JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 - 72, ISSN 1412-0372
ANALYSIS OF POWER LOSSES CALCULATION IN MEDIUM VOLTAGE NETWORK OF FEEDER SERIMPI, PAM 1 AND PAM 2 AT NETWORK
AREA GAMBIR PT.PLN (PERSERO) DISTRIBUSION JAKARTA RAYA
AND TANGERANG
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi*Dosen-Dosen Jurusan Teknik Elektro-FTI, Universitas Trisakti
AbstractPower losses at medium voltage network distribution systems cannot be avoided. Although its value is difficult to know exactly but it can be calculate. The value is influenced by load and line resistance, it is one of the aspects of efficiency on power electric distribution. This paper uses two calculation methods. The first method is basic formula which PLN usually use based on field data acquisitioned. The second method is calculation based on research estimation power losses per year; this method is providing (IEEE, 2006: 1092).
Keywords: Medium Voltage Network, Distribution Feeder, Llosses.
1. Pendahuluan.Energi listrik umumnya dibangkitkan oleh pusat pembangkit tenaga
listrik yang jauh dari perkotaan dimana para pelanggan umumnya berada. Proses penyaluran tenaga listrik umumnya terdiri dari tiga tahap, yaitu: proses pembangkitan, transmisi dan distribusi.
Perkembangan berbagai sektor kehidupan membawa pengaruh terhadap pertumbuhan jumlah beban. Pertumbuhan jumlah beban yang pesat harus diikuti dengan keandalan pasokan dan mutu pelayanan listrik yang baik termasuk mengurangi frekuensi pemadaman dan menjaga mutu tegangan sistem.
Dengan meningkatnya beban, besarnya rugi-rugi oleh adanya tahanan pada penghantar akan semakin meningkat pula. Jatuh tegangan terjadi cukup besar apabila jarak pelanggan dengan gardu distribusi terlalu jauh sehingga menaikan rugi-rugi daya (losses) secara signifikan. Rugi-rugi (losses) berbanding lurus dengan tahanan penghantar dan kuadrat arus beban. Selain itu rugi-rugi daya (losses) dapat juga disebabkan non teknis,
* Alumni Jurusan Teknik Elektro FTI, Universitas Trisakti
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
seperti pencurian daya listrik. Gambar 1. merupakan bagan penyampaian tenaga listrik ke pelanggan (Marsudi, djiteng, 2005: 10).
Gambar 1. Bagan Penyampaian Tenaga Listrik ke Pelanggan
2. Sistem Penyaluran Tenaga ListrikProses penyampaian energi listrik terdapat empat hal pokok yang
sangat mendasar, yakni: pembangkitan, penyaluran (transmisi), distribusi dan instalasi (konsumen). Gambar 2. menunjukkan skema diagram penyaluran tenaga listrik (Basri, 1997: 5).
Gambar 2. Skema Diagram Penyaluran Tenaga Listrik
3. Rugi-Rugi Pada Sistem Tenaga ListrikSetiap peralatan listrik yang digunakan tidak selamanya bekerja
dengan sempurna. Semakin lama waktu pemakaian maka akan berkurangnya efisiensi dari peralatan tersebut sehingga akan mengakibatkan rugi-rugi yang semakin besar pula (Hadi, Abdul, 1994: 3).
54
Trafo Step-up
Trafo Step-down
Pembangkit TransmisiDistribusi Primer
Trafo Distribusi
Distribusi Sekunder
Trafo Distribusi
Trafo Distribusi
Konsumen
Pusat Pembangkit PLTU, PLTG, PLTA, PLTP, PLTD
Saluran Udara
Tegangan Menengah (SUTM)
Gardu Distribusi
Saluran Udara Tegangan Rendah (SUTR)
Saluran Udara Tegangan Tinggi
(SUTT) Gardu Induk
Saluran Kabel Bawah Tanah Pelanggan Besar / Industri
Pelanggan Domistik
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
Rugi-rugi pada sistem tenaga listrik dibagi menjadi dua yaitu:1. Rugi-rugi sistem transmisi yaitu Rugi-rugi transformator step up
(trafo tegangan tinggi), saluran transmisi, dan transformator di gardu induk
2. Rugi-rugi pada sistem distribusi yaitu Rugi-rugi pada feeder utama (penyulang utama) serta jaringan, transformator distribusi, peralatan distribusi, dan pengukuran.
Rugi-rugi pada sistem tenaga listrik menurut sumber terbagi menjadi:1. Rugi-rugi teknis.
