STUDI ALIRAN DAYA LISTRIK DI PT. SHOWA INDONESIA

STUDI ALIRAN DAYA LISTRIK
DI PT. SHOWA INDONESIA MANUFACTURING
Tugas Akhir
Oleh: Kamil Rusdi
Program studi teknik elektro, Fakultas Teknologi Industri, Universitas Islam Indonesia
Jalan Kaliurang km. 14,5 Sleman, Yogjakarta 55501
Telp. (0274) 895007, 895287 faks. (0274) 895007 Ext 147
E-mail : [email protected]
Abstrak
Sektor industri merupakan sektor yang salah satu menunjukkan tren peningkatan penggunaan listrik setiap
tahun. Sejalan dengan kemajuan industri dan sektor ekonomi negara, serta kapasitas pembebanan unit
transformator dan saluran penghantar yang terbatas menjadi latar belakang perlu dilakukannya studi aliran
daya. Penelitian ini dilakukan untuk menghasilkan output berupa rekomendasi mengenai kinerja sistem
kelistrikan PT. Showa Indonesia Manufacturing hari ini. Studi aliran daya pada penelitian ini menggunakan
bantuan perangkat lunak ETAP (Electrical Transient and Analysis Program) Power Station versi 12.6.0
bertujuan untuk melakukan evaluasi terhadap kondisi sistem kelistrikan di PT. Showa Indonesia Manufacturing
(PT.SIM). selain itu, studi aliran daya juga diperlukan sebagai dasar utama untuk meninjau pengaruh
implementasi pengembangan industri saat terjadi pembebanan penuh. Hasil simulasi menunjukan rata-rata unit
transformator maupun saluran penghantar terpasang masih memiliki kapasitas yang cukup untuk menerima
tambahan beban, dengan pembebanan tertinggi pada unit transformator dan penghantar masing-masing sebesar
57,7% dan 63,5%. nilai pembebanan ini ideal untuk unit transformator sesuai standar yang berlaku adalah 60%
dari total kapasitas transformator. Nilai jatuh tegangan dibawah batas maksimum penurunan tegangan sistem
yang ditetapkan yakni -10% dengan nilai jatuh tegangan paling tinggi sebesar -3,62%. Dan terjadi rugi-rugi
atau rugi-rugi pada keseluruhan sistem kelistrikan sebesar 127.2 kW atau 2.2% dari total keseluruhan daya
aktif sebesar 5658 kW. Hal ini berarti pada sistem kelistrikan dari PT. Showa Indonesia Manufacturing masih
memenuhi syarat untuk melakukan operasional dari unit-unit beban listrik, untuk beban listrik industri secara
kontinu.
Kata kunci : Studi aliran beban, ETAP 12.6.0, industri, kinerja sistem, jatuh tegangan, rugi-rugi.
1.
PENDAHULUAN
Kebutuhan akan energi listrik sudah tidak
dapat Kebutuhan akan energi listrik sudah tidak
dapat dipungkiri lagi di era modern sekarang ini
memegang peranan yang sangat vital dalam
kehidupan sehari–hari baik di sektor sosial,
ekonomi, teknologi dan industri. Pada bidang
industri listrik berperan sangat penting karena
harus memastikan penyedia listrik yang
kontinuitas agar produksi pada industri berjalan
dengan baik dan tidak merugi.
Dalam pemenuhan akan ketersediaan listrik
yang kontiunitas dan berjalan dengan baik maka
perlu diadakannya studi aliran daya. Studi aliran
beban sangat penting untuk pengembangan sistem
untuk masa yang akan datang, karena
pengoperasian yang baik dari sistem tersebut
banyak bergantung pada diketahuinya efek
interkoneksi dengan sistem tenaga lain, beban
yang baru, sistem pembangkit baru, serta saluran
transmisi baru, sebelum semuanya itu dipasang.
Melihat belum terdapat pihak yang mengkaji
tentang keandalan sistem kelistrikan PT. Showa
Indonesia Manufacturing (PT. SIM) menjadikan
hal ini sebagai dasar penulisan tugas akhir.
Melalui tugas akhir ini diharapkan dapat menjadi
bahan rekomendasi bagi PT. Showa Indonesia
Manufacturing
dalam mengevaluasi sekaligus
mengoptimalkan penggunaan energi listrik dalam
kegiatan operasional maupun dalam proses
pengembangan kedepannya.
2. TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Dari penelitian yang telah ada
Pada
penelitian
ini
yang
berjudul
Perbandingan Analisa Aliran Daya dengan
Menggunakan Metode Algoritma Genetika dan
Metode
Newton-Raphson.
Dari
hasil
perbandingan dua metode diatas didapatkan untuk
metode
Newton-Raphson
memerlukan
penggunaan matrik
Jacobian untuk koreksi
tegangan sedangkan pada metode Algoritma
1
Secara umum tujuan dari analisis aliran
daya
adalah
dimaksudkan
untuk
mendapatkan[11]:
1. Besar tegangan masing-masing bus sehingga
bisa diketahui tingkat pemenuhan batasbatas operasi yang diperbolehkan.
2. Besar arus dan daya yang dialirkan lewat
jaringan, sehingga bisa diidentifikasi tingkat
pembebanannya.
3. Kondisi awal bagi studi-studi selanjutnya,
seperti studi kontingensi
yang sedang
dibahas dalam penelitian ini.
Genetika penggunaan matrik Jacobian tidak
diperlukan. Waktu komputasi pada perhitungan
dengan metode Newton-Raphson jauh lebih
cepat dibanding pada penggunaan metode
Algoritma Genetika[2].
Dalam penelitian yang berjudul Studi Aliran
Daya Sistem 115 kV PT. Chevron Pacific
Indonesia.
melakukan
penelitian dengan
menggunakan metode
iterasi gauss seidel.
Permasalahan aliran daya yang ditinjau adalah
sistem dalam keadaan normal, hasil yang didapat
adalah tegangan terrendah bus, nilai losses
tertinggi, daya nyata dan daya aktif yang
disaluran terbesar[3].
Pada penelitian yang berjudul Evaluasi
Aliran Beban Pada Jaringan Sistem Tenaga
Listrik Tegangan Menengah di Universitas
Gadjah Mada. Melakukan penelitian simulasi
dengan software ETAP dan menganalisis
kelayakan kapasitas transformator dan kelayakan
saluran penghantar pada sistem tenaga listrik
tegangan menengah gedung UGM, hasil yang
didapat rekomendasi untuk mempertimbangkan
perbaikan kualitas jaringan[4].
Pada penelitian yang berjudul Analisis Aliran
Daya Optimal di Sistem Kelistrikan 115 kV PT.
Chevron Pasific Indonesia. Melakukan penelitian
dengan analisis sistem kelistrikan dan hasil
simulasi numeris menunjukan biaya penggunaan
bahan bakar dapat dioptimalkan tanpa melanggar
batas keamanan dan keandalan sistem. Akhirnya
berupa penerapan aliran daya optimal dapat
peningkatan
keamanan
tegangan
dan
penghematan biaya bahan bakar[5].
Pada penelitian yang berjudul Evaluasi
Sistem Kelistrikan pada Gedung Eksisting RS.
Akademik Universitas Gadjah Mada. Studi aliran
daya pada penelitian ini menggunakan bantuan
software ETAP 11.0. Hasil analisis menunjukan
rata-rata unit sistem kelistrikan di RS Akademik
UGM masih memiliki kapasitas yang cukup
untuk menerima tambahan beban[6].
Pada
penelitian
ini
penulis
untuk
menganalisis aliran daya di PT. Showa Indonesia
Manufacturing menggunakan Metode NewtonRaphson dan menggunakan perangkat lunak
yakni Microsoft Office dan ETAP seri 12.6.0.
