Pemerataan Beban Untuk Menekan Losses Jaringan Distribusi Tegangan Rendah

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 ENGINEERING DISTRIBUTION

ANGKATAN VIII

PT PLN(PERSERO)

DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG

AREA JARINGAN KRAMATJATI

2008

ii

LEMBAR PERSETUJUAN

LAPORAN TELAAHAN STAFF DENGAN JUDUL:

EVALUASI PEMERATAAN BEBAN UNTUK MENEKAN LOSSES

JARINGAN TEGANGAN RENDAH DI GARDU E311P DAN PM 213

Telah diperiksa dan disetujui untuk diajukan dalam sidang Telaahan Staff Siswa

On The Job Training Bidang Engineering Distribusi PT PLN (Persero) Distribusi

Jakarta Raya dan Tangerang

Jakarta, Februari 2008

iii

KATA 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).

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

iv

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 phase, pada akhirnya sistem distribusi 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 Jakarta Raya Dan

Tangerang.

Kata kunci: Beban Tak Seimbang, Jaringan Tegangan Rendah, Arus Netral

v

DAFTAR ISI

Halaman Judul ................................ ................................ ......................... i

Lembar Persetujuan ................................ ................................ ................ ii

Kata Pengantar ................................ ................................ ........................ iii

Abstrak ................................ ................................ ................................ ..... iv

Daftar Isi ................................ ................................ ................................ .. v

Daftar Gambar ................................ ................................ ......................... vii

Daftar Tabel ................................ ................................ .............................viii

BAB I PENDAHULUAN ................................ ................................ ......... 1

1.1. Latar Belakang ................................ ................................ ............... 1

1.2. Batasan Masalah ................................ ................................ ............. 1

1.3. Metodologi 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 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

vi

3.7.3. Beban Seimbang Terhubung Y ................................ .................. 15

3.7.4. Beban Tak Seimbang Terhubung Delta ................................ ...... 15

3.7.5. Beban Tak Seimbang Terhubung Y ................................ ........... 16

3.8. Losses Pada Jaringan Distribusi ................................ ...................... 18

3.8.1. Losses Pada Penghantar Phase ................................ ................... 18

3.8.2. Losses Akibat Beban Tidak Seimbang ................................ ....... 18

3.8.3. Losses Pada Sambungan Tidak Baik ................................ .......... 19

BAB IV PEMBAHASAN ................................ ................................ ......... 20

4.1. Metode Pengumpulan Data ................................ ............................. 20

4.2. Pembahasan Pemerataan Beban Di Gardu E 311 P .......................... 21

4.2.1. Kegiatan Pemerataan Beban Jurusan C Gd E 311P(SKTR) ....... 22

4.2.2. Kegiatan Pemerataan Beban Jurusan B Gd E 311P(SUTR) ........ 25

4.2.3. Perhitungan Penekanan Losess Arus Netral Di Jrsn C ................ 27

4.2.4. Perhitungan Penekanan Losses Arus Netral Di Jurusan B ......... 29

4.2.5. Analisa Vektoris ................................ ................................ ........ 33

4.2.6. Daya Yang Disalurkan Sebelum Pemerataan Beban ................... 36

4.2.7. Daya Yang Disalurkan Sesudah Pemerataan Beban ................... 37

4.2.8. Presentase Losses Terhadap Total Daya Yang Disalurkan .......... 38

4.2.8.1. Prosentase losses pada hantaran netral ................................ .. 38

4.2.8.2 Prosentase losses pada hantaran phase ................................ .. 39

4.2.9. Kajian Finansial Pemerataan Beban Di Gardu E 311P ............... 40

4.3. Pembahasan Pemerataan Beban Di Gardu PM 213 .......................... 43

4.3.1. Perhitungan Penekanan Losses ................................ .................. 44

BAB V PENUTUP ................................ ................................ .................... 54

5.1. Kesimpulan ................................ ................................ ..................... 54

5.2. Saran ................................ ................................ .............................. 54

DAFTAR PUSTAKA ................................ ................................ ............... 55

LAMPIRAN –LAMPIRAN ................................ ................................ ..... 56

vii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 3.1. 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 tiga fase sebagai tiga sistem fase tunggal ................ 13