Rugi-rugi teknis (susut teknis) muncul akibat sifat daya hantar material/peralatan listrik itu sendiri yang sangat bergantung dari kualitas bahan dari material/peralatan listrik tersebut, jika pada jaringan maka akan sangat bergantung pada konfigurasi jaringannnya.
2. Rugi-rugi non teknis.Rugi-rugi non teknis muncul akibat adanya masalah pada penyaluran sistem tenaga listrik. Untuk mengantisipasi rugi non teknis yang sering terjadi seperti pencurian dan penyambungan listrik secara ilegal maka PLN harus melakukan langkah seperti melakukan pemeriksaan ke setiap pelanggan dan melakukan tindakan pemutusan aliran listrik serta melaporkan ke pihak berwajib jika terbukti adanya tindak pencurian dan penyambungan listrik secara ilegal
4. Rugi-Rugi Teknis Pada Sistem Tenaga ListrikMencari rugi-rugi teknis pada sistem tenaga listrik menggunakan
metode pertama yang digunakan secara umum oleh PLN dan metode kedua yang bersumber dari IEEE.
4.1. Metode 1Perhitungan rugi-rugi energi secara teoritis untuk mendapatkan
nilai rugi-rugi energi jaringan distribusi sebagai pembanding terhadap nilai rugi-rugi hasil pengukuran lapangan. Sumber dari PLN Evaluasi Rugi-rugi di jaringan PLN distribusi Jakarta Raya dan Tangerang.
4.1.1. Rugi-Rugi Daya (Losses)Rugi-rugi daya merupakan rugi-rugi yang terjadi akibat adanya
daya yang hilang pada jaringan seperti daya aktif dan daya reaktif. Semakin panjang saluran yang ada maka nilai tahanan dan reaktansi jaringan akan
55
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
semakin besar, sehingga rugi-rugi bertambah besar baik itu pada rugi-rugi daya aktif maupun rugi-rugi daya reaktif.4.1.2. Faktor Daya Beban
Faktor daya memiliki kaitan yang erat terhadap adanya rugi-rugi. Faktor daya merupakan perbandingan daya aktif dan daya semu dan dirumuskan dengan persamaan:
Faktor Daya
(1)
Faktor daya dikenal dengan nama Cos φ, dimana sudut φ adalah sudut fasanya. Untuk lebih memahami cos φ maka dipergunakan segitiga daya seperti Gambar 3.:
Gambar 3. Segitiga daya
Hubungan antara daya semu (S), daya aktif (P) dan daya reaktif (Q):
(2)
P = S. cosφ, Q = S sinφ dan tanφ = Q/P
4.1.3. Daya BebanDaya merupakan hasil perkalian antara tegangan dan arus yang
mengalir sepanjang penghantar disebut daya semu. Daya tersalur merupakan hasil perkalian antara daya semu dengan nilai cos φ maupun dengan sin φ, seperti dirumuskan pada persamaan dibawah:
P = V . I . cosφ dan Q = V . I . sinφ (3)
dimana : S = daya semu (VA)P = daya aktif tersalur (Watt)
56
S Q
P
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
Q = daya reaktif tersalur (VAR)
4.1.4. Tahanan Saluran (R)Untuk mencari tahanan saluran dapat dicari dengan persamaan:
R = ρ (4)
dimana: R = tahanan saluran (Ω)ρ = hambatan jenis (Ω mm2/m) L = panjang saluran (m)A = luas penampang (mm2)
4.1.5. Perhitungan Rugi-Rugi Daya (Losses) pada Saluran DistribusiPersamaan umum rugi-rugi daya aktif:
∆P = I2 .∆R (5)Persamaan umum rugi-rugi daya reaktif:
∆Q = I2 .∆XL (6)
4.1.6. Perhitungan rugi-rugi daya (Losses) pada Feeder (penyulang)Rugi-rugi daya tiga fasa pada feeder (penyulang):
∆P = 3 .I2 .R .∆t (7)
Total daya yang mengalir pada segmen per-feeder:
Daya total (KWH) = .vl-l.I.t.cosφ (8)