2.1.1 Perhitungan Aliran Daya
a. Persamaan Aliran Daya
Persamaan-persamaan yang digunakan dalam
perhitungan aliran daya secara umum yakni [12]:
b. Persamaan Karakteristik Jaringan
Bentuk persamaan ini
menggunakan
karakteristik suatu jaringan tenaga listrik dapat
dinyatakan dalam bentuk:
1. Konsep Simpul (Node)
[EBUS]=[ZBUS][IBUS] atau
[IBUS]=[YBUS][EBUS]
(1)
dengan :
EBUS = Vektor tegangan bus yang diukur
terhadap bus referensi
IBUS = Vektor arus yang diserap
(injeksi) pada bus
ZBUS = Matriks impedansi bus
YBUS = Matriks admitans bus
2. Konsep Cincin (Loop)
[ELOOP] = [ZLOOP] [ILOOP] atau
[ILOOP]=[YLOOP][ELOOP]
(2)
Serta tiap-tiap besaran dinyatakan dalam
bentuk loop.
c. Persamaan Arus Bus
Dalam pembentukan matriks parameter,
makan besar arus setiap bus dibedakan menjadi :
1. Dengan element shunt
–
(3)
Atau,
(4)
2.1 Studi Aliran Daya
Studi Aliran daya ialah penentuan
perhitungan tegangan, arus, daya, dan factor daya
atau daya reaktif yang terdapat pada beberapa
titik pada jaringan listrik dalam keadaan operasi
normal. Baik yang sedang berjalan maupun pada
tahap perencanaan atau pengembangan sistem
pada masa yang akan datang.
2.
dengan :
Pp
= Daya aktif pada bus p
Qp
= Daya reaktif pada bus p
Ip
= Arus pada bus p
E*p
= Konjugat Ep
Tanpa element shunt
–
dengan :
Yp
YpEp
2
(5)
= Jumlah total admitans shunt bus
= Arus shunt yang mengalir dari
bus p ke tanah
Nilai Ip yang positif menunjukkan arus
mengalir menuju/masuk ke bus atau ditentukan
bahwa bus yang bersangkutan adalah sumber
arus. Sebaliknya, bila nilai Ip negative, maka arus
meninggalkan/keluar bus, atau bus yang
bersangkutan dianggap sebagai bus beban.
merupakan rangkaian linier, terdapat hubungan
linier antara tegangan, arus dan impedansi,
sehingga dalam melakukan analisis menghadapi
persamaan-persamaan linier. Perubah-perubah
rangkaian yang dilibatkan langsung dalam
perhitungan adalah tegangan dan arus,
sedangkan daya dihitung sebagai perkalian
tegangan dan arus. Tegangan dan arus
memberikan relasi-relasi linier sedangkan relasi
daya tidak lah linier.
Analisis aliran daya pada sistem tenaga,
bertujuan untuk melihat bagaimana aliran daya
dalam sistem. Perubahan yang terlibat dalam
perhitungan
adalah
daya.
Dengan
menggunakan daya sebagai perubah sebagai
perubah dalam perhitungan, maka persamaan
yang hadapi menjadi bukan persamaan linier.
Sumber, merupakan sumber daya yang hanya
boleh beroperasi pada batas daya dan tegangan
tertentu. Sementara itu beban adalah bagian
rangkaian yang menyerap daya, sehingga dapat
dinyatakan
sebagai
besar
daya
yang
diminta/diperlukan, pada tegangan tertentu.
Suatu permintaan daya hanya dapat dilayani
selama pembebanan tidak melampaui batas daya
yang mampu disediakan oleh sumber. Jadi
walaupun rangkaian tetap rangkaian linier,
namun relasi daya antara sumber dan beban
tidaklah linier. Oleh karena itu jika persamaan
rangkaian dengan daya sebagai perubah
merupakan
persamaan
nonlinier.
Dalam
memecahkan
persamaan
nonlinier
ini
memerlukan cara khusus.
Studi beban sangat penting dalam
perancangan dan pengembangan suatu sistem
untuk masa yang akan datang, karena
pengoperasian yang baik pada sistem tersebut
banyak tergantung pada diketahuinya efek
interkoneksi dengan sistem tenaga yang lain,
beban yang baru stasiun pembangkit baru, serta
saluran transmisi baru, sebelum semuanya itu
dipasang[1]. Studi aliran daya ini dilakukan untuk
menentukan:
 Aliran daya aktif dan reaktif pada cabang–
cabang rangkaian
 Tidak ada rangkaian yang mempunyai beban
lebih dan tegangan busbar dalam batas–batas
yang dapat diterima.
 Pengaruh penambahan atau perubahan pada
suatu sistem.
d.
Daya Pada Sistem Tiga Fasa
Proporsi daya tiga fase yang dibangkitkan
oleh generator maupun daya yang diserap oleh
beban tiga fase dapat dihitung secara matematis
melalui penjumlahan daya pada masing–masing
fasa. Pada kondisi beban yang seimbang, daya
total yang tersalurkan dari sistem ke beban sama
dengan tiga kali nilai daya per fasa karena nilai
daya tiap fasa yang identik.
Menggunakan asumsi
seluruh beban
terhubung –Y, maka besar daya total yang
tersalur beban yakni.
(6)
(7)
(8)
Dengan adalah sudut dari impedansi pada
masing-masing fasa serta VL-N dan IL berturutturut adalah besar tegangan saluran ke netral dan
arus saluran.
Jika hubungan rangkaian yang dipakai
adalah hubung -∆, maka tegangan dinyatakan
sebagai tegangan antar saluran (VL-L) dan arus
yang melewati masing-masing impedansi sama
dengan besar arus saluran dikalikan dengan √ ,
sehingga diperoleh besar total daya tiga fase
yakni.
(9)
√
(10)
√
(11)
√
Karena perhitungan total daya tiga fase
dengan menggunakan basis tegangan antar
saluran memiliki besar yang identik apabila
diterapkan pada rangkaian hubung –Y, maka
persamaan 2.11 berlaku tanpa memandang
hubungan rangkaian.
e.
Analisis Aliran Daya
Dalam analisis rangkaian listrik, dilakukan
idealisasi. Sumber dinyatakan sebagai sumber
tegangan ideal atau sumber arus ideal, dan beban
dinyatakan
sebagai
impedansi
dengan
karakteristik linier. Sumber tegangan ideal
memberikan daya ke rangkaian pada tegangan
tertentu, berapapun besar arus yang dibutuhkan
oleh rangkaian sumber arus ideal memberikan
daya ke rangkaian pada arus tertentu,
berapapun tegangan yang diperlukan oleh
rangkaian. Oleh karena itu apabila rangkaian
2.2.1 Rugi-rugi pada cabang antar bus
Rugi-rugi atau losses daya cabang antara bus
p dan q adalah jumlah aljabar aliran daya dari bus
p ke bus q ke bus pada cabang yang
3
bersangkutan, dan dapat dinyatakan dengan
persamaan:
(12)
(13)
Berdasarkan aliran daya setiap cabang
saluran dari sistem kelistrikan yang ditinjau,
dapat diketahui rugi–rugi daya yang terjadi
selama operasi untuk keadaan beban tertentu dan
pembebanan saluran yang terpakai, apakah nilai
kemampuan hantar arus (current carrying
capacity) masih memenuhi syarat batas-batas
keamanan dalam mengalirkan arus untuk beban
tersebut ataukah harus diganti dengan saluran
dengan ukuran penampang yang lebih besar
untuk menyempurnakan operasi dari sistem yang
terpasang.
Nilai jatuh tegangan melalui persamaan 2.14
pada kenyataan di lapangan memiliki error atau
kesalahan sebesar 1%. Dalam aturan mengenai
faktor daya atau cos phi, arus aktif dan reaktif
saluran dapat dijabarkan sebagai perkalian antara
nilai magnitude dari arus saluran dengan faktor
daya, seperti yang dapat dijelaskan pada
persamaan 2.15 dan 2.16 berikut.
(2.15)
2.16)
Dengan:
I
pf
qf
= Magnitude dari arus beban (A)
= Faktor daya beban
= Faktor daya reaktif beban
= sin(cos-1(pf))
Sesuai dengan peraturan yang telah dibuat
SPLN 1:1995 pasal 4, batasan variasi tegangan
untuk sistem tiga fasa dengan penggunaan 4
kawat (termasuk rangkaian fase tunggal)
bertegangan antara 100 V hingga 1000 V dapat
dijelaskan melalui tabel 1
2.2.2 Jatuh
Tegangan
Pada
Saluran
Penghantar
Penurunan nilai tegangan atau voltage drop
ini sangat tergantung pada nilai impedansi yang
terdapat pada masing–masing penghantar. sebagai
contoh, pada tipe penghantar yang berukuran 300
mm2 akan memiliki potensi jatuh tegangan lebih
kecil bila dibandingkan dengan apabila
diterapkan tipe panghantar dengan diameter
hanya 50 mm2 pada frekuensi kerja 50 Hz. Energi
terbuang yang terjadi dalam penyaluran tenaga
listrik bermula dari adanya penurunan nilai
tegangan pada sisi ujung penerima dari tiap kabel
penghantar yang terpasang[12].