Gambar 3.8. Bentuk gelombang pada sistem tiga fase ............................ 13

Gambar 3.9. Sistem Y dan Sistem Delta ................................ ................ 14

Gambar 3.10. Beban tak seimbang terhubung Delta ............................... 16

Gambar 3.11. Beban tak seimbang terhubung bintang empat kawat ....... 17

Gambar 3.12. Diagram Fasor Beban tak Seimbang ................................ 17

Gambar 3.13. Sambungan Kabel ................................ ........................... 19

Gambar 4.1. Panel CDT 16409 beban tidak merata ................................ 24

Gambar 4.2. Panel CDT 16409 Setelah Pemerataan Beban .................... 25

Gambar 4.3. Gambar Topografi Gardu E 311P Jurusan B ...................... 32

Gambar 4.4. Penyederhanaan 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

viii

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1. Karakteristik Twisted Kabel Alumunium (NFA 2x) .............. 10

Tabel 4.1. Pengukuran Gardu Oleh Petugas Posko Condet ..................... 21

Tabel 4.2. Tabel Hasil Ukur Beban Gardu Dari Survey .......................... 22

Tabel 4.3. Hasil Ukur Beban Pelanggan ................................ ................. 23

Tabel 4.4. Perencanaan Pemerataan Beban Jurusan C Gd E 311P .......... 24

Tabel 4.5. Pemindahan Phase Sambungan Rumah ................................ . 26

Tabel 4.6. Hasil Pengukuran Beban Setelah Pemerataan Beban ............. 27

Tabel 4.7. Data Elektrikal Kabel NYFGBY Konduktor Tembaga .......... 29

Tabel 1. Data Pelanggan Jurusan B Gardu E 311P ................................ . 44

Tabel 2. Perhitungan Arus Netral(Sesuai Daya Kontrak) Sebelum

Pemerataan Beban Jurusan B ................................ .................... 48

Tabel 3. Losses Pada Hantaran Netral Sebelum Pemerataan Jurusan B .. 49

Tabel 4. Perhitungan Arus Netral(Sesuai Daya Kontrak) Sesudah

Pemerataan Beban Jurusan B ................................ .................... 50

Tabel 5. Losses Pada Hantaran Netral Sesudah Pemerataan Jurusan B ... 51

Tabel 6. Losses Pada Hantaran Phase Sebelum Pemerataan Jurusan B ... 52

Tabel 7. Losses Pada Hantaran Phase Sesudah Pemerataan Jurusan B ... 53

Tabel 8. Losses Pada Hantaran Netral Sebelum Pemerataan Jurusan C .. 54

Tabel 9. Losses Pada Hantaran Netral Sesudah Pemerataan Jurusan C ... 54

Tabel 10. Losses Pada Hantaran Phase Sebelum Pemerataan Jurusan C .. 55

Tabel 11. Losses Pada Hantaran Phase Sesudah Pemerataan Jurusan C .. 55

PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

PT PLN merupakan perusahaan penyedia listrik untuk umum satu-

satunya 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 rendah. Program 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,


2

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 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 dengan orang – orang terkait yang sudah berpengalaman

di jaringan tegangan rendah.


3

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 oleh 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 120 (tergantung dari besar faktor daya dari masing –masing beban).


4

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 transformator).

Pemakaian tegangan tinggi ini diperlukan untuk berbagai alasan efisiensi,

antara lain, penggunaan penampang penghantar menjadi efisien, karena arus 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 di-

bangkitkan 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.