dimana: ∆P = rugi daya aktif (watt)∆Q = rugi daya reaktif (VAR)I = arus beban (ampere)XL = reaktansi jaringan (ohm)R = tahanan saluran (ohm)t = waktu (jam)v l-l = tegangan nominal phasa-phasa (20 kv untuk JTM dan 380 v untuk JTR)Cosφ = faktor daya, konstan 0,62 untuk JTMdan 0,87 untuk JTR
57
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
Persentase rugi daya per-feeder merupakan perbandingan besarnya rugi daya per-feeder terhadap total daya per-feeder, dapat dirumuskan:
%Rugi Daya per-feeder = x 100%
(9)
4.2. Metode 2Perhitungan rugi daya pada feeder / penyulang dalam per-tahun
yang digunakan secara umum dikenal sebagai km-kVA metode yang bersumber dari jurnal IEEE yaitu Estimasi rugi-rugi daya pada distribusi feeder, (IEEE, 2006: 1092-1100). Perhitungan rugi daya ini dengan memperhitungkan faktor beban (load factor) dan faktor diversitas (divercity factor). Rugi daya feeder / penyulang per-tahun dihitung dengan menggunakan rumus berikut ini:
Rugi daya per-tahun = 0,0105 x KWH (10)
Dimana : P = jumlah kVA dari transformator distribusiN = jumlah segmen feederRi = resistansi / panjang unit dari ith segmen feederLi = panjang dari ith segmen feederPi = kVA dari transformator distribusiL = ∑i= 1LiRT = ∑i=1RiLiDF = (faktor diversitas) dicari dengan rumus
= P/beban puncak dalam kVALF = (faktor beban) dicari dengan rumus
= energi yang dikirim keluar / beban puncak x 8760LLF = (faktor rugi beban): 0.2 LF + 0.8LF2
Km-KVA ∑i=I LiPiLDF= (faktor beban distribusi) dicari dengan rumus
= ( P x L) / (km – kVA)
5. Perhitungan Rugi Daya5.1. Secara Umum
58
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
Analisa rugi-rugi daya yang dibahas adalah Gardu Induk (GI) Gedung Pola dan Gardu Induk (GI) Karet Baru. GI Gedung Pola dan GI Karet Baru melayani beban Bisnis dan Umum. Jaringan sistem tersebut adalah spindel dengan tegangan menengah 20 KV dan masing-masing penyulangnya bertipe radial. Sistem distribusi ini menggunakan saluran kabel tegengan menengah (SKTM) dengan jenis kabel XLPE.5.2. Prosedur Pengolahan Data
Perhitungan rugi-rugi daya (losses) JTM dilakukan di gardu induk Gedung Pola pada penyulang Serimpi dan GI Karet Baru pada penyulang PAM 1 dan PAM 2. Masing-masing penyulang akan dihitung besarnya tahanan saluran, rugi-rugi daya (losses) serta besarnya persentase losses JTM selama satu tahun. Dalam perhitungan rugi-rugi daya (losses) pada feeder/penyulang menggunakan dua metode yaitu:1. Perhitungan Metode 1: Sumber PLN yaitu evaluasi rugi-rugi di jaringan
PLN distribusi Jakarta Raya dan Tangerang.2. Perhitungan Metode 2: Estimasi rugi-rugi daya pada distribusi feeder,
sumber IEEE Trans. On Power Delivery, vol. 21, no. 3, pp. 1092-1100, July 2006.
Data-data yang diperlukan untuk dilakukan perhitungan rugi-rugi (losses) JTM antara lain:a. Gambar single line diagram dari penyulang Serimpi, penyulang PAM 1
dan penyulang PAM 2.b. Data laporan pengukuran pada tiap penyulang yang terdiri dari :
- Pengukuran KWH dalam setahun.- Pengukuran jumlah arus beban dalam setahun.- Pengukuran panjang, penampang, dan jenis kabel pada penyulang.- Kapasitas KVA trafo distibusi pada penyulang.
5.3. Penyulang Serimpi5.3.1. Single Line Penyulang Serimpi
Gambar 4. merupakan single line diagram penyulang serimpi.