Ini dikarenakan nilai induktansi yang
menurun secara logaritmik dengan diameter
penghantar, amat cukup sulit untuk mendapatkan
nilai jatuh tegangan yang kecil dengan
penghantar dengan diameter yang besar. Oleh
sebab itu perhitungan jatuh sangat penting
terutama pemilihan tipe dan ukuran penghantar
yang akan diaplikasikan pada instalasi kelistrikan.
Nilai jatuh tegangan yang terjadi dalam satu
sirkuit dapat dinyatakan dalam rumusan
berikut[13].
| | | |
(14)
Dengan:
VS
= Tegangan di sisi pengirim, V
VR
= Tegangan di sisi penerima, V
IR
= Arus saluran akibat aliran daya
aktif (sefasa dengan
tegangan), A
IX
= Arus saluran akibat aliran daya
reaktif (beda 90o dengan
tegangan), A
R = Resistansi saluran,
X = Reaktansi saluran, ,
Tabel 1 Nilai batas tegangan sistem
Tegangan
Nominal (V)
Kondisi
Normal
230/400
+5%, -10%
400/690
+5%, -10%
1000
+5%, -10%
*sumber SPLN tahun 1995
2.3 Metode Newton Raphson
Metode Newton-Raphson merupakan metode
yang paling sering digunakan diantara metodemetode pencarian akar persamaan yang dikenal.
Ide dari metode ini adalah, jika diberikan satu
terkaan awal pada titik
 x , f  x  maka dapat
i
i
ditarik garis singgung hingga memotong sumbu x.
Titik potong dengan sumbu x ini biasanya
merupakan terkaan akar yang lebih baik
dibandingkan terkaan sebelumya.
Gambar 1 Ilustrasi Metode Newton Raphson
4
Daya nyata pada sistem tenaga listrik
dirumuskan sebagai berikut:
2.4.1 Single line diagram (Diagram Satu
Garis)
Single line diagram, terjemahan ke dalam
bahasa Indonesia adalah diagram satu garis
Single line diagram itu biasanya memuat jalur
listrik dari sumber utama (misalkan generator)
sampai ke beban (user). Single line diagram
merupakan ringkasan dari gambar listrik 3 fasa.
Listrik yang 3 fasa dalam gambar diringkas
menjadi hanya 1 line saja, sehingga disebut single
line diagram. Contoh gambar single line diagram
pada gambar 2.
(16)
Dengan:
Si
= daya nyata pada bus i
Pi
= daya aktif pada bus i
Qi
= daya reaktif pada bus i
Vi
= tegangan pada bus i
Ii
= arus pada bus i
Bila diubah menjadi bentuk kompleks
konjugat, maka persamaannya menjadi:
(17)
∑
(18)
Sehingga persamaan menjadi:
∑
(19)
Kemudian dari persamaan (2.18) dan
persamaan (2.19) diperoleh rumus daya aktif dan
reaktif sebagai berikut:
∑
(20)
∑
(21)
Atau dalam bentuk polar menjadi:
| |
(22)
| |
(23)
Sehingga persamaannya menjadi:
∑ |
|
(24)
∑ |
|
(25)
Dalam melakukan iterasi pada perhitungan
aliran datam tegangan pada bus berayun (swing
bus) diabaikan. Karena besar tegangan dan sudut
fasanya dtetapkan secara spesifik sebagai
referensi. Pada load bus, besar daya aktif dan
reaktif harus diketahui terlebih dahulu sedangkan
pada bus pengatur tegangan terlebih dahulu
diketahui besar magnitude tegangan bus-nya dan
besar daya tetap dikeluarkan oleh generator.
Gambar 2 Single Line Diagram
Komponen dasar yang membentuk suatu
sistem
tenaga
listrik
adalah generator,
transformator, saluran transmisi dan beban.
Untuk
keperluan analisis sistem tenaga,
diperlukan suatu diagram yang dapat mewakili
setiap komponen sistem tenaga listrik tersebut.
Diagram yang sering digunakan adalah diagram
satu garis dan diagram impedansi atau diagram
reaktansi.
2.4.2 Transformator
Transformator direpresentasikan sebagai
reaktansi X saja dengan mengabaikan rangkaian
eksitasi.
2.4.3 Saluran Penghubung
Saluran penghantar pada sistem distribusi
primer maupun sekunder memiliki rating atau
tingkatan maksimum penyaluran arus yang
berasal dari sumber arus utama yang
direpresentasikan sebagai Kemampuan Hantar
Arus (KHA). Seperti yang tercantum pada
standart SNI 04-0225-2000, Kemampuan Hantar
Arus (KHA) untuk saluran kabel bawah tanah.
Baik jenis multicore maupun singlecore dibatasi
oleh ketentuan sebagai berikut:
 Hambatan jenis tanah meksimum 100oC,
cm/W.
 Suhu tanah tidak melebihi 30oC
 Suhu penghantar maksimum 90oC untuk
kabel
 Kabel terletak 70 cm di bawah permukaan
tanah
 Isolasi XLPE dan 65oC untuk kabel tanah
berisolasi
 PVC
2.4 Representasi Kelistrikan Industri
Sektor industri merupakan salah satu
pelanggan di bidang ekonomi yang harus
disediakan listrik secara optimal, efisien dan
harus kontinuitas atau berkelanjutan. Kestabilan
sistem tenaga listrik harus dipertahankan dan
dijaga untuk menjamin keberadaan dan
menghindarkan
terjadinya
padam
total
(blackout) pada suatu sistem tenaga listrik.
Analisis aliran daya dapat terlaksana dengan
representasi sistem yang akan dikaji. Adapun
komponen kelistrikan industri atau pada
bangunan fungsi lain pada umumnya yang dapat
direpresentasikan sebagai berikut.
5
Perhitungan dengan tangan ataupun network
analyzer dengan impedansi kosntan, sedangkan
bila dihitung dengan komoputer digital
direpresentasikan dengan daya P dan Q kosntan.
Apabila keadaan lingkungan menyimpang
dari ketentuan tersebut maka harus dilakukan
koreksi terhadap kemampuan hantar kabel.
Informasi mengenai data KHA tegangan rendah dan
tegangan menengah yang diterapkan pada sistem
kelistrikan PT Showa Indonesia Manufacturing
dapat dilihat pada tabel.
3.
METODE PENELITIAN
Pengambilan data dengan cara melakukan
monitoring di parameter yang ada dan juga
melakukan pengukuran ke lapangan. Di
PT.Showa Indonesia Manufacturing terdapat 6
buah trafo yang terbagi di beberapa gedung.
Trafo 1 berada pada gedung A, trafo 2 berada
pada gedung E, trafo 3 berada pada gedung F dan
trafo 4,5,6, berada pada 1 ruangan Power House.
Parameter
saluran
penghantar
diperhitungkan dalam studi daya khususnya untuk
perhitungan jatuh tegangan, rugi-rugi daya
maupun saat diperlukan rekonfigurasi pada
jaringan kelistrikan. Gabungan nilai resistansi dan
reaktansi kemudian dalam digunakan sebai acuan
untuk menentukan nilai impedansi (dinyatakan
dalam Ohm) saluran penghantar yang dapat
ditunjukan melalui rumus berikut[6].
Z = R + jX (ohm)
I’ = F x I
(26)
(27)
dengan:
I’
= Total ampasitas (Ampere)
F
= Total faktor koreksi
I
= Ampasitas dasar (Ampere)
Gambar 3 Skema Gedung
Pengambilan pada setiap data trafo sampai
dengan Sub Distribution Panel (SDP). Yang
dilakukan pada pukul 10.00 WIB tanggal 27
Oktober 2015. Untuk pengukuran mengambil dari
parameter nilai-nilai yang diperlukan yaitu
tegangan (V), arus (I), daya aktif (P), daya reaktif
(Q), daya nyata (S) dan faktor daya.