5

Gambar 3.1. Gambaran Umum Distribusi Tenaga Listrik

TM

TT/TET

TM

Pembangkit Listrik

GI Trafo Penaik

GI Trafo Penurun

Ke Pemakai TM

Ke GD

GD Trafo Distribusi

TR

KWh meter

Instalasi Pemakai TR

Pembangkit

Saluran Transmisi

Saluran Distribusi Primer

Saluran Distribusi Sekunder

Utilisasi


6

3.2. JARINGAN TEGANGAN MENENGAH

Jaringan Tegangan Menengah adalah jaringan tenaga listrik yang berfungsi

untuk menghubungkan gardu induk sebagai suplay tenaga listrik dengan gardu-

gardu 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.

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.

150/20kV

Busbar 20 kV

Gardu Distribusi


7

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 induk, memerlukan sistem proteksi yang lebih rumit biasanya

menggunakan rele arah(bidirectional). Sistem ini mempunyai kehandalan yang

lebih tinggi dibanding sistem yang lain.

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.

PMT

150/20

OPEN LOOP DARI 2 GI

150/20kV

Busbar 20 kV

150/20kV

Gardu Distribusi

OPEN LOOP DARI 1 GI


8

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


9

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 :

aNN

EE

2

1

2

1

atau E1 = a E2 E1 I1 = E2 I2

atau I1 N1 = I2N2

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) dan penghantar berisolasi(kabel).

Penghantar tak berisolasi mempunyai berbagai kelemahan, seperti rawan

pencurian dan rawan terjadi gangguan phase-phase maupun phase-netral. Tetapi


10

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

ukuran kabel yang digunakan adalah 3x 70 + 50 mm2. Dengan karakteristik

elektris sebagai berikut:

Tabel 3.1. Karakteristik Twisted Kabel Alumunium (NFA 2x)

Phase Neutral Public Lighting Resistance Max Current Resistance Resistance Max Current Size of Cable

ohm/km A ohm/km ohm/km A 2x16 1,91 72 1,91 3x70+1x50 0,443 196 0,69

Sumber: Overhead Transmission And Distribution Line Conductor

PT Jembo Cable Company


11

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 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

core TR dengan diameter 240 mm2.

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


12

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 dalam kondisi jaringan 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 menjadi lebih sedikit. Sedangkan alasan kestabilan 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 :


13

3

2jVe

3

2jVe

V

Gambar 3.7. Sistem tiga fase sebagai tiga sistem fase tunggal.

32cos

32cos

cos

tVv

tVv

tVv

c

b

a

Sedangkan bentuk gelombang dari sistem tiga fase yang merupakan fungsi

waktu ditunjukkan pada gambar berikut.

Gambar 3.8 Bentuk gelombang pada sistem tiga fase

VP

-VP


14

Pada gambar nampak bahwa antara tegangan fase satu dengan yang

lainnya mempunyai perbedaan fase sebesar 120o atau 2 /3. Pada umumnya fase

dengan sudut fase 0o disebut dengan fase R, fase dengan sudut fase 120o disebut

fase S dan fase dengan sudut fase 240o disebut dengan fase T. Perbedaaan sudut

fase tersebut pada pembangkit dimulai dari adanya kumparan yang masing-

masing tersebar secara terpisah dengan jarak 120o.

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.

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.


15

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

sama besar tetapi terpisah dengan sudut sebesar 120o, dan dikenal dengan arus

fase atau arus beban. Untuk keadaan yang demikian, maka dalam rangkaian akan

berlaku :

sincos

333

33

22

SQSP

ZIZV

IVaIVS

IV

IV

Z

II

VV

adeltelindelta

elinelinelindeltdeltadelta

line

line

delta

adeltdelta

linedelta

linedelta

3.7.3. BEBAN SEIMBANG TERHUBUNG Y

Untuk sumber dan beban yang tersambung bintang (star) atau Y,

hubungan antara besaran listriknya adalah sebagai berikut :

sincos

333

3

3

22

SQSP

ZIZVeIVIVS

IV

IVZ

II

VV

starlinestar

linelinlinestarstarstar

line

line

star

starstar

linestar

linestar

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


16

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 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.