Gambar 4. Single Line Diagram Penyulang Serimpi
59
2.796,96 m 205,70 m 327,30 m 138,46 m
Gardu Induk
Bisnis KB 354
LAND MARK Jl. Sudirman
Public MG 110 Waduk
Dukuh Atas
Bisnis MG 84LAND MARK
GH 171
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
5.3.2. Data Pengukuran KWH Penyulang SerimpiTabel 1. merupakan KWH penyulang serimpi
5.3.3. Pengukuran Beban PenyulangTabel 2. merupakan beban penyulang serimpi.
Tabel 1. KWH Penyulang Serimpi
NO BULAN PENYULANG TRF AJFAKTOR
KALI
STAND KWH METERPEMAKAIAN
KWHAWAL AKHIR
1
Januari
SERIMPI H 3 1 12000.00 94.98 102.37 88,680.00
2 SERIMPI L1 3 1 12000.00 129.60 140.45 130,200.00
3 SERIMPI L2 3 1 12000.00 651.75 706.28 654,360.00
4
Februari
SERIMPI H 3 1 12000.00 102.37 109.78 88,920.00
5 SERIMPI L1 3 1 12000.00 140.45 151.62 134,040.00
6 SERIMPI L2 3 1 12000.00 706.28 755.62 592,080.00
7
Maret
SERIMPI H 3 1 12000.00 109.78 119.07 111,480.00
8 SERIMPI L1 3 1 12000.00 151.62 165.54 167,040.00
9 SERIMPI L2 3 1 12000.00 755.62 818.08 749,520.00
10
April
SERIMPI H 3 1 12000.00 119.07 128.74 116,040.00
11 SERIMPI L1 3 1 12000.00 165.54 179.62 168,960.00
12 SERIMPI L2 3 1 12000.00 818.08 880.79 752,520.00
13
Mei
SERIMPI H 3 1 12000.00 128.74 138.88 121,680.00
14 SERIMPI L1 3 1 12000.00 179.62 194.56 179,280.00
15 SERIMPI L2 3 1 12000.00 880.79 948.18 808,680.00
16
Juni
SERIMPI H 3 1 12000.00 138.88 151.27 148,680.00
17 SERIMPI L1 3 1 12000.00 194.56 213.82 231,120.00
18 SERIMPI L2 3 1 12000.00 948.18 1,018.94 849,120.00
19
Juli
SERIMPI H 3 1 12000.00 151.27 191.43 481,920.00
20 SERIMPI L1 3 1 12000.00 213.82 278.07 771,000.00
21 SERIMPI L2 3 1 12000.00 1,018.94 1,178.16 1,910,640.00
22
Agustus
SERIMPI H 3 1 12000.00 191.43 201.59 121,920.00
23 SERIMPI L1 3 1 12000.00 278.07 294.08 192,120.00
24 SERIMPI L2 3 1 12000.00 1,178.16 1,243.86 788,400.00
25
September
SERIMPI H 3 1 12000.00 201.59 211.72 121,560.00
26 SERIMPI L1 3 1 12000.00 294.08 308.92 178,080.00
27 SERIMPI L2 3 1 12000.00 1,243.86 1,308.48 775,440.00
28
Oktober
SERIMPI H 3 1 12000.00 211.72 221.76 120,480.00
29 SERIMPI L1 3 1 12000.00 308.92 324.42 186,000.00
30 SERIMPI L2 3 1 12000.00 1,308.48 1,374.62 793,680.00
60
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
31
November
SERIMPI H 3 1 12000.00 221.76 232.14 124,560.00
32 SERIMPI L1 3 1 12000.00 324.42 339.48 180,720.00
33 SERIMPI L2 3 1 12000.00 1,374.62 1,442.93 819,720.00
34
Desember
SERIMPI H 3 1 12000.00 232.14 242.16 120,240.00
35 SERIMPI L1 3 1 12000.00 339.48 354.64 181,920.00
36 SERIMPI L2 3 1 12000.00 1,442.93 1,504.46 738,360.00
Sumber: PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
Tabel 2. Beban Penyulang Serimpi (Ampere)
BulanMinggu 1 Minggu 2 Minggu 3 Minggu 4
Siang Malam Siang Malam Siang Malam Siang Malam
Januari 70 160 80 165 80 165 75 155
Februari 145 65 150 80 150 80 160 75
Maret 90 30 90 30 90 40 95 40
April 105 50 90 35 95 40 90 30
Mei 95 35 95 30 90 40 95 45
Juni 100 45 95 55 95 45 155 75
Juli 155 85 155 85 160 80 155 160
Agustus 155 70 155 100 160 85 100 85
September 155 70 155 70 155 75 160 70
Oktober 90 45 95 40 85 40 95 50
November 95 40 100 50 90 55 100 50
Desember 90 45 95 45 90 45 90 50Sumber: PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
5.3.4. Panjang, Penampang dan Jenis Kabel pada Penyulang Serimpi Tabel 3. merupakan panjang, penampang dan jenis kabel pada
penyulang serimpi.