Nilai total faktor koreksi (F) yang turut
mempengaruhi perhitungan total ampasitas kabel
tersusun oleh beberapa faktor antara lain faktor
koreksi
resistivitas
termal
tanah
yang
didefinisikan sebagai Fth, faktor koreksi suhu
keliling kabel penghantar (Ft), dan faktor koreksi
instalasi kabel (Fg). Selain hal tersebut, nilai total
ampasitas kabel juga turut dipengaruhu oleh
jumlah kabel yang digunakan. Maka dari itu
perhitungan nilai ampasitas pada persamaan 27
dapat disesuaikan dengan pemakaian jumlah
kabel yang ada. Perhitungan mengenai faktor
koreksi ini dapat dijelaskan sebagai berikut.
3.1 Bahan dan Alat Penelitian
Adapun alat dan bahan yang digunakan
untuk pengambilan data dan penelitian adalah
sebagai berikut:
1. Laptop Asus A43SM core i5 2.5 GHz.
2. Circutor TP -816
3. Software VNS SCADA
4. Jaringan Wireless
5. Diagram satu garis (Single Line Diagram)
F = Ft.Fth.Fg
(28)
Dengan
F
= Total faktor koreksi.
Ft = Koreksi suhu keliling kabel penghantar.
Fth = Faktor koreksi resistivitas termal tanah.
Fg = Faktor koreksi instalasi kabel.
2.4.4 Beban
Beban dapat di bagi menjadi 2 bagian yaitu
beban dinamis dan beban statis. Beban dinamis
yaitu beban bergerak contohnya motor sinkron
dan motor asinkron. Sedangkan beban statis yaitu
beban yang tidak bergerak seperti lampu. Beban
static dan beban dinamis biasanya di
representasikan sebagai impedansi kosntan Z atau
sebagai daya kosntan P dan Q.
Gambar 4 Laptop
Gambar 5 Circutor TP -816
6
phase yang banyak digunakan sistem kelistrikan
pada industri.
3.4 Prosedur Penelitian
3.2 Parameter Pengukuran
3.2.1 Pengukuran Load SDP
Pengambilan data dilakukan pada bagian Sub
Distribution Panel (SDP). Parameter yang diukur
yaitu:
a. Tegangan (Volt)
b. Arus (Ampere)
c. Daya Aktif (Watt)
d. Daya Reaktif (VAR)
e. Daya Nyata (VA)
f. Faktor Daya
Tahapan dari penelitian ini mengenai studi
aliran data sistem kelistrikan dijalankan sesuai
skema yang seluruhnya tercantum dalam flow
chart atau diagram alir. Detail dari penelitian
direpresentasikan dalam diagram alir pada
gambar 6
3.2.2 Transformator
Pengambilan data dilakukan pada bagian
transformator. Parameter yang diambil yaitu:
a. Jenis Trafo
b. Kapasitas (kVA)
c. Nominal Tegangan
d. Impedansi
e. Frekuensi
f. Rated tegangan
3.2.3 Saluran Penghantar
Pengambilan data dilakukan pada bagian
Saluran Penghantar. Parameter yang diambil
yaitu:
a. Jenis Saluran
b. Diameter Penampang
c. Jumlah Inti (Core)
d. Jumlah Saluran
e. KHA (Kekuatan Hantar Arus)
Gambar 6 Diagram alir (flow chart) penelitian.
3.5 Program Bantu Studi
Agar dapat melakukan analisis sekaligus
evaluasi terhadap kondisi sistem kelistrikan di
PT.Showa Indonesia Manufacturing, maka
diperlukan studi aliran daya. Sistem kelistrikan
PT. Showa Indonesia Manufacturing termasuk
kedalam sistem kompleks karena cakupan
penggunaan beban yang sangat besar dan variatif,
maka untuk dapat hasil komputasi yang akurat
digunakan program bantu perangkat ETAP
12.6.0.
3.5.1 ETAP
Pada penelitian studi aliran daya ini
menggunakan software ETAP (Electrical
Transient and Analysis Program) Power Station
versi 12.06 sebagai software bantu untuk
menganalisis penelitian ini. Perangkat ini mampu
bekerja dalam keadaan offline dan mampu
melakukan pengolahan data secara real time.
ETAP 12.6.0 memliki fiture data editor yang
dilengkapi dengan adanya kumpulan data tipikal
untuk berbagai macam situasi ataupun kondisi riil
dari sistem yang akan diteliti. Selain itu,
keberadaan fitur library sangat membantu dalam
melakukan pemilihan data rating komponen
kelistrikan yang sesuai.
3.3 Batasan Kajian Aliran
Penelitian
tentang
aliran
daya
ini
menitikberatkan pada kondisi jaringan yang
terpasang. Sebelum dilakukan analisis dari
penelitian tugas akhir ini, perlu ditentukan
batasan–batasan objek dari kajian tugas kahir ini.
Beberapa batasan objek penelitian tugas
akhir ini terdiri dari 2 jenis simulasi berbasis pada
data pembebanan yang berhasil dihimpun melalui
pengukuran menyeluruh pada panel SDP yang
terdapat
pada
PT.
Showa
Indonesia
Manufacturing. Pengambilan data parameter
dilaksanakan pada tanggal 27 oktober 2015 mulai
dari pukul 08.00 sampai dengan 16.00 yaitu
waktu kerja shift 1 pada PT. Showa Indonesia
Manufacturing.
Simulasi pada penelitian ini merupakan hasil
load flow dari data yang telah diambil dengan
asumsi operasi beban saat kondisi normal.
Rencana yang diterapkan yakni pada saat kondisi
penyaluran dari cikarang listrindo. Beban
direprsentasikan sebagai beban terpusat atau
lumped load dapat mengakomodir beban
pencahayaan dan beban pada motor listrik 3
4. ANALISIS DAN PEMBAHASAN
4.1.1 Pembebanan Transformator
7
Unit
Trafo
Nilai
(kV)
Kapasitas
(kVA)
Trafo 1
Trafo 2
Trafo 3
Trafo 4
Trafo 5
Trafo 6
20/0.4
20/0.4
20/0.4
20/0.4
20/0.4
20/0.4
2500
2500
2500
3000
3000
630
Beban
kVA
960
860
1442
1293
1621
60.48
%
38.4
34.4
57.7
43.1
54.0
9.6
kapasitas maksimal transformator. Nilai ini masih
tingkat aman dalam tingkat transformator
distribusi dikarenakan masih memiliki alokasi
179 kVA atau 6% sebelum mencapai tingkat
batas pembebanan ideal 1800 kVA dan 46%
sebelum mencapai batas maksimal kapasitas dari
transformator 3000 kVA.
Sedangkan presentase yang terendah terdapat
pada transformator 6 dengan kapasitas daya
maksimal sebesar 630 kVA dengan nilai
pembebanan sebesar 60.48 kVA atau 9.6% dari
kapasitas maksimal transformator. Nilai ini masih
tingkat aman dalam tingkat transformator
distribusi dikarenakan masih memiliki alokasi
317.51 kVA atau 50.4% sebelum mencapai
tingkat batas pembebanan ideal 378 kVA dan
90.4%
sebelum mencapai batas maksimal
kapasitas dari transformator 630 kVA.
Dari hasil simulasi ini pada pembebanan
transformator dari mulai tranformator 1 sampai
dengan
transformator
6
masih
dapat
dikategorikan ideal dan aman. Terdapat juga yang
pembebanannya sangat kecil yakni pada
transformator 6 yang pembebanannya 60.48 kVA
atau 9.6% dari batas kapasitas maksimal 630
kVA.
Batas
pembebanan Ideal
(kVA)
1500
1500
1500
1800
1800
378
Tabel 2 Pembebanan transformator hasil
simualasi aliran daya
Pada transformator 1 dengan kapasitas daya
maksimal sebesar 2500 kVA dengan nilai
pembebanan sebesar 960 kVA atau 38.4% dari
kapasitas maksimal transformator. Nilai ini masih
tingkat aman dalam tingkat transformator
distribusi dikarenakan masih memiliki alokasi
540 kVA atau 21.6% sebelum mencapai tingkat
batas pembebanan ideal 1500 kVA dan 61.6%
sebelum mencapai batas maksimal kapasitas dari
transformator 2500 kVA.