17

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


18

3.8. LOSSES PADA JARINGAN DISTRIBUSI

Yang dimaksud losses adalah perbedaan antara energi listrik yang

disalurkan ( Ns) dengan energi listrik yang terpakai (NI).

%100Ns

NINsLosses

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:

LRIPLXRIV

...3)sincos(

2

Sedangkan jika beban tersebar merata di sepanjang jaringan maka rugi

energi yang timbul adalah:

LRIP

LXRIV

..2

.3

)sincos.(2

2

2

Dengan:

I : Arus yang mengalir pada penghantar (Ampere)

R : Tahanan pada penghantar (Ohm / km)

X : Reaktansi pada penghantar (Ohm /km)

cos : Faktor daya 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.


19

Arus yang mengalir di sepanjang kawat netral, akan menyebabkan rugi

daya di sepanjang kawat netral sebesar:

RIP N .2

3.8.3. LOSSES PADA SAMBUNGAN TIDAK BAIK(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

Gambar 3.13. Sambungan Kabel

Besarnya rugi-rugi energi pada sambungan dirumuskan:

RIP .2

P = Losses yang timbul pada konektor

I = Arus yang mengalir melalui konektor

R = Tahanan konektor.

I

R

I

R


20

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 cos digunakan untuk analisa vektoris.

3. Melakukan pemerataan beban di gardu E 311P dan PM 213, dengan jalan re-

distribusi 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 download database Mister 2000)

6. Mencari data karakteristik kabel dari unit Logistik.


21

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

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

A R U S ( Amper ) KETERANGAN GARDU JRS

R S T N R+S+T

TEGANGAN

SEKUNDER TRAFO

(Volt)

Gardu : E 311 P TRAFO A 99 84 72 18 255 R - S = 387

Type : RMU KVA : 400 kVA B 186 193 94 94 473 R - T = 387

Penyulang : PENA Merk : TRAFINDO C 17 38 0 26 55 S - T = 387

Jml Trap : No.Seri / Thn : D 137 140 124 33 401

Trap ke : Cubicle : SIEMENS

439 455 290 171 1184

Tgl Ukur : 29/09/2007 RAK TR

Jam Ukur : 19:15 Jml Jurusan : 4 bh R - N = 225

Jrsn Terpakai : 4 bh S - N = 225

Alamat : JL. RY TENGAH T - N = 225

GEDONG ASRI


22

konduktor alumunium 3 x 70 + 50 mm2. Sedangkan pada jurusan C merupakan

Saluran Kabel Tegangan Rendah yang ditanam di bawah tanah dengan type

NYFGBY, dengan konduktor tembaga 2 x 10 mm2.

Tabel 4.2. Tabel Hasil Ukur Beban Gardu Dari Survey

A R U S ( Amper ) COS Procentage Unbalance JRS R S T N MEAN R S T R S T

207 172 107,2 79

13 67 0 57

423 442,5 291 178 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 terbaca beban T di jurusan C adalah 0 (tabel 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:


23

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


24

547104053797

CDT 16409

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 Arus Pengukuran ID PEL

R S T ID PEL

R S T 1,8 1,8 2,4 2,4 6 6 4,2 4,2 3,1 3,1 7,5 7,5

4,2 4,2

11,4 11,4 2,1 2,1 2,3 2,3 1,2 1,2 8,2 8,2

547104053797 1 547104053797 1

TOTAL 13,9 41,5 0 TOTAL 18,3 18,7 18,4


25

Sesuai dengan perencanaan pemerataan beban seperti di atas, wiring

sambungan rumah pelanggan di panel CDT 16409 diubah menjadi berikut ini:

547104053797

CDT 16409

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 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 phase di Jurusan B, tiang CDT 10081 bukan jurusan B. karena

pada tiang CDT 10081 semua phase masih bertegangan.


26

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


27

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 ) COS Procentage Unbalance JRS

R S T N MEAN R S T R S T

180 143 133 27

24,7 26 25 13

465 386 348 109 399,57 TGL UKUR 5 DESEMBER 2007 JAM 19:00

4.2.3. Perhitungan 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.


28

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 mengalir di hantaran phase SR. Perhitungan arus netral

dilakukan dengan perbandingan arus netral (sesuai daya kontrak) dengan arus

netral pengukuran dari gardu, sehingga dirumuskan sebagai berikut:

)()(

)()( UKRN

KTRKN

KTRKNPelangganN I

II

I

)(KTRKNI : Arus Netral sesuai dengan besar MCB (daya kontrak)

masing-masing pelanggan

)(KTRKNI : Total arus netral sesuai daya kontrak pada jurusan C

)(UKRNI : Arus Netral 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), 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 oleh pihak pabrik kabel Tranka( PT Terang Kita). Pada Jurusan

C gardu E 311P menggunakan kabel SKTR dengan type NYFGBY dengan

penampang kabel 10 mm2.


29

Tabel 4.7. Data Elektrikal Kabel NYFGBY Konduktor Tembaga

Current carrying Capacity at 30° C

Conductor Short Circuit Current Capacity at: Size Resistance

in ground in air 0,1 s 0,5 s 1,0 s

mm2 ohm/km A A kA kA kA

10 1,83 69 60 4,49 2,01 1,42

95 0,193 245 245 42,66 19,08 13,49 Perhitungan tahanan untuk sambungan rumah ke panel adalah sebagai

berikut:

0,19764100000

1080083,1

lkm

R

Sehingga perhitungan losses akibat beban tak seimbang di hantaran netral

dapat diperhitungkan dengan menggunakan rumus sebagai berikut:

RIP N2

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 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


30

perbandingan arus netral maksimal(sesuai daya kontrak pelanggan) dengan arus

netral pengukuran di gardu. Dirumuskan:

UKRMAX

MAXSGMN IN

INININ

SGMNIN : Arus Netral Pada Segmen-n

maxIN : Total Perhitungan Arus Netral Jurusan B sesuai dengan daya

kontrak pelanggan

UKRIN : Arus Netral Pengukuran di Gardu

MAXIN : 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 sesuai dengan pengukuran faktor daya di gardu (tabel 4.2 dan tabel

4.5).

Perhitungan arus netral menggunakan metoda penjumlahan Pythagoras

komponen imaginer dan komponen real dari arus phase pada tiap segmen.

2Re

2Im alagMAX IIIN

MAXIN : Arus Netral Pada Segmen-n sesuai dengan daya kontrak

pelanggan

agI Im : Komponen Imaginer Arus

alI Re : Komponen Real Arus

Komponen imaginer dan real didapat dari perhitungan sebagai berikut:

sinsinsincoscoscos

Re

Im

TSRal

TSRag

IIIIIIII


31

RI : Arus phase R pada segmen-n(Sesuai Daya Kontrak)

SI : Arus phase S pada segmen-n(Sesuai Daya Kontrak)

TI : Arus phase T pada segmen-n(Sesuai 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:

mcm

skalaLL PR

5,404050

27005,1

Sehingga resistansi antara tiang CDT 10093 ke CDT 10090 adalah

0,027945

4050100000

69,0

lkm

R

Dengan perhitungan tersebut diatas dapat dilakukan perhitungan losses

pada hantaran netral, hantaran phase sebelum dan sesudah pemerataan beban(lihat

lampiran).


32

Gambar 4.3 Gambar Topografi Gardu E 311 P Jurusan B

SEGMEN 4 SEGMEN 3

SEGMEN 2

SEGMEN 1

10091

10053

10060

10059

10055 10056

10084

10086

10089

10088 10090

10093

10096

10095

10094 10087

10085

10079

10068

10066

10065

10049

10054

119

10057

10058

10061

10062

10063 10064

10052 10050

E 311 P

10092


33

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:

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 :

R

RR Z

VI ; S

SS Z

VI ; T

TT Z

VI

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:

ZR ZS ZT

N

VR VS VT

IR

IS IT


36

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:

48,3296.98NI

Sesudah pemerataan beban:

87,028,59NI

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 sama lain dengan sudut 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:

22269,73W

94.02.10722136023,68W

952.017222044603,33W

975.0207221cos

TP

SP

RPVIP


37

Daya yang disalurkan pada jurusan C sebelum pemerataan beban:

0W

996.0022114425,50W

98.0677,2192794,22W

977.013220cos

TP

SP

RPVIP

Sehingga total daya yang disalurkan jurusan B dan jurusan C, sebelum

pemerataan beban adalah:

W120116,45505,1442522,279473,2226968,3602333,44603P

4.2.7. Daya yang disalurkan sesudah pemerataan beban

Total daya yang disalurkan jurusan B sesudah pemerataan beban adalah:

28008,20W

966.013321829359,19W

929.014322138079,72W

966.0180219cos

TP

SP

RPVIP

Total daya yang disalurkan jurusan C sesudah pemerataan beban adalah:

5327,18W

973.0252195406,99W

941.0262215213,25W

962.07,244,219cos

TP

SP

RPVIP


38

Sehingga total daya yang disalurkan jurusan B dan jurusan C, sesudah

pemerataan beban adalah:

111394,52W5327,185406,995213,2528008,2029359,1938079,72P

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:

att1048,0468W41,59181006,455NLosses

Total losses pada hantaran netral sesudah pemerataan beban adalah

sebesar:

tt125,0534Wa2,1634122,890'NLosses

Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sebelum pemerataan

beban adalah sebesar:

0,87%

%100120116,4551048,0468

%100%TOTP

LOSSESPLosses


39

Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sesudah pemerataan


0,11%

%100111394,52125,0534

%100'%TOTP

LOSSESPLosses

Sehingga penekanan losses di hantaran netral dengan program pemerataan

beban ini adalah sebesar:

%76,0%11,0%87,0

'%% LossesLossesLosses

Prosentase penekanan losses ini jika dibandingkan dengan daya yang

disalurkan sebelum pemerataan beban, maka akan didapatkan penekanan losses di

hantaran netral (dalam watt) sebesar:

912,88W1000,76120116,455)(WLosses

4.2.8.2. Prosentase losses pada hantaran phase

Losses yang terjadi di hantaran phase sebelum pemerataan beban adalah

sebesar:

att9085,7467W76,84679008,900PLosses

Losses yang terjadi di hantaran phase sesudah pemerataan beban adalah

sebesar:

tt7583,184Wa75,37507507,809'PLosses


40

Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sebelum pemerataan


%56,7

%100120116,4559085,7467

%100%TOTP

LOSSESPLosses

Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sesudah pemerataan


%81,6

%100111394,527583,184

%100'%TOTP

LOSSESPLosses

Sehingga penekanan losses di hantaran netral dengan program pemerataan

beban ini adalah sebesar:

%75,0%81,6%56,7

'%% LossesLossesLosses

Prosentase penekanan losses ini jika dibandingkan dengan daya yang

disalurkan sebelum pemerataan beban, maka akan didapatkan penekanan losses di

hantaran phase (dalam watt) sebesar:

900,87W1000,75120116,455)(WLosses

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


41

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

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:

kWH 648,626 WH648626,4

302487,009tPW

Dengan besar Tarif Dasar Listrik sebesar Rp. 650,00 didapat penekanan

losses dengan pemerataan beban ini sebesar:

421607,16650626,648

TDLWRp

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


42

diperoleh tiap bulan. Dalam kajian finansial ini digunakan suku bunga inflasi

sebesar 12% per tahun. Tabel 4.8. Kajian Finansial Pekerjaan Pemerataan Beban Di Gardu E 311P

Bulan ke- Modal / Biaya Keuntungan Bulan (n) F=P.(1+i)n F=P.[ ((1+i)n-1) / i ]

445200

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.


43

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 Beban Gardu PM 213

BEBAN (AMPERE) AVERAGE PHASE UNBALANCE (%) JUR

R S T N R+S+T (R+S+T)/3 R S T

612 642 543 253 1797

Selain mengukur beban, juga diukur pentanahan netral di gardu PM 213.

berdasar hasil pengukuran didapat nilai pentanahan netral sebesar 0,5 . Nilai ini

masih sesuai dengan persyaratan SPLN no 3 tahun 1978, yang mensyaratkan

tahanan pentanahan netral maksimal 5 .

Setelah dilakukan pemerataan beban di jurusan B didapat hasil:

BEBAN (AMPERE) AVERAGE PHASE UNBALANCE (%) JUR R S T N R+S+T (R+S+T)/3 R S T

623 635 497 236 1991


44

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 IDPEL Nama Pelanggan Daya Stand Awal

Stand Akhir Pemakaian


45


46


47


48

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 Losses (kWh) Losses (%) 112.843,20 93.766,09 19.077,11 16,91%

Data catatan meter di bulan januari 2008 adalah sebagai berikut:


49


50


51


52

98772,46

Data kwh pembanding adalah sebagai berikut:

Total kWh Jurusan Total kWh Pelanggan Losses (kWh) Losses (%)

Sehingga penekanan losses yang didapat adalah sebesar:

%16,075.1691.16Losses

Nilai rupiah penekanan losses didapat dari selisih losses dikalikan dengan

total kwh jurusan di bulan januari, sehingga didapat nilai sebesar:


53

kWH

kwhLosses

84.189100

16,020,118651)(

Dirupiahkan menjadi:

123.397,25650*84.189Rp


54

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 hantaran netral terdapat 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

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 hantaran netral terdapat 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.

ID PEL NAMA DAYA IMAX NO TIANG TARIF FASE KET

547103514420 DJMINO 450 2 CDT-10052 R1 R MISTER 2000= R 547101057553 LAOREN A L 2200 10 CDT-10052 R1 R MISTER 2000= R

TABEL 1DATA PELANGGAN JURUSAN B GARDU E 311P



547103754820 SIDIK PAMBUKO 1300 6 CDT-10090 R1 R MISTER 2000= T547103984035 LUKMAN ALATAS 1300 6 CDT-10090 R1 R MISTER 2000= T

547102748132 MOH RUSDI 1300 6 CDT-10091 R1 R MISTER 2000= T 547103900337 HARSONO HARJADINATA 900 4 CDT-10091 R1 R MISTER 2000= S547100467758 WARSONO HARJADINATA1300 6 CDT-10091 R1 R MISTER 2000= S547100185716 IDUP SUMANTRI 1300 6 CDT-10091 R1 R MISTER 2000= T 547103900329 WARSONO HARJA DINARTA900 4 CDT-10091 R1 S MISTER 2000= T 547103967736 IDUP SUMANTRI 900 4 CDT-10091 R1 S MISTER 2000= S 547101029812 KUSRIYAH 900 4 CDT-10091 R1 S MISTER 2000= S

547100183729 TATANG 3500 16 CDT-10094 R1 R MISTER 2000= R 547103695351 TATAMG 1300 6 CDT-10094 R1 S MISTER 2000= R


547101695187 SUKIRMAN 1300 6 CDT-10095 R1 S MISTER 2000= S547100672146 R SURANTO 1300 6 CDT-10095 R1 S MISTER 2000= R

PETA REAL

41,5918

PETA REAL

2,1634

IN

TABEL 8 Losses Pada Hantaran Netral Sebelum Pemerataan Beban Jurusan C

TABEL 9Losses Pada Hantaran Netral Sesudah Pemerataan Beban Jurusan C

Losses (Watt)

Ohm/Km R (ohm) Losses (Watt)

ID PEL PANJANG JTR(cm) INMAX IN Ohm/km R (ohm)

ID PEL PANJANG JTR(cm) INMAX

Documents

Pemerataan Beban Untuk Menekan Losses Jaringan Distribusi Tegangan Rendah