Tabel 3. Panjang, Penampang dan Jenis Kabel pada Penyulang Serimpi
No.Segemen Penyulang Panjang
Segmen (Km)Penampang Kabel (mm2)
Jenis Kabel
Dari Ke
1 GI Trafo KB 354 2.79696 240 XLPE
2 Trafo KB 354 Trafo MG 110 0,2057 240 XLPE
3 Trafo MG 110 Trafo MG 84 0,32996 240 XLPE
61
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
Total 3.32996Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
5.3.5. Kapasitas KVA Trafo Distibusi pada Penyulang SerimpiKapasitas trafo distribusi pelanggan umum adalah 315 KVA, 400
KVA dan 630 KVA, untuk pelanggan khusus kapasitas trafo sesuai daya kontraknya. Kapasitas Trafo Distribusi Penyulang Serimpi seperti Tabel 4.:
Tabel 4. Kapasitas Distribusi pada Penyulang Serimpi
No Gardu Distribusi Kapasitas (kVA)
1 Trafo KB 354 3635
2 Trafo MG 110 57.5
3 Trafo MG 84 2595
Jumlah 6287.5Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
5.4. Penyulang Pam 1 Dan Pam 25.4.1. Single Line Penyulang PAM 1 dan PAM 2
Gambar 5. Single Line Diagram Penyulang PAM 1 dan PAM 2
62
333,83 m 1,113,58 m 328,78 m
434,55 m 615,09 m 473,85 m
Gardu IndukKaret Baru
Public SN 44 PAM PEJOMPONGAN
Air Keruh 2
GH 145 PAM PEJOMPONGAN
Public SN 45 PAM PEJOMPONGAN
Public SN 46 PAM PEJOMPONGAN
Air Keruh 1
Public SN 47 PAM PEJOMPONGAN
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
5.4.2. Pengukuran KWH Penyulang PAM 1 dan PAM 2Tabel 5. merupakan KWH penyulang PAM 1, dan Tabel 6.
merupakan KWH Penyulang PAM 2.
5.4.3. Beban Penyulang PAM 1 dan PAM 2Tabel 7. merupakan beban penyulang PAM 1, dan Tabel 8.
merupakan beban penyulang PAM 2.Tabel 5. KWH Penyulang PAM 1
No Bulan Penyulang TRF AJFaktor
Kali
Stand Kwh MeterPemakaian
KwhAwal Akhir
1
Januari
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 470.90 490.86 239,520.00
2 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 827.40 858.75 376,200.00
3 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,472.84 1,533.58 728,880.00
4
Februari
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 490.86 510.16 231,600.00
5 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 858.75 887.57 345,840.00
6 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,533.58 1,590.00 677,040.00
7
Maret
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 510.16 512.38 26,640.00
8 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 887.57 890.97 40,800.00
9 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,590.00 1,596.12 73,440.00
10
April
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 512.38 515.57 38,280.00
11 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 890.97 896.99 72,240.00
12 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,596.12 1,606.51 124,680.00
13
Mei
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 515.57 535.75 242,160.00
14 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 896.99 928.07 372,960.00
15 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,606.51 1,668.63 745,440.00
16
Juni
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 535.75 557.96 266,520.00
17 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 928.07 965.33 447,120.00
18 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,668.63 1,735.01 796,560.00
19
Juli
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 557.96 577.38 233,040.00
20 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 965.33 1,001.60 435,240.00
21 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,735.01 1,794.27 711,120.00
22
Agustus
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 577.38 594.83 209,400.00
23 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 1,001.60 1,032.36 369,120.00
24 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,794.27 1,848.69 653,040.00
25
September
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 594.83 614.50 236,040.00
26 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 1,032.36 1,066.83 413,640.00
27 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,848.69 1,910.97 747,360.00
28
Oktober
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 614.50 633.11 223,320.00
29 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 1,066.83 1,095.56 344,760.00
30 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,910.97 1,971.56 727,080.00
31November
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 633.11 655.46 268,200.00
32 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 1,095.56 1,128.84 399,360.00
63
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
33 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 1,971.56 2,039.10 810,480.00
34
Desember
PAM PEJOMPONGAN I H 1 1 12000.00 655.46 681.24 309,360.00
35 PAM PEJOMPONGAN I L1 1 1 12000.00 1,128.84 1,168.30 473,520.00
36 PAM PEJOMPONGAN I L2 1 1 12000.00 2,039.10 2,117.42 939,840.00
Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
Tabel 6. KWH Penyulang PAM 2
No Bulan Penyulang TRF AJFaktor
Kali
Stand Kwh MeterPemakaian
KwhAwal Akhir
1
Januari
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 184.90 194.58 116,160.00
2 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 324.43 339.43 180,000.00
3 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 632.52 663.61 373,080.00
4
Februari
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 194.58 203.62 108,480.00
5 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 339.43 352.63 158,400.00
6 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 663.61 690.25 319,680.00
7
Maret
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 203.62 215.40 141,360.00
8 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 352.63 369.26 199,560.00
9 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 690.25 725.04 417,480.00
10
April
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 215.40 225.98 126,960.00
11 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 369.26 384.73 185,640.00
12 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 725.04 756.17 373,560.00
13
Mei
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 225.98 236.98 132,000.00
14 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 384.73 401.35 199,440.00
15 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 756.17 790.99 417,840.00
16
Juni
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 236.98 240.72 44,880.00
17 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 401.35 407.21 70,320.00
18 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 790.99 802.38 136,680.00
19
Juli
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 240.72 240.72 -
20 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 407.21 407.21 -
21 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 802.38 802.38 -
22
Agustus
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 240.72 242.13 16,920.00
23 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 407.21 409.36 25,800.00
24 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 802.38 807.26 58,560.00
25
September
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 242.13 252.19 120,720.00
26 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 409.36 426.05 200,280.00
27 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 807.26 841.32 408,720.00
28
Oktober
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 252.19 262.58 124,680.00
29 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 426.05 443.80 213,000.00
30 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 841.32 876.30 419,760.00
31
November
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 262.58 273.87 135,480.00
32 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 443.80 461.58 213,360.00
33 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 876.30 916.97 488,040.00
64
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
34
Desember
PAM PEJOMPONGAN II H 1 1 12000.00 273.87 284.27 124,800.00
35 PAM PEJOMPONGAN II L1 1 1 12000.00 461.58 478.52 203,280.00
36 PAM PEJOMPONGAN II L2 1 1 12000.00 916.97 952.97 432,000.00
Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
Tabel 7. Beban Penyulang PAM 1(Ampere)
BulanMinggu 1 Minggu 2 Minggu 3 Minggu 4
Siang Malam Siang Malam Siang Malam Siang Malam
Januari 65 80 65 65 75 75 75 80
Februari 70 75 80 80 75 80 85 80
Maret 15 150 15 150 10 10 15 15
April 10 10 15 15 15 15 10 5
Mei 10 10 190 125 75 80 75 85
Juni 75 80 85 80 75 75 80 65
Juli 70 65 70 65 60 55 55 55
Agustus 55 65 60 55 55 55 55 55
September 80 80 80 80 75 80 70 70
Oktober 70 80 80 65 65 75 70 80
November 80 80 85 90 90 90 80 85
Desember 85 85 90 90 85 90 85 85Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
Tabel 8. Beban Penyulang PAM 2 (Ampere)
BulanMinggu 1 Minggu 2 Minggu 3 Minggu 4
Siang Malam Siang Malam Siang Malam Siang Malam
Januari 30 35 30 25 40 35 90 35
Februari 30 35 40 40 30 40 30 40
Maret 40 40 40 40 35 40 35 40
April 35 40 35 40 35 40 30 30
Mei 35 40 30 40 30 30 35 35
Juni 35 35 0 0 0 0 0 0
Juli 0 0 0 0 0 0 0 0
Agustus 0 0 0 0 0 0 0 0
65
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
September 35 40 35 40 35 40 35 40
Oktober 30 40 35 65 40 40 35 40
November 95 105 40 40 40 30 40 40
Desember 35 35 40 40 35 30 35 30Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir5.4.4. Panjang, Penampang dan Jenis Kabel pada Penyulang PAM 1
dan PAM 2Tabel 9.merupakan panjang, penampang dan jenis kabel pada
Penyulang PAM 1
Tabel 9. Panjang, Penampang dan Jenis Kabel pada Penyulang PAM 1
No.Segemen Penyulang Panjang
Segmen (Km)Penampang Kabel (mm2)
Jenis KabelDari Ke
1 GI Trafo SN 46 0,43455 240 XLPE
2 Trafo SN 46 Trafo SN 47 0,61509 240 XLPE
Total 1,04964Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
Tabel 10. merupakan panjang, penampang, dan jenis kabel pada Penyulang PAM 2
Tabel 10. Panjang, Penampang, dan Jenis Kabel pada Penyulang PAM 2
No.Segemen Penyulang Panjang
Segmen (Km)Penampang Kabel (mm2)
Jenis KabelDari Ke
1 GI Trafo SN 44 0,33383 240 XLPE
2 Trafo SN 44 Trafo SN 45 0,11358 240 XLPE
Total 1,44741Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
5.4.5. Kapasitas kVA Trafo Distibusi Penyulang PAM 1 dan PAM 2Trafo distribusi untuk pelanggan umum digunakan trafo dengan
kapasitas 315 kVA, 400 kVA dan 630 kVA, sedangkan untuk pelanggan khusus menggunakan kapasitas trafo sesuai dengan daya kontraknya. Trafo
66
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
Distribusi pada Penyulang PAM 1 dan PAM 2 (pelanggan khusus), seperti Tabel 11. dan Tabel 12.
Tabel 11. Kapasitas Distribusi pada Penyulang PAM 1No Gardu Distribusi Kapasitas (kVA)
1 Trafo SN 46 1500
2 Trafo SN 47 2150
Jumlah 3650Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
Tabel 12. Kapasitas Distribusi pada Penyulang PAM 2No Gardu Distribusi Kapasitas (kVA)1 Trafo SN 44 02 Trafo SN 45 1833
Jumlah 1833Sumber : PT PLN (Persero) Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang Area Jaringan Gambir
5.5. Perhitungan Rugi-Rugi (Losses) JTM pada Penyulang Serimpi5.5.1. Perhitungan Metode 1
Berdasarkan Tabel 1. diatas maka perhitungan tahanan saluran pada Penyulang Serimpi menggunakan persamaan (4) yaitu:
R = 0,0175 = 0,24Ω
Berdasarkan data Tabel 2. dan tahanan saluran telah diketahui maka besarnya rugi daya dan persentase rugi daya pada Penyulang Serimpi dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (7) dan persamaan (9), untuk tiap minggu bulan Januari yaitu:Minggu 1: ∆P S1 = 3 x 702 x 0,24 = 3.528 watt
= 3,528 kW x 84 jam = 296,352 kWH∆P M1 = 3 x 1602 x 0,24 = 18.432 watt
= 18,432 kW x 84 jam = 1.548,288 kWH∆P S1 + ∆P M1 = 1.844,64 kWH
Minggu 2: ∆P S2 = 3 x 802 x 0,24 = 387,072 kWH∆P M2 = 3 x 1652 x 0,24 = 1.646,568 kWH∆P S2 + ∆PM2 = 2.033,64 kWH
Minggu 3: ∆P S3 = 3 x 802 x 0,24 = 387,072 kWH
67
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
∆P M3 = 3 x 1652 x 0,24 = 1.646,568 kWH∆P S3 + ∆PM3 = 2.033,64 kWH
Minggu 4: ∆P S4 = 3 x 752 x 0,24 = 340,2 kWH∆P M4 = 3 x 1552 x 0,24 = 1.453,032 kWH∆P S4 + ∆PM4 = 1.793,232 kWH
Rugi daya Januari (4 minggu) = 7.705,152 kWH
Total Energi kWH Januari = 873.240 kWHTotal daya yang disalurkan = 7.705,152 + 873.240 = 880.945,152 kWH
Persentase Rugi daya bulan Januari = x 100%
= 0,87 %
Untuk bulan Februari hingga Desember dengan cara yang sama, rugi daya satu tahun ditunjukkan pada Tabel 13.:
Tabel 13. Rugi Daya pada Penyulang Serimpi dalam setahunBulan 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Serimpi 0,87% 0,84% 0,22% 0,25% 0,22% 0,32% 0,31% 0,70% 0,66% 0,23% 0,24% 0,247%
Rata-rata Persentase Rugi daya tiap bulan dalam Setahun = 0,425 %
5.5.2. Perhitungan Metode 2Dari data Tabel 1. sampai dengan Tabel 4., estimasi rugi – rugi
daya pada distribusi feeder (Penyulang Serimpi) (IEEE, 2006: 1092) tiap tahun menggunakan persamaan (10), dimana Cos φ = 0,62, N = 3 maka:
Rresistansi / panjang unit dari ith segmen feeder (Ri):- GI ke Trafo KB 354
Ri1 = 0,0175 x = 0,2 Ω
- GI ke Trafo MG 110
Ri2 = 0,0175 x = 0,22 Ω
68
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
- GI ke Trafo MG 84
Ri3 = 0,0175 x = 0,24 Ω
Panjang dari ith segmen feeder (Li):
Li1 = 2.796,96 m = 2,79696 km
Li2 = 3.002,66 m = 3,00266 kmLi3 = 3.329,96 m = 3,32996 km
L = 2,79696 + 3,00266 + 3,32996 = 9,12958 kmdan
RT = (0,2 x 2,79696) + (0,22 x 3,00266) + (0,24 + 3,32996)
=2,0191676 Ωkm
KVA dari transformator distribusi (Pi ):
Pi1 = 3635 kVA
Pi2 = 57,5 kVA
Pi3 = 2595 kVA
P = 6287,5 kVA
Beban puncak = 20.000 v x 160 A x 0,62 = 1.984.000 W = 1.984 kW
Cos φ =
0,62 =
maka Daya semu = 3.200 kVA
69
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
Faktor diversitas:
DF =
=
= 1,96
Faktor beban:
LF =
= = 0,85
Faktor rugi beban:LLF = 0,2 LF + 0,8 LF2
= ( 0,2 x 0,85 ) + ( 0,8 x 0,852) = 0,748
Km – kVA = ∑i=I LiPi
= Li1 Pi1 + Li2 Pi2 + Li3 Pi3
= (2,79696 x 3.635) + (3,00266 x 57,5) + (3,32996 x 2.595)
= 18.980,84875 km.kVA
Faktor beban distribusi:
LDF =
= = 3,02
70
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
Rugi daya Setahun = 0,105 x
= 270.190,5657 kWH
Persentase Rugi Daya setahun = x
100%
= x 100% = 1,84 %
5.6. Hasil Perhitungan Dengan Menggunakan Metode 1 Pada Penyulang PAM 1 dan PAM 2
Dengan perhitungan yang sama menggunakan metode 1 didapatkan hasil rugi daya Penyulang PAM 1 dan PAM 2 yang ditunjukkan pada tabel berikut ini:
Tabel 14. Hasil Rugi Daya Penyulang PAM 1 dan PAM 2
Bulan PAM 1 PAM 2
Januari 0,06 % 0,07 %
Februari 0,07 % 0,05 %
Maret 0,34 % 0,04 %
April 0,01 % 0,04 %
Mei 0,08 % 0,04 %
Juni 0,06 % 0,03 %
Juli 0,05 % 0 %
Agustus 0,04 % 0 %
September 0,07 % 0,04 %
Oktober 0,07 % 0,05 %
November 0,08 % 0,09 %
Desember 0,07 % 0,04 %
71
JETri, Volume 8, Nomor 2, Februari 2009, Halaman 53 -72, ISSN 1412-0372
5.7. Hasil Analisa Perhitungan Persentase Rugi – rugi Daya (Losses) JTM pada Penyulang Serimpi, PAM 1 dan PAM 2 dengan Metode 1 dan Metode 2.
Tabel 15. Hasil Perhitungan Rugi – rugi Daya pada Penyulang Tahun 2007
PenyulangPersentase Rugi Daya Per tahun
Metode 1 Metode 2
Serimpi 0,43 % 1,84 %
PAM 1 0,08 % 0,14 %
PAM 2 0,04 % 0,15 %6. Kesimpulan1. Berdasarkan hasil perhitungan rugi daya (losses) JTM pada
penyulang / feeder dengan menggunakan 2 metode, kedua perhitungan tersebut tidak terdapat perbedaan yang signifikan yaitu menghasilkan rugi daya yang kecil. Sesuai hasil perhitungan pada penyulang serimpi memiliki rugi-rugi daya pertahun dengan metode 1 sebesar 0,43% sedangkan metode 2 sebesar 1,84% sehingga selisih persentase rugi daya pertahunnya sebesar 1,41%, pada penyulang PAM 1 memiliki rugi-rugi daya pertahun dengan metode 1 sebesar 0,08% sedangkan metode 2 sebesar 0,14% sehingga selisih persentase rugi daya pertahunnya sebesar 0,06%, dan penyulang PAM 2 memiliki rugi-rugi daya pertahun dengan metode 1 sebesar 0,04% sedangkan metode 2 sebesar 0,15% sehingga selisih persentase rugi daya pertahunnya sebesar 0,11%.
2. Hasil persentase rugi daya per tahun dengan menggunakan 2 metode memiliki hasil yang berbeda, hasil persentase rugi daya per tahun pada metode 2 lebih besar dari metode 1 karena metode 2 dipengaruhi rugi non teknis dan rugi harmonik.
3. Semakin besar tahanan saluran dan panjang saluran yang terjadi maka besarnya rugi-rugi daya (losses) JTM akan bertambah besar juga.
4. Untuk memperkecil losses maka dapat dilakukan dengan cara antara lain pemecahan beban, pemantauan beban pada gardu distribusi, dan melakukan pemeliharaan terhadap kabel JTM tersebut.
Daftar Pustaka
72
Liem Ek Bien, Ishak Kasim & Erni Aprianti Pratiwi. Analisa Of Power Losses Calculation In
1. Basri, Hasan. 1997. Sistem Distribusi Daya Listrik. Jakarta: ISTN.
2. Hadi, Abdul. 1994. Sistem Distribusi Daya Listrik. Jakarta: Erlangga
3. Marsudi, Djiteng. 2005. Pembangkitan Energi Listrik. Jakarta Erlangga.
4. Rao, P.S. Nagendra; Deekshit, Ravishankar, “Energy Loss Estimation in Distribution Feeders,” IEEE Trans. On Power Delivery, vol. 21, no. 3, pp. 1092-1100, July 2006.
73