Pada transformator 2 dengan kapasitas daya
maksimal sebesar 2500 kVA dengan nilai
pembebanan sebesar 860 kVA atau 34.4% dari
kapasitas maksimal transformator. Nilai ini masih
tingkat aman dalam tingkat transformator
distribusi dikarenakan masih memiliki alokasi
640 kVA atau 25.6% sebelum mencapai tingkat
batas pembebanan ideal 1500 kVA dan 65.6%
sebelum mencapai batas maksimal kapasitas dari
transformator 2500 kVA.
Terlihat pada tabel 2 persentase pembebanan
tertinggi terdapat pada transformator 3 dengan
kapasitas daya transformator 3000 kVA dengan
nilai pembebanan yaitu sebesar 1442 kVA atau
57.7% dari kapasitas maksimal transformator.
Nilai pembebanan ini hampir mendekati tingkat
pembebanan ideal unit transformator distribusi
dikarenakan memliki alokasi sebesar 58 kVA
atau 2.3%
sebelum mencapai tingkat
pembebanan ideal dan transformator ini dapat
dikategorikan
pada
tingkat
pembebanan
transformator masih aman karena masih 42.3%
dari nilai kapasitas maksimal transformator
sebesar 2500 kVA.
Pada transformator 4 dengan kapasitas daya
maksimal sebesar 3000 kVA dengan nilai
pembebanan sebesar 1293 kVA atau 43.1% dari
kapasitas maksimal transformator. Nilai ini masih
tingkat aman dalam tingkat transformator
distribusi dikarenakan masih memiliki alokasi
507 kVA atau 16.9% sebelum mencapai tingkat
batas pembebanan ideal 1800 kVA dan 56.9%
sebelum mencapai batas maksimal kapasitas dari
transformator 3000 kVA.
Pada transformator 5 dengan kapasitas daya
maksimal sebesar 3000 kVA dengan nilai
pembebanan sebesar 1621 kVA atau 54% dari
Tabel 3 Data Perbandingan Pembebanan dan
efisiensi transformator
Unit
Trafo
Nilai
(kV)
Kapasitas (kVA)
Trafo 1
Trafo 2
Trafo 3
Trafo 4
Trafo 5
Trafo 6
20/0.4
20/0.4
20/0.4
20/0.4
20/0.4
20/0.4
2500
2500
2500
3000
3000
630
Beban (input)
Beban (output)
kVA
960
860
1442
1293
1621
60.48
kVA
946
851
1411
1266
1586
60.33
%
38.40
34.40
57.68
43.10
54.03
9.60
%
37.84
34.04
56.44
42.20
52.87
9.58
Efisiensi
(%)
98.54
98.95
97.85
97.91
97.84
99.76
Melalui data yang ditunjukan pada tabel 3
terlihat nilai efisiensi dari unit transformator yang
didapat melalui perbandingan daya keluaran
(output) dengan daya masukan (input)
transformator. Faktor rugi-rugi daya yang terdiri
dari rugi tembaga dan rugi inti cukup
berpengaruh bagi penentuan nilai efisiensi
transformator.
Terlihat juga pada tabel 3 Pada transformator
1 dengan kapasitas maksimal 2500 kVA dengan
pembebanan input 960 kVA atau sebesar 38.40%
dan pembebanan output sebesar 946 kVA atau
sebesar 37.84% dari kapasitas dari batas
maksimal pembebanan. Dari hasil tersebut
didapat nilai efisiensi dari unit transformator 1 ini
sebesar 98.54%.
Pada transformator 2 dengan kapasitas
maksimal 2500 kVA dengan pembebanan input
860 kVA atau sebesar 34.40% dan pembebanan
8
pembebanan MDP 1.07 menuju ke SDP 1.09
yaitu sebesar 63.5% dari nilai batas kapasitas
penghantar tersebut.
output sebesar 851 kVA atau sebesar 34.04% dari
kapasitas dari batas maksimal pembebanan. Dari
hasil tersebut didapat nilai efisiensi dari unit
transformator 2 ini sebesar 98.95%.
Pada transformator 3 dengan kapasitas
maksimal 2500 kVA dengan pembebanan input
1442 kVA atau sebesar 57.68% dan pembebanan
output sebesar 1411 kVA atau sebesar 56.44%
dari kapasitas dari batas maksimal pembebanan.
Dari hasil tersebut didapat nilai efisiensi dari unit
transformator 3 ini sebesar 97.85%.
Pada transformator 4 dengan kapasitas
maksimal 3000 kVA dengan pembebanan input
1293 kVA atau sebesar 43.13% dan pembebanan
output sebesar 1266 kVA atau sebesar 42.2% dari
kapasitas dari batas maksimal pembebanan. Dari
hasil tersebut didapat nilai efisiensi dari unit
transformator 4 ini sebesar 97.91%.
Pada transformator 5 dengan kapasitas
maksimal 3000 kVA dengan pembebanan input
1621 kVA atau sebesar 54.03% dan pembebanan
output sebesar 1586 kVA atau sebesar 52.87%
dari kapasitas dari batas maksimal pembebanan.
Dari hasil tersebut didapat nilai efisiensi dari unit
transformator 5 ini sebesar 97.84%.
Pada transformator 6 dengan kapasitas
maksimal 630 kVA dengan pembebanan input
60.48 kVA atau sebesar 9.60% dan pembebanan
output sebesar 60.33 kVA atau sebesar 9.6% dari
kapasitas dari batas maksimal pembebanan. Dari
hasil tersebut didapat nilai efisiensi dari unit
transformator 6 ini sebesar 99.76%.
Tabel 4 Pembebanan saluran penghantar Hasil
simulasi aliran daya.
Jumlah
Penampang
(mm2)
KHA (A)
Faktor Koreksi
Total Ampasitas
(A)
Arus Saluran
(A)
Pembebanan
Saluran (%)
Dari
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
2
1
2
2
2
2
1
1
3
3
4
4
185
185
300
300
300
185
185
185
300
300
35
120
511
511
707
707
707
511
511
511
707
707
174
386
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1022
511
1414
1414
1414
1022
511
511
2121
2121
696
1544
642.6
324.5
450.2
31.56
251.7
405.1
279.7
66.26
536.8
523.7
29.94
43.54
62.9
63.5
31.8
2.2
17.8
39.6
54.7
13
25.3
18.5
4.3
2.8
Ke
MDP 1.04
MDP 1.07
MDP 2.04
MDP 2.07
MDP 3.01
MDP 3.04
MDP 3.06
MDP 4.02
MDP 4.05
MDP 5.02
MDP 6.03
MDP 6.05
SDP 1.04
SDP 1.09
SDP 2.04B
SDP 2.07
SDP 3.01B
SDP 3.04 A
SDP 3.06A
SDP 4.02C
SDP 4.05
SDP 5.02
SDP 6.03A
SDP 6.05
Total Pembebanan
Tipe
Spesifikasi Saluran
Lokasi Saluran
Perhitungan total ampasitas untuk saluran
antara MDP 1.07 ke SDP 1.09 didasari adanya
faktor koreksi sistem kabel bawah tanah untuk
tipe NYY yang lain dan dipengaruhi oleh faktor
instalasi kabel (jarak antar tipe kabel yakni 7 cm)
yang bernilai 1 didasari pengunaan kabel 1,
sehingga faktor instalasi kabel dianggap tidak
berpengaruh dan juga faktor suhu sekitar kabel
(asumsi suhu sekeliling 30oC) yang bernilai 1.
apabila parameter faktor koreksi telah diketahui,
hal ini tentunya akan mempermudah untuk
selanjutnya
melakukan
perhitungan
total
ampasitas saluran sebagai berikut.
F = Ft.Fth.Fg
=1x1x1
=1
Sehingga didapatkan total ampasitas (I’)
saluran sebesar
I’ = F x I
= 1 x 511
= 511
4.1.3 Jatuh Tegangan Saluran
Terlihat bahwa efisiensi transformator
tertinggi yakni sebesar 99.76% dicapai pada
transformator 6 dengan nilai pembebanan yang
relative rendah yakni 60.48 kVA atau 9.6% pada
sisi input dan pada sisi output 60.33 kVA atau
9.58% dari kapasitas pembebanan maksimal. Sisa
kapasitas daya menuju ke batas maksimal sebesar
569.52 kVA atau 90.4% Ini masih sangat jauh
menuju ke batas maksimal pembebanan dari
transfrmator 6.
Dan berdasarkan data pada tabel 3 tersebut
didapat bahwa transformator dengan nilai
efisiensi terendah adalah transformator 5 yakni
sebesar 97.84% .
Dari
Ke
Tipe
Jumlah Inti
Penampang
(mm2)
Jarak (m)
jatuh
tegangan (%)
Standar Jatuh
Tegangan
(%)
Tabel 5 Hasil simulasi beberapa sampel jatuh
tegangan saluran penghantar
MDP 1.04
MDP 1.13
MDP 2.04
MDP 2.07
MDP 3.01
MDP 3.04
MDP 3.06
MDP 4.02
MDP 4.05
MDP 5.02
MDP 6.03
MDP 6.05
SDP 1.04
SDP 1.13
SDP 2.04B
SDP 2.07
SDP 3.01B
SDP 3.04 A
SDP 3.06A
SDP 4.02C
SDP 4.05
SDP 5.02
SDP 6.03A
SDP 6.05
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
185
240
300
300
300
185
185
185
300
300
35
120
54.6
197.6
126.6
199
280.9
252
187
137
180
60
20
50
1.13
3.62
1.44
0.15
1.79
3.22
3.32
0.58
1.61
0.53
0.03
0.04
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Lokasi Saluran
4.1.2 Pembebanan Saluran Penghantar
Tabel Pembebanan saluran penghantar
Pada tabel 4 terlihat nilai persentase
pembebanan penghantar saluran dengan
tegangan nominal 0.4 kV secara keseluruhan
menunjukan
nilai
pembebanan
saluran
penghantar rata-rata yakni sebesar 19.84%.
Arus pembebanan terbesar terjadi pada saluran
9
Total rugi-rugi pada sistem kelistrikan PT.
Showa Indonesia Manufacturing lebih didominasi
oleh rugi-rugi daya yang dihasilkan oleh
transformator 5 step down 20/0.4 kV dengan
kapasitas daya sebesar 3000 kVA. Pada
transformator 5 3000 kVA menyerap daya reaktif
sebesar 64.87 kVAR atau 20.86% dari total daya
reaktif sistem sebesar 310.9 kVAR. Rugi-rugi
daya aktif yang terjadi sebesar 10.81 kW atau
menyumbang 8.50% dari total rugi-rugi daya
aktif yang terjadi 127.2 kW.
Dari gambar 7 hasil simulasi, total rugi-rugi
pada sistem kelistrikan PT. Showa Indonesia
Manufacturing lebih didominasi pada saluran
penghantar yakni 92.17 kW atau 72.46% dari
total rugi-rugi daya aktif 127.2 kW. Dan rugi-rugi
pada keseluruhan transformator sebesar 35.03 kW
atau 27.54% dari total rugi-rugi daya aktif.
Dan untuk keseluruhan rugi-rugi yang terjadi
pada sistem kelistrikan PT. Showa Indonesia
Manufacturing yaitu sebesar 127.2 kW atau 2.2%
dari total beban sebesar 5658 kW. Data
persentase total rugi-rugi daya aktif pada simulasi
aliran daya kondisi operasi normal dapat dilihat
pada Gambar 7 berikut.
Dari tabel 5 didapatkan nilai jatuh tegangan
terbesar
terjadi
pada
saluran
yang
menghubungkan MDP 1.13 menuju ke SDP 1.13
sebesar 3.62% dari tegangan nominal 0.4 kV. Hal
ini disebabkan karena jarak saluran penghantar
187 meter yang cukup panjang dan dipengaruhi
juga oleh diameter kabel 240 mm2. Dengan nilai
jatuh tegangan terbesar hasil simulasi aliran daya
yang terjadi pada saluran MDP 1.13 menuju SDP
1.13 masih dikategorikan aman dikarenakan
bernilai dibawah constaint jatuh tegangan yang
ditetapkan yakni sebesar -10%.
Karena keseluruhan jatuh tegangan pada
simulasi aliran daya kondisi operasi normal masih
memenuhi kriteria operasional ideal karena tidak
terdapat nilai persentase jatuh tegangan yang
melewati -10%. Hal ini berarti pada sistem
kelistrikan
dari
PT.
Showa
Indonesia
Manufacturing
memenuhi
syarat
untuk
melakukan operasional dari unit-unit beban
listrik, terutama untuk beban listrik industri
secara kontinu selama tidak menemukan terhadap
kemungkinan adanya pelanggaran tegangan
(voltage violation).
4.1.4 Rugi-rugi Total Sistem
MDP 1.04
MDP 1.07
MDP 2.04
MDP 2.07
MDP 3.01
MDP 3.04
MDP 3.06
MDP 4.02
MDP 4.05
MDP 5.02
MDP 6.03
MDP 6.05
-
SDP 1.04
NYY
1
185
SDP 1.09
NYY
1
185
SDP 2.04B NYY
1
300
SDP 2.07
NYY
1
300
SDP 3.01B NYY
1
300
SDP 3.04 A NYY
1
185
SDP 3.06A NYY
1
185
SDP 4.02C NYY
1
185
SDP 4.05
NYY
1
300
SDP 5.02
NYY
1
300
SDP 6.03A NYY
1
35
SDP 6.05
NYY
1
120
Trafo 1
Trafo 2
Trafo 3
Trafo 4
Trafo 5
Trafo 6
Total rugi-rugi sistem simulasi
54.6
122.3
126.6
199
280.9
252
187
137
180
60
20
50
-
Pembebanan
Arus (A)
Jarak (m)
Penampang
(mm2)
Tipe
Ke
Dari
Lokasi Saluran
Jumlah Inti
Tabel 6 Hasil simulasi beberapa sampel rugirugi sistem
642.6
324.5
450.2
31.56
251.7
405.1
279.7
66.26
536.8
523.7
29.94
43.54
27.72
24.83
41.62
37.33
46.82
1.746
Rugi-rugi
kW
kVAR
4.00
4.57
2.86
0.02
1.98
7.33
5.19
0.21
3.85
1.22
0.008
0.01
4.25
3.41
9.57
6.87
10.81
0.13
127.20
3.10
3.54
3.49
0.03
2.42
5.69
4.03
0.17
4.70
1.49
0.001
0.01
25.47
20.43
57.41
41.23
64.87
0.19
310.90
Gambar 7 Diagram cakupan daya aktif
4.1.5 Skenario Saat Pemakaian
Transformator Maksimal
Tabel 7 Hasil pembebanan saluran saat
kapasitas maksimal transformator
Lokasi
Dari tabel 6 dapat dilihat bahwa saluran
antara MDP 3.04 menuju ke SDP 3.04A dengan
nilai rugi-rugi KW sebesar 7.33 kW. Rugi-rugi
yang terjadi ini disebabkan nilai daya besar 271
kVA, nilai faktor daya 91% dan juga disebabkan
oleh panjang saluran 252 meter dan luas
penampang yang kurang sesuai. Adanya jatuh
tegangan saluran sebesar 3.22% juga turut andil
dalam kemunculan nilai rugi-rugi saluran ini.
Dari
Ke
Jenis
Trafo 1
Trafo 2
Trafo 3
Trafo 4
Trafo 5
Trafo 6
LVMDP 1
LVMDP 2
LVMDP 3
LVMDP 4
LVMDP 5
LVMDP 6
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
Saluran
Penampang
Jumlah
(mm2)
300
8
300
8
300
8
400
3
400
5
300
2
Ampasitas
(A)
5656
5656
5656
4295
4295
1414
Arus Pembeba Pembeba
Saluran
nan
nan Trafo
(A)
Saluran
(%)
3608
63.8
100
3608
63.8
100
3608
63.8
100
4332
100.9
100
4323
100.7
100
909.6
64.3
100
Pada saluran penghantar dari Transformator
1 ke LVMDP 1 dengan menggunakan kabel jenis
NYY dengan penampang 300 mm2 jumlah
konduktor 8 dengan nilai ampasitas sebesar 5656
A dengan pembebanan transformator 100% yakni
2500 kVA maka didapatkan arus yang mengalir
di saluran 3608 A atau 63.8% dari total ampasitas
maksimal penghantar tersebut. Dari data diatas
10
Pada saluran penghantar dari Transformator
5 ke LVMDP 5 dengan menggunakan kabel jenis
NYY dengan penampang 400 mm2 jumlah
konduktor 5 dengan nilai ampasitas sebesar 4295
A dengan pembebanan transformator 100% yakni
3000 kVA maka didapatkan arus yang mengalir
di saluran 4323 A atau 100.7% dari total
ampasitas maksimal penghantar tersebut. Dari
data diatas dapat dilihat bahwa pada saluran dari
Transformator 5 menuju ke LVMDP 5 ini sangat
tidak memungkinkan jikalau menggunakan
transformator dengan pembebanan maksimal, dan
untuk menggunakan pembebanan maksimal
transformator tersebut harus mengganti saluran
pengahantar tersebut atau menambah jumlah
konduktor sehingga tidak melebihi pembebanan
dari saluran penghantar.
dapat dilihat bahwa pada saluran dari
Transformator 1 menuju ke LVMDP 1 ini sangat
memungkinkan
jikalau
menggunakan
transformator dengan pembebanan maksimal
masih bisa dan masih memenuhi dan tidak perlu
ada penggantian atau penambahan dari saluran
penghantar.
Pada saluran penghantar dari Transformator
2 ke LVMDP 2 dengan menggunakan kabel jenis
NYY dengan penampang 300 mm2 jumlah
konduktor 8 dengan nilai ampasitas sebesar 5656
A dengan pembebanan transformator 100% yakni
2500 kVA maka didapatkan arus yang mengalir
di saluran 3607 A atau 63.8% dari total ampasitas
maksimal penghantar tersebut. Dari data diatas
dapat dilihat bahwa pada saluran dari
Transformator 2 menuju ke LVMDP 2 ini sangat
memungkinkan
jikalau
menggunakan
transformator dengan pembebanan maksimal
masih bisa dan masih memenuhi dan tidak perlu
ada penggantian atau penambahan dari saluran
penghantar.
Pada saluran penghantar dari Transformator
6 ke LVMDP 6 dengan menggunakan kabel jenis
NYY dengan penampang 300 mm2 jumlah
konduktor 3 dengan nilai ampasitas sebesar 1414
A dengan pembebanan transformator 100% yakni
630 kVA maka didapatkan arus yang mengalir di
saluran 909.6 A atau 64.3% dari total ampasitas
maksimal penghantar tersebut. Dari data diatas
dapat dilihat bahwa pada saluran dari
transformator 6 menuju ke LVMDP 6 ini sangat
memungkinkan
jikalau
menggunakan
transformator dengan pembebanan maksimal
masih bisa dan masih memenuhi dan tidak perlu
ada penggantian atau penambahan dari saluran
penghantar.
Pada saluran penghantar dari Transformator
3 ke LVMDP 3 dengan menggunakan kabel jenis
NYY dengan penampang 300 mm2 jumlah
konduktor 8 dengan nilai ampasitas sebesar 5656
A dengan pembebanan transformator 100% yakni
2500 kVA maka didapatkan arus yang mengalir
di saluran 3608 A atau 63.8% dari total ampasitas
maksimal penghantar tersebut. Dari data diatas
dapat dilihat bahwa pada saluran dari
Transformator 3 menuju ke LVMDP 3 ini sangat
memungkinkan
jikalau
menggunakan
transformator dengan pembebanan maksimal
masih bisa dan masih memenuhi dan tidak perlu
ada penggantian atau penambahan dari saluran
penghantar.
4.1.6 Skenario Saat Tidak Memakai
Kapasitor Bank
a.
Pembebanan Saluran
Tabel 8 Hasil studi dari beberapa sampel
pebebanan saluran penghantar skenario
tidak menggunakan kapasitor bank
Pada saluran penghantar dari Transformator
4 ke LVMDP 4 dengan menggunakan kabel jenis
NYY dengan penampang 400 mm2 jumlah
konduktor 5 dengan nilai ampasitas sebesar 4295
A dengan pembebanan transformator 100% yakni
3000 kVA maka didapatkan arus yang mengalir
di saluran 4332 A atau 100.9% dari total
ampasitas maksimal penghantar tersebut. Dari
data diatas dapat dilihat bahwa pada saluran dari
Transformator 4 menuju ke LVMDP 4 ini sangat
tidak memungkinkan jikalau menggunakan
transformator dengan pembebanan maksimal, dan
untuk menggunakan pembebanan maksimal
transformator tersebut harus mengganti saluran
pengahantar tersebut atau menambah jumlah
konduktor sehingga tidak melebihi pembebanan
dari saluran penghantar.
KHA (A)
Faktor
Koreksi
Total
Ampasitas
(A)
Arus
Saluran
(A)
Pembeban
an Saluran
(%)
SDP 1.04
SDP 1.09
SDP 2.04B
SDP 2.07
SDP 3.01B
SDP 3.04 A
SDP 3.06 A
SDP 4.02C
SDP 4.05
SDP 5.02
SDP 6.03A
SDP 6.05
Total Pembebanan
Penampan
g (mm2)
1.04
1.07
2.04
2.07
3.01
3.04
3.06
4.02
4.05
5.02
6.03
6.05
Spesifikasi Saluran
Tipe
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
MDP
Ke
Jumlah
Lokasi Saluran
Dari
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
2
1
2
2
2
2
1
1
3
3
4
4
185
185
300
300
300
185
185
185
300
300
35
120
511
511
707
707
707
511
511
511
707
707
174
386
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1022
511
1414
1414
1414
1022
511
511
2121
2121
696
1544
652
327.9
454.4
31.84
253.6
408.3
281.9
66.92
542.3
533.5
29.98
43.6
63.8
64.2
32.1
2.3
17.9
40
55.2
13.1
25.6
18.9
4.3
2.8
Pada tabel 8 terlihat nilai persentase
pembebanan penghantar saluran dengan tegangan
nominal 0.4 kV secara keseluruhan menunjukan
nilai pembebanan rata-rata yakni sebesar 19.92%.
11
dan juga disebabkan oleh panjang saluran 252
meter dan luas penampang yang kurang sesuai.
Adanya jatuh tegangan saluran sebesar 3.25%
juga turut andil dalam kemunculan nilai rugi-rugi
saluran ini.
Total rugi-rugi pada sistem kelistrikan PT.
Showa Indonesia Manufacturing lebih didominasi
oleh rugi-rugi daya yang dihasilkan oleh
transformator 5 step down 20/0.4 kV dengan
kapasitas daya sebesar 3000 kVA. Pada
transformator 5 3000 kVA menyerap daya reaktif
sebesar 126.3 kVAR atau 27.36% dari total daya
reaktif sistem sebesar 460.5 kVAR. Rugi-rugi
daya aktif yang terjadi sebesar 21 kW atau
menyumbang 13.3% dari total rugi-rugi daya
aktif yang terjadi 158.2 kW.
Dari gambar 8 Grafik cakupan daya aktif
pada hasil simulasi, total rugi-rugi pada sistem
kelistrikan PT. Showa Indonesia Manufacturing
lebih didominasi pada saluran penghantar yakni
99.79 kW atau 63% dari total rugi-rugi daya aktif
158.2 kW. Dan rugi pada keseluruhan
transformator sebesar 58.41 kW atau 37% dari
total rugi-rugi daya aktif.
Dan untuk keseluruhan rugi-rugi yang terjadi
pada sistem kelistrikan PT. Showa Indonesia
Manufacturing yaitu sebesar 158.2 kW atau 2.8%
dari total beban sebesar 5652 kW. Data
persentase total rugi-rugi daya aktif pada simulasi
aliran daya kondisi operasi normal dapat dilihat
pada Gambar 8 berikut.
Arus pembebanan terbesar terjadi pada saluran
pembebanan MDP 1.07 menuju ke SDP 1.09
yaitu sebesar 64.2% dari nilai batas kapasitas
penghantar tersebut.
b. Jatuh Tegangan Saluran
Tipe
Jumlah Inti
Penampang
(mm2)
Jarak (m)
jatuh
tegangan (%)
Standar
Tatuh
tegangan (%)
Tabel 9 Hasil simulasi beberapa sampel jatuh
tegangan saluran penghantar skenario tidak
memakai kapasitor bank
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
NYY
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
185
240
300
300
300
185
185
185
300
300
35
120
54.6
197.6
126.6
199
280.9
252
187
137
180
60
20
50
1.14
3.66
1.46
0.16
1.81
3.25
3.34
0.59
1.63
0.54
0.03
0.04
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Dari
Ke
Lokasi Saluran
MDP 1.04
MDP 1.13
MDP 2.04
MDP 2.07
MDP 3.01
MDP 3.04
MDP 3.06
MDP 4.02
MDP 4.05
MDP 5.02
MDP 6.03
MDP 6.05
SDP 1.04
SDP 1.13
SDP 2.04B
SDP 2.07
SDP 3.01B
SDP 3.04 A
SDP 3.06 A
SDP 4.02C
SDP 4.05
SDP 5.02
SDP 6.03A
SDP 6.05
Dari tabel 9 didapatkan nilai jatuh tegangan
terbesar
terjadi
pada
saluran
yang
menghubungkan MDP 1.13 menuju ke SDP 1.13
sebesar 3.66% dari tegangan nominal 0.4 kV. Hal
ini disebabkan karena jarak saluran penghantar
yang cukup panjang dan dipengaruhi juga oleh
diameter kabel. Dengan nilai jatuh tegangan
terbesar hasil simulasi aliran daya yang terjadi
pada saluran MDP 1.13 menuju SDP 1.13 masih
dikategorikan aman dikarenakan bernilai dibawah
constaint jatuh tegangan yang ditetapkan yakni
sebesar -10%.
c.
Rugi-rugi Total Sistem
Jarak (m)
Pembebanan Arus
(A)
Tabel 10 Hasil simulasi beberapa sampel rugirugi sistem skenario tidak memakai kapasitor
bank
54.6
122.3
126.6
199
280.9
252
187
137
180
60
20
50
-
652
327.9
454.4
31.84
253.6
408.3
281.9
66.92
542.3
533.5
29.98
43.6
36.71
32.05
47.3
48.61
65.32
2.391
MDP 1.04
MDP 1.07
MDP 2.04
MDP 2.07
MDP 3.01
MDP 3.04
MDP 3.06
MDP 4.02
MDP 4.05
MDP 5.02
MDP 6.03
MDP 6.05
-
Penampang
(mm2)
Jumlah Inti
Tipe
Ke
Dari
Lokasi Saluran
SDP 1.04
NYY
1
185
SDP 1.09
NYY
1
185
SDP 2.04B
NYY
1
300
SDP 2.07
NYY
1
300
SDP 3.01B
NYY
1
300
SDP 3.04 A
NYY
1
185
SDP 3.06 A
NYY
1
185
SDP 4.02C
NYY
1
185
SDP 4.05
NYY
1
300
SDP 5.02
NYY
1
300
SDP 6.03A
NYY
1
35
SDP 6.05
NYY
1
120
Trafo 1
Trafo 2
Trafo 3
Trafo 4
Trafo 5
Trafo 6
Total rugi-rugi sistem simulasi
Rugi-rugi
kW
kVAR
4.12
4.66
2.91
0.02
2.01
7.45
5.27
0.22
3.93
1.27
0.01
0.01
7.45
5.67
12.36
11.65
21.04
0.24
158.20
3.193
3.617
3.552
0.027
2.455
5.779
4.089
0.169
4.797
1.547
0.001
0.007
44.675
34.036
74.139
69.914
126
0.363
460.50
Gambar 8 Grafik cakupan daya aktif
d.
Nilai Faktor Daya
Tabel 4. 1 Perbandingan nilai saat menggunakan
dan tidak menggunakan kapasitor bank
Lokasi
LVMDP 1
LVMDP 2
LVMDP 3
LVMDP 4
LVMDP 5
LVMDP 6
Dari tabel 10 dapat dilihat bahwa saluran
antara MDP 3.04 menuju ke SDP 3.04A dengan
nilai rugi-rugi KW sebesar 7.4 kW. Rugi-rugi
yang terjadi ini disebabkan nilai daya besar 271
kVA, nilai arus yang mengalir sebesar 408.3 A
Memakai Kapasitor bank
Faktor Daya
92
96.4
93.1
86.5
92.6
94.4
Arus (A)
1386
1241.4
2080.9
1866.5
2341.1
87.3
Tidak memakai Kapasitor
bank
Faktor Daya
Arus (A)
70.4
1835.6
75.4
1602.3
82.5
2364.8
67.1
2430.5
67.6
3266.2
69
119.6
Pada semua LVMDP mulai dari LVMDP 1
sampai dengan LVMDP 6 nilai faktor daya ratarata sebesar 72% saat tidak menggunakan
12
pembebanan saluran yang melewati batas
kemampuan yakni saluran penghantar dari
trafo 4 ke LVMDP 4 sebesar 100.9%, dan
saluran penghantar dari trafo 5 ke LVMDP 5
sebesar 100.7%. Sebaiknya diganti atau
ditambahkan jumlah saluran penghantarnya
saat pembebanan maksimal transformator
maksimal agar tidak terjadi gangguan pada
sistem kelistrikan.
Saat skenario tidak memakai kapasitor nilai
faktor
daya
menurun
sehingga
mengakibatkan arus yang mengalir semakin
besar dan rugi-rugi semakin besar. Nilai
pembebanan seluruh saluran penghantar pada
sistem
kelistrikan
rata-rata
masih
menunjukan nilai di bawah batasan total
ampasitas kabel dengan rata-rata dari
keseluruhan saluran penghantar 19.92%.
Nilai jatuh tegangan naik pada simulasi
aliran daya terbesar -3.66%. Nilai rugi-rugi
keseluruhan naik pada saluran penghantar
dan transformator sebesar 158.2 kW atau
2.8% dari total daya aktif sebesar 5652 kW.
Hal ini berarti pada sistem kelistrikan saat
skenario tidak memakai kapasitor bank nilai
pemebebanan, jatuh tegangan, rugi-rugi
menjadi naik dan nilai faktor daya rata-rata di
LVMDP sebesar 72% yang berarti nilai
faktor daya tersebut dibawah standar PLN
yaitu 85%.
kapasitor bank menjadi rendah dan berakibat nilai
arus semakin tinggi. Dari hasil diatas, jelas
terlihat bahwa arus berbanding terbalik dengan
faktor daya, yang merupakan faktor daya.
Sehingga apabila faktor daya meningkat maka
arus menjadi turun, dan sebaliknya apabila faktor
daya rendah, arus yang mengalir akan menjadi
tinggi.
Dari penjelasan diatas, terlihat bahwa faktor
daya rendah mengakibatkan arus yang mengalir
pada sistim jaringan tenaga listrik tersebut
mengalami kenaikan, dan kenaikan arus
mengakibatkan kerugian-kerugian pada jaringan
itu sendiri, diantaranya kerugian pada jalur
penghantar, penggunaan ukuran penghantar yang
semakin besar, pinalti pada penyedia layanan
listrik membebankan denda faktor daya dibawah
85% dalam tagihan tenaga listrik.
3.
5.
KESIMPULAN
Dari hasil penelitian melalui simulasi
aliran daya menggunakan bantuan perangkat
lunak ETAP 12.6.0 berdasarkan hasil simulasi
beban pada sistem kelistrikan PT. Showa
Indonesia Manufacturing,
maka dapat
disimpulkan beberapa hal sebagai berikut,
yaitu:
1. Nilai pembebanan unit transformator masih
sangat baik untuk pembebanan saat ini
karena masih berkisar dari 9.6% sampai
57.7%
dari kapasitas masing-masing
transformator dan nilai rata-rata pembebanan
transformator saat ini 39.5%. Nilai
pembebanan seluruh saluran penghantar pada
sistem
kelistrikan
rata-rata
masih
menunjukan nilai di bawah batasan total
ampasitas kabel dengan rata-rata dari
keseluruhan saluran penghantar 19.84%, dan
nilai pembebanan terbesar yaitu 63,5%.
Nilai jatuh tegangan pada simulasi aliran
daya terbesar -3.62%, ini masih memenuhi
kriteria operasional ideal karena tidak
terdapat nilai persentase jatuh tegangan yang
melewati -10%. Saat skenario normal terjadi
rugi-rugi pada saluran penghantar dan
transformator keseluruhan pada sistem
kelistrikan kelistrikan PT. Showa Indonesia
Manufacturing yaitu sebesar 127.2 kW atau
2.2% dari total daya aktif sebesar 5658 kW.
Hal ