C merupakan Saluran Kabel Tegangan Rendah yang ditanam di bawah tanah dengan type NYFGBY, dengan konduktor tembaga 2 x 10 mm 2 . Tabel 4.2. Tabel Hasil Ukur Beban Gardu Dari Survey
A R U S ( Amper Amper )
JRS
R 207 13
S 172 67
423 442,5
T 107,2 0
291
N 79 57
COS MEAN R S T
178
Procentage Unbalance R
S
T
TGL UKUR 11 NOPEMBER 2007 JAM 19:00
4.2.1. Kegiatan Pemerataan Beban Jurusan C Gd E 311 P (SKTR)
Kegiatan pemerataan beban di jurusan C lebih mudah dan cepat, karena semua pelanggan langsung tersambung ke panel pembagi melalui MCB-MCB, sebagai pembatasnya. Wiring pada panel CDT 16409 sebelum pemerataan beban dapat digambarkan dalam gambar 4.1. Dari gambar terlihat bahwa phase T tidak mendapat beban sama sekali, sehingga pada hasil pengukuran pengukuran terbaca beban T di jurusan C adalah 0 (tabel (t abel 4.2), dan phase S mempunyai beban yang sangat besar, sehingga beban terpusat di phase S. Hal inilah yang menyebabkan arus yang mengalir di kawat netral menjadi besar, bahkan lebih besar dari pada arus yang mengalir di phase R(lihat tabel 4.2). Pada jaringan SKTR, semua beban(pelanggan) langsung terhubung ke panel, dan pada panel terdapat busbar kecil sesuai dengan urutan phase (R-S-T). sehingga pemerataan beban pada jaringan ini lebih mudah, dan pemindahan beban dilakukan dengan acuan beban yang sedang digunakan pelanggan saat itu. Beban yang sedang digunakan pelanggan dapat dengan mudah diukur dengan tang ampere. Hasil pengukuran beban pelanggan adalah sebagai berikut:
22
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Tabel 4.3. Hasil Ukur Beban Pelanggan
ID PEL
NAMA PELANGAN Arus Phase 1,8 2,4 6 4,2 3,1 7,5 4,2 11,4 2,1 2,3 1,2 8,2
Dari hasil ukur beban yang sedang digunakan pelanggan, dapat disusun suatu perencanaan pemerataan beban. Perencanaan pemerataan beban dilakukan sebagai berikut, pelanggan di phase S dengan beban masing masing 6; 4,2; 8,2 A dipindah ke phase T dan pelanggan di phase S dengan beban 2,1 A dan 2,3 A dipindah ke phase R. Perencanaan pemeratan beban di panel CDT 16409 ditabelkan dalam tabel 4.4
23
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
CDT 16409
547104053797
Gambar 4.1. Panel CDT 16409 beban tidak merata Tabel 4.4. Perencanaan Pemerataan Beban Jurusan C Gd E 311P Sebelum Pemerataan
Rencana Pemerataan
Arus Pengukuran
ID PEL
R
S
ID PEL
T
Arus Pengukuran R
S
1,8
1,8
2,4
2,4
6
4,2
4,2
3,1
3,1
7,5
6
7,5
4,2
11,4
2,1
2,1
2,3
2,3
1,2
1,2
547104053797
TOTAL
1
547104053797
41,5
4,2 11,4
8,2
13,9
T
0
TOTAL
8,2 1
18,3
18,7
18,4
24
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Sesuai dengan perencanaan pemerataan beban seperti di atas, wiring sambungan rumah pelanggan di panel CDT 16409 diubah menjadi berikut ini: CDT 16409 547104053797
Gambar 4.2. Panel CDT 16409 Setelah Pemerataan Beban
4.2.2. Kegiatan Pemerataan Beban Jurusan B Gd E 311P(SUTR)
Berbeda dengan jaringan SKTR, pada jaringan SUTR pelaksanaan kegiatan pemerataan beban lebih sulit, karena jaringan(kabel) bercampur menjadi satu. Selain hal itu, di sepanjang sepanjang jaringan kita tidak dapat menentukan phase suatu kabel, bahkan kesulitan membedakan jurusan kabel. Untuk memudahkan penelusuran kabel, maka dibutuhkan peta jaringan yang sudah dibuat di Mister 2000. Ternyata data Mister 2000 tidak dapat sepenuhnya diandalkan, karena ketika penelusuran jurusan di lapangan, terjadi kesalahan data yang ditunjukkan oleh Mister 2000. Data mister 2000 menggambarkan tiang CDT 10081 merupakan tiang ujung jurusan B gd E 311P. Ternyata setelah dilakukan pengecekan di lapangan, dengan mematikan sementara salah satu fuse fuse phase di Jurusan B, tiang CDT 10081 bukan bukan jurusan jurusa n B. karena pada tiang CDT 10081 semua phase masih bertegangan.
25
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Setelah dilakukan penelusuran, dapat ditemukan jurusan B, ternyata jurusan B tertukar dengan jurusan D pada data mister 2000. Setelah rute kabel ditentukan maka langkah selanjutnya adalah pemerataan beban di tiang jurusan B. Dengan melihat peta di mister 2000 dapat ditentukan tiang mana saja yang terdapat banyak sambungan rumah(SR), sehingga dapat memindahkan beban phase yang berat ke phase yang ringan. Data phase pelanggan yang ditunjukkan oleh Mister2000 juga banyak yang tidak valid, sehingga data phase pelanggan di Mister 2000 tidak dapat digunakan sebagai acuan untuk pemerataan beban. Program pemerataan beban pada penelitian untuk penyusunan laporan telaahan staff ini dilakukan terhadap 5 tiang di Jurusan B. Data tiang yang dipindah phase sambungan rumahnya ditampilkan dalam tabel 4.4. Pelaksanaan pemerataan beban memerlukan data phase pelanggan yang akurat. Sedangkan data teknik dari Mister 2000 tidak dapat digunakan, karena data yang ditampilkan tidak valid. Sehingga dalam program pemerataan beban ini, penentuan phase dengan manual, dengan jalan mematikan salah satu fuse phase di gardu, kemudian di atas tiang di cek kabel mana yang tidak bertegangan.
Tabel 4.5. Pemindahan Phase Sambungan Rumah
NO TIANG
ID PEL
AWAL PINDAH KE
26
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Cara manual ini sangat mengganggu pemakaian listrik oleh pelanggan, karena listrik padam nyala beberapa saat. Idealnya digunakan alat utuk mendeteksi phase dalam keadaan jaringan tetap nyala. Ketiadaan alat semacam ini menyebabkan kegiatan pemerataan beban ini belum optimal. Meskipun kurang optimal, tetapi dari hasil pemerataan beban ini didapat hasil berupa penurunan arus netral di Jurusan B dan C. Sehingga penurunan arus netral ini merupakan penekanan losses dengan jalan pemerataan beban Hasil pengukuran beban gardu setelah pekerjaan pemerataan beban adalah: Tabel 4.6. Hasil Pengukuran Beban Setelah Pemerataan Beban
A R U S ( Amper Amper )
JRS
R 180 24,7
S 143 26
T 133 25
465
386
348
N 27 13
Procentage Unbalance
COS MEAN
R
109 399,57
S
T
R
S
T
TGL UKUR 5 DESEMBER 2007 JAM 19:00
4.2.3. Perhitungan Penekanan Penekanan Losses Arus Netral Di Jurusan C
Pengukuran arus netral dilakukan pada rak TR, sehingga hasil ukur arus netral ini merupakan arus netral total keseluruhan dari jaringan tegangan rendah akibat impedansi beban yang tidak seimbang. Perhitungan
losses
disini,
merupakan
suatu
perhitungan
metode
pendekatan, karena arus netral yang mengalir dari setiap pelanggan sukar untuk diukur secara bersamaan. Sehingga perhitungan dilakukan secara proporsional berdasar besar MCB pembatas arus pelanggan sesuai daya kontrak. 27
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Perhitungan arus netral dilakukan dengan jalan menghitung arus yang mengalir melalui hantaran netral SR pelanggan. Besar arus netral tiap pelanggan ini sama dengan arus yang yang mengalir di hantaran phase SR. Perhitungan arus netral netra l dilakukan dengan perbandingan arus netral (sesuai daya kontrak) dengan arus netral pengukuran dari gardu, sehingga dirumuskan sebagai berikut: I N ( Pelanggan)
I N ( KTRK )
I N ( KTRK ) I N ( KTRK )
I N (UKR )
: Arus Netral sesuai dengan besar MCB (daya kontrak) masing-masing masing-masing pelanggan
I N ( KTRK ) : Total arus netral sesuai daya kontrak pada jurusan C I N (UKR )
: Arus Netral Netr al Pengukuran Pengukuran dari gardu
Untuk menghitung losses di kawat netral, maka harus diketahui panjangnya penghantar netral untuk menentukan besarnya tahanan penghantar. Panjang penghantar jaringan diperoleh dari peta topografi jaringan dari mister 2000(terlampir), 2000(terlampir), diukur dengan mistar, kemudian panjang sebenarnya disesuaikan dengan skala. Skala yang digunakan adalah 1 : 2700. Selain data panjang penghantar diperlukan pula data karakteristik dari kabel yang digunakan. Data karakteristik kabel ini didapat dari data sheet kabel yang dikeluarkan dikeluarkan oleh pihak pihak pabrik kabel Tranka( Tranka( PT Terang Kita). Pada Jurusan C gardu E 311P menggunakan kabel SKTR dengan type NYFGBY dengan 2
penampang kabel 10 mm .
28
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Tabel 4.7. Data Elektrikal Kabel NYFGBY Konduktor Tembaga
Current carrying Size
Resistance Capacity at 30°C
Conductor Short Circuit Current Capacity at:
in ground
in air
0,1 s
0,5 s
1,0 s
mm2 10
ohm/km 1,83
A 69
A 60
kA 4,49
kA 2,01
kA 1,42
95
0,193
245
245
42,66
19,08
13,49
Perhitungan tahanan untuk sambungan rumah ke panel adalah adalah sebagai sebagai berikut: R
l km 1,83 10800
100000 0,19764 Sehingga perhitungan losses akibat beban tak seimbang di hantaran netral dapat diperhitungkan dengan menggunakan rumus sebagai berikut: P I N
2
R
Perhitungan lengkap arus netral, losses netral, losses di hantaran phase jurusan C ditampilkan di tabel lampiran.
4.2.4. Perhitungan Penekanan Losses Arus Netral Di Jurusan Jurusan B
Perhitungan arus netral di Jurusan B hampir mirip dengan perhitungan arus netral di jurusan C. Perhitungan arus netral di jurusan B dilakukan per tiang yang mempunyai beban(segmen). Perhitungan arus netral dilakukan dengan 29
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
perbandingan arus netral maksimal(sesuai daya kontrak pelanggan) dengan arus netral pengukuran di gardu. Dirumuskan: IN MAX
IN SGMN IN SGMN IN max
IN UKR
IN MAX
: Arus Netral Pada Segmen-n : Total Perhitungan Arus Netral Jurusan B sesuai dengan daya kontrak pelanggan
IN UKR
: Arus Netral Pengukuran di Gardu
IN MAX
: Hasil Perhitungan Arus Netral Pada Segmen-n sesuai dengan daya kontrak pelanggan
Segmen adalah antara tiang yang mempunyai beban(pelanggan), sehingga perhitungan losses tidak melibatkan tiang tanpa pelanggan (lihat gambar 4.3). Perhitungan arus netral pada segmen-n sesuai daya kontrak pelanggan adalah perhitungan arus netral dengan menggunakan arus phase sesuai dengan besar MCB yang terpasang di pelanggan. Perhitungan arus netral ini menggunakan besar sudut sudut sesuai dengan pengukuran faktor faktor daya di gardu (tabel 4.2 dan tabel tabel 4.5). Perhitungan arus netral menggunakan metoda penjumlahan Pythagoras komponen imaginer dan komponen real dari arus phase pada tiap segmen. IN MAX IN MAX
I Im ag
2
I Re al
2
: Arus Netral Pada Segmen-n sesuai dengan daya kontrak pelanggan
I Im ag
: Komponen Imaginer Arus
I Re al
: Komponen Real Arus
Komponen imaginer dan real didapat dari perhitungan sebagai berikut: I Im ag
I R
cos
I S
I Re al
I R
sin
I S
cos sin
I T
cos
I T sin
30
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
I R
: Arus phase R pada segmen-n( segmen-n(Sesuai Sesuai Daya Kontrak)
I S
: Arus phase S pada segmen-n( segmen-n(Sesuai Sesuai Daya Kontrak)
I T
: Arus phase T pada segmen-n(Sesuai segmen-n(Sesua i Daya Kontrak)
Untuk
mendapatkan
data
panjang
kabel
antar
tiang
yang
berbeban(segmen), maka digunakan peta jaringan dari mister 2000, sehingga sebagai contoh perhitungan sebagai berikut: Pada peta mister 2000 jarak antara tiang CDT 10093 ke CDT 10090 adalah 1,5 cm dengan skala 1:2700, jadi jarak sebenarnya adalah: L R
L P
skala
1,5 2700 4050cm 40,5m Sehingga resistansi antara tiang CDT 10093 ke CDT 10090 adalah R
km 0 , 69
100000 0,027945
l
4050
Dengan perhitungan tersebut diatas dapat dilakukan perhitungan losses pada hantaran netral, hantaran phase sebelum dan sesudah pemerataan beban(lihat lampiran).
31
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
SEGMEN 1 10096
10092
10095 SEGMEN 2 10093
10089 10091 10084 1009010088
10086 10085
SEGMEN 3 SEGMEN 4
10079
10094
10087 10068 10066 10058 10065 10057 10061
10049
10059
10054 10060
10056 10055 10062
10064
10052
10050
119 10053
10063
E 311 P
Gambar 4.3 Gambar Topografi Gardu E 311 P Jurusan B
32
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
4.2.5. Analisa Vektoris
Arus yang mengalir di kawat netral sebenarnya adalah total jumlah arus (secara vektoris) yang mengalir di hantaran phase. Di lapangan arus netral ini sulit untuk menjadi nol, karena beban dari tiap pelanggan tidak mungkin tepat sama persis pada saat yang bersamaan. Tetapi kita dapat merencanakan suatu pemerataan beban, dengan berdasar daya kontrak pelanggan. Sehingga secara diagram, jaringan tegangan rendah dapat digambarkan sebagai berikut:
VT
VS
VR ZR
ZS
ZT
IR IS
IT
N Gambar 4.4. Penyederhanaan Rangkaian JTR
Gambar 4.4. menggambarkan suatu penyederhanan rangkaian JTR mulai dari rak TR(V), JTR dan akhirnya ke peralatan pelanggan (Z). Dari gambar terlihat, bahwa setiap perangkat satu phase pelanggan mengalirkan arus ke netral dengan besar :
I R
V R Z R
; I S
V S Z S
; I T
V T Z T
Dalam satu jurusan, setiap pelanggan terhubung ke masing-masing phase, sehingga arus netral didapat dari penjumlahan secara vektoris arus yang melalui penghantar phase. Dari data beban jurusan B pada tabel 4.2 dan tabel 4.5 dapat dibuat suatu diagram fasor antara arus tiap phase dan besar arus netral berikut besar sudutnya:
33
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Gambar 4.5. dan gambar 4.6. dibuat dengan software AutoCad, yang bertujuan untuk mendapatkan nilai yang presisi. Penggambaran dilakukan dengan menggunakan skala 1:1. Artinya pada gambar AutoCad 1 mm mewakili 1A dan 1V. Dengan melihat dimensi yang ditunjukkan dengan software AutoCad kita dapat menentukan besarnya arus netral berikut dengan besar sudutnya. Berdasarkan gambar besar arus netral adalah: Sebelum pemerataan beban:
I N
98.96
32,48
59,28
0,87
Sesudah pemerataan beban:
I N
Dari gambar terlihat, arus netral merupakan penjumlahan vektoris antara arus phase R, phase S, dan phase T. Apabila ketiga arus ini mempunyai besar yang sama dan terpisah satu satu sama lain dengan sudut yang yang sama (120 ), maka arus ˚
yang mengalir di kawat netral menjadi nol. Hasil arus netral yang didapat dengan menggambarkan dengan diagram vektor ini, berbeda dengan arus netral pengukuran. Hal ini disebabkan karena data yang digunakan untuk menggambar secara vektoris diambil, tidak pada saat yang tepat sama.
4.2.6. Daya yang disalurkan sebelum pemerataan beban
Daya yang disalurkan pada jurusan B sebelum pemerataan: P P R
VI cos
221 207 0.975 44603,33W
PS
220 172 0.952 36023,68W
PT
221 107.2 0.94 22269,73W
36
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Daya yang disalurkan pada jurusan C sebelum pemerataan beban: P
VI cos
P R
220 13 0.977 2794,22W 219,7 67 0.98
P S
14425,50W P T
221 0 0.996 0W
Sehingga total daya yang disalurkan jurusan B dan jurusan C, sebelum pemerataan beban adalah: P
44603,33 36023,68
22269,73
2794,22 14425,5
0
120116,455W
4.2.7. Daya yang disalurkan sesudah pemerataan beban
Total daya yang disalurkan jurusan B sesudah pemerataan beban adalah: P P R
VI cos
219 180 0.966 38079,72W
P S
221 143 0.929 29359,19W
P T
218 133 0.966 28008,20W
Total daya yang disalurkan jurusan C sesudah pemerataan beban adalah: P P R
VI cos
219,4 24,7 0.962 5213,25W
P S
221 26 0.941 5406,99W
P T
219 25 0.973 5327,18W
37
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Sehingga total daya yang disalurkan jurusan B dan jurusan C, sesudah pemerataan beban adalah: P
38079,72
29359,19
28008,20 5213,25 5406,99 5327,18
111394,52W
4.2.8. Presentase Losses Terhadap Total Daya Yang Disalurkan
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan adalah perbandingan losses terhadap daya yang disalurkan dalam prosen. Data besar losses tercantum dalam tabel 3, tabel 5, tabel 6, tabel 7, tabel 8, tabel 9, tabel 10, tabel 11. 4.2.8.1. Presentase losses pada hantaran netral Besar losses yang terjadi di hantaran netral Jurusan B sebelum pemerataan beban ditampilkan dalam tabel 3, dan losses pada hantaran netral di jurusan C ditampilkan dalam tabel 8. Sehingga total losses pada hantaran netral sebelum pemerataan beban adalah sebesar:
Losses N
1006,455 41,5918 1048,0468Watt
Total losses pada hantaran netral sesudah pemerataan beban adalah sebesar: Losses N ' 122,890
2,1634
125,0534Wa tt
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sebelum pemerataan beban adalah sebesar:
% Losses
P LOSSES PTOT
1048,0468 120116,455
100% 100%
0,87%
38
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sesudah pemerataan beban adalah sebesar: P LOSSES PTOT
% Losses '
100%
125,0534
100%
111394,52 0,11%
Sehingga penekanan losses di hantaran netral dengan program pemerataan beban ini adalah sebesar: Losses
% Losses 0,87%
% Losses '
0,11%
0,76% Prosentase penekanan losses ini jika dibandingkan dengan daya yang disalurkan sebelum pemerataan beban, maka akan didapatkan penekanan losses di hantaran netral (dalam watt) sebesar: Losses (W )
120116,455
0,76 100
912,88W
4.2.8.2. Prosentase losses pada hantaran phase Losses yang terjadi di hantaran phase sebelum pemerataan beban adalah sebesar: Losses P
9008,900 76,8467 9085,7467Watt
Losses yang terjadi di hantaran phase sesudah pemerataan beban adalah sebesar: Losses P ' 7507,809
75,3750
7583,184Wa tt
39
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sebelum pemerataan beban adalah sebesar:
P LOSSES PTOT
% Losses
100%
9085,7467 120116,455
100%
7,56% Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sesudah pemerataan beban adalah sebesar: P LOSSES PTOT
% Losses '
7583,184 111394,52
100% 100%
6,81%
Sehingga penekanan losses di hantaran netral dengan program pemerataan beban ini adalah sebesar: Losses
% Losses 7,56%
% Losses '
6,81%
0,75% Prosentase penekanan losses ini jika dibandingkan dengan daya yang disalurkan sebelum pemerataan beban, maka akan didapatkan penekanan losses di hantaran phase (dalam watt) sebesar: Losses (W )
120116,455
0,75 100
900,87W
4.2.9. Kajian Finansial Pemerataan Beban Di Gardu E 311P
Sub bab ini, mengkaji mengenai kelayakan pekerjaan pemerataan beban secara finansial. Pada dasarnya kajian finansial membandingkan antara biaya yang dikeluarkan dengan manfaat yang diperoleh dari suatu pekerjaan. Dalam
40
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
pelaksanaan pelaksanaan pekerjaan pemerataan beban di gardu E 311P, diperlukan biaya-biaya sebagai berikut: BIAYA YANG DIKELUARKAN BIAYA MATERIAL
BIAYA JASA
BIAYA LAIN - LAIN TOTAL
=
Rp445.200,00 Rp445.200,00
Perhitungan rupiah yang berhasil diselamatkan adalah dari penekanan losses di hantaran phase. Perhitungan rupiah ini menggunakan asumsi penggunaan tenaga listrik oleh pelanggan sebesar yang terukur sesuai tabel 4.2 dalam waktu 24 jam sehari, 30 hari sebulan. Energi yang berhasil diselamatkan adalah sebesar: W
P t
900,87 24 30 648626,4 WH 648,626 kWH Dengan besar Tarif Dasar Listrik sebesar Rp. 650,00 didapat penekanan losses dengan pemerataan beban ini sebesar: Rp
W TDL
648,626 650 421607,16
Dari perhitungan biaya yang dikeluarkan dan besar penekanan losses yang diperoleh, dapat dibuat suatu kajian finansial. Dalam kajian finansial ini, dibandingkan antara biaya yang dikeluarkan dengan nilai keuntungan yang
41
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
diperoleh tiap bulan. Dalam kajian finansial ini digunakan suku bunga inflasi sebesar 12% per tahun. Tabel 4.8. Kajian Finansial Pekerjaan Pemerataan Pemerataan Beban Di Gardu E 311P
Bulan
Bulan ke-
Modal / Biaya
(n)
F=P.(1+i)n 445200
Keuntungan n
F=P.[ ((1+i) -1) / i ]
Gambar 4.7. Grafik Kajian Finansial Pemerataan Beban Gardu E 311P
Apabila diasumsikan ketidakseimbangan beban terjadi setiap 6 bulan sekali, maka dari garfik terlihat, di bulan kedua didapat keuntungan yang lebih besar daripada biaya yang dikeluarkan. Sehingga kegiatan pemerataan beban ini, secara finansial layak untuk dilakukan minimal 2 bulan sekali.
42
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
4.3. Pembahasan Pemerataan Beban Di Gardu PM 213
Kegiatan pemerataan beban di gardu PM 213 dilakukan untuk dapat dilakukan evaluasi penekanan losses dengan pemerataan beban dengan metode pengumpulan data dari bagian catat meter dan kwh meter pembanding di gardu. Sebelum dilakukan pekerjaan pemerataan beban, hasil ukur beban di gardu PM 213 adalah sebagai berikut:
Tabel 4.9. Tabel Hasil Ukur Ukur Beban Gardu PM 213
BEBAN (AMPERE)
JUR R
S
T
N
AVERAGE R+S+T
(R+S+T)/3
PHASE UNBALANCE (%) R
S
T
612
642
543
253
1797
Selain mengukur beban, juga diukur pentanahan netral di gardu PM 213. berdasar hasil pengukuran didapat nilai nilai pentanahan netral sebesar 0,5
. Nilai Nilai ini
masih sesuai dengan persyaratan SPLN no 3 tahun 1978, yang mensyaratkan tahan tahanan an pentan pentanahan ahan netral netral maksimal aksimal 5
.
Setelah dilakukan pemerataan beban di jurusan B didapat hasil:
JUR
R 623
BEBAN (AMPERE) AVERAGE S T N R+S+T (R+S+T)/3 635 497 236 1991
PHASE UNBALANCE (%) R S T
43
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
4.3.1. Perhitungan Penekanan Losses
Perhitungan penekanan losses dengan pemerataan beban dilakukan dengan jalan menghitung selisih stand meter antara kwh meter pembanding di gardu dengan kwh meter pelanggan.Di gardu PM 213 semua pelanggan di jurusan B menggunakan meter AMR dengan sistem PLC( Power Line Carrier ), ), sehingga data stand meter pelanggan dapat didownload dari central. Data stand meter periode bulan desember 2007 dari bagian catat meter adalah sebagai berikut: NO
Stand Awal
IDPEL
Nama Pelanggan
Daya
Stand Akhir
Pemakaian
44
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
45
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
46
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
47
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
93766,09
Di rak TR juga terdapat CT untuk pengukuran kwh meter pembanding di gardu yang menunjukkan nilai sebagai berikut: Total kWh Jurusan
Total kWh Pelanggan
112.843,20
93.766,09
Losses (kWh)
Losses (%)
19.077,11
16,91%
Data catatan meter di bulan januari 2008 adalah sebagai berikut:
48
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
49
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
50
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
51
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
98772,46
Data kwh pembanding adalah sebagai berikut:
Total kWh Jurusan Jurusan
Total kWh Pelanggan
Losses (kWh)
Losses (%)
Sehingga penekanan losses yang didapat adalah sebesar: Losses
16.91 16.75 0,16%
Nilai rupiah penekanan losses didapat dari selisih losses dikalikan dengan total kwh jurusan di bulan januari, sehingga didapat nilai sebesar:
52
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
Losses ( kw kwh h ) 118651,20
0,16 100
189.84kWH
Dirupiahkan menjadi: Rp 189.84 * 650
123.397,25
53
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
BAB V PENUTUP
5.1. KESIMPULAN
Dari kegiatan pemerataan beban ini dapat diambil beberapa kesimpulan: 1.
Ketidak seimbangan beban menyebabkan arus mengalir pada hantaran netral. Arus ini menjadi losses yang harus ditanggung PT PLN karena sepanjang sepanjang hantaran netral t erdapat resistansi.
2.
Pemerataan beban dilakukan dengan jalan rewiring sambungan rumah pelanggan dari phase yang berat ke phase yang berbeban ringan.
3.
Dengan program pemerataan beban di gardu E 311P ini, didapat hasil penekanan losses di hantaran netral sebesar 0,76%, dan di hantaran phase sebesar 0,75%.
5.2. SARAN
1.
Untuk memudahkan pemeliharaan atau perbaikan jaringan, sebaiknya data teknik jaringan Mister 2000 tetap dijaga kevalidannya.
2.
Penyambungan pelanggan baru sebaiknya terorganisir dengan baik, dengan melihat data beban jaringan, sehingga tidak terjadi ketimpangan beban antar phase.
3.
Pada jaringan tegangan rendah, sebaiknya dilengkapi dengan tanda identifikasi kabel. Identifikasi terdiri dari asal gardu, jurusan dan phase suatu kabel JTR.
4.
Perlunya
dibuat
suatu
prosedur
kerja
(SOP)
yang
bertujuan
mempertahankan keseimbangan beban, seperti terlampir dalam lampiran. 5.
Untuk memudahkan pekerjaan pemerataan beban, sebaiknya PT PLN membuat suatu alat untuk mengetahui phase(detektor phase) suatu sambungan rumah, ataupun kabel JTR.
6.
Untuk mendapatkan data losses yang real, di setiap gardu distribusi sebaiknya dilengkapi dengan kwh meter pembanding di gardu. 54
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
BAB V PENUTUP
5.1. KESIMPULAN
Dari kegiatan pemerataan beban ini dapat diambil beberapa kesimpulan: 1.
Ketidak seimbangan beban menyebabkan arus mengalir pada hantaran netral. Arus ini menjadi losses yang harus ditanggung PT PLN karena sepanjang sepanjang hantaran netral t erdapat resistansi.
2.
Pemerataan beban dilakukan dengan jalan rewiring sambungan rumah pelanggan dari phase yang berat ke phase yang berbeban ringan.
3.
Dengan program pemerataan beban di gardu E 311P ini, didapat hasil penekanan losses di hantaran netral sebesar 0,76%, dan di hantaran phase sebesar 0,75%.
5.2. SARAN
1.
Untuk memudahkan pemeliharaan atau perbaikan jaringan, sebaiknya data teknik jaringan Mister 2000 tetap dijaga kevalidannya.
2.
Penyambungan pelanggan baru sebaiknya terorganisir dengan baik, dengan melihat data beban jaringan, sehingga tidak terjadi ketimpangan beban antar phase.
3.
Pada jaringan tegangan rendah, sebaiknya dilengkapi dengan tanda identifikasi kabel. Identifikasi terdiri dari asal gardu, jurusan dan phase suatu kabel JTR.
4.
Perlunya
dibuat
suatu
prosedur
kerja
(SOP)
yang
bertujuan
mempertahankan keseimbangan beban, seperti terlampir dalam lampiran. 5.
Untuk memudahkan pekerjaan pemerataan beban, sebaiknya PT PLN membuat suatu alat untuk mengetahui phase(detektor phase) suatu sambungan rumah, ataupun kabel JTR.
6.
Untuk mendapatkan data losses yang real, di setiap gardu distribusi sebaiknya dilengkapi dengan kwh meter pembanding di gardu. 54
TABEL 1 DATA PELANGGAN JURUSAN B GARDU E 311P DAYA
IMAX
5 47 1 0 35 1 4 4 2 0 5 47 1 0 10 5 7 5 53
DJMINO DJ LAOREN A L
450 22 0 0
2 10
CDT-10052 CDT-10052
R1 R1
R R
ID PEL
NAM A
NO TIANG TARIF FASE
KET
MISTER 2000= R MISTER 2000= R
ID PEL NAM A
DAYA
IMAX
NO TIANG TARIF FASE
KET
ID PEL NAM A
DAYA
IMAX
5 47 1 0 37 5 4 8 20 5 47 1 0 39 8 4 0 35
SIDIK PAMBUKO LUKM AN ALATAS
13 0 0 13 0 0
6 6
CDT-10090 CDT-10090
R1 R1
R R
5 47 1 0 27 4 8 1 3 2 5 47 1 0 39 0 0 3 37 5 47 1 0 04 6 7 7 58 5 47 1 0 01 8 5 7 16 5 47 1 0 39 0 0 3 29 5 47 1 0 39 6 7 7 36 5 47 1 0 10 2 9 8 1 2
M OH RUSDI MO HARSONO HARJADINAT WARSONO HARJADINAT IDUP SUMANTRI WARSONO HARJA DINA IDUP SUMANTRI K USRIYAH KU
13 0 0 900 13 0 0 13 0 0 900 900 900
6 4 6 6 4 4 4
CDT-10091 CDT-10091 CDT-10091 CDT-10091 CDT-10091 CDT-10091 CDT-10091
R1 R1 R1 R1 R1 R1 R1
R R R R S S S
547100183729 547103695351
TA T ATANG TA TATAMG
35 0 0 13 0 0
16 6
CDT-10094 CDT-10094
R1 R1
R S
NO TIANG TARIF FASE
KET
MISTER 2000= T MISTER 2000= T
MISTER 2000= T
MISTER 2000= S MISTER 2000= S MISTER 2000= T MISTER 2000= T MISTER 2000= S MISTER 2000= S
MISTER 2000= R
MISTER 2000= R
ID PEL
NAM A
DAYA
IMAX NO TIANG TARIF FASE
547101695187 5 47 1 0 06 7 2 1 4 6
SU S UKIRMAN R SURANTO
13 0 0 13 0 0
6 6
CDT-10095 CDT-10095
R1 R1
S S
KET
MISTER 2000= S MISTER 2000= R
TABEL 8 Losses Pada Hantaran Netral Sebelum Pemerataan Beban Jurusan C ID PEL
PANJANG JTR(cm) PETA REAL
INMAX
IN
Ohm/km
R (o (ohm)
Losses (Watt) 41,5918
TABEL 9 Losses Pada Hantaran Netral Sesudah Pemerataan Beban Jurusan C ID PEL
PANJANG JTR(cm) PETA REAL
INMAX
IN
Ohm/Km
R (ohm)
Losses (Watt) 2,1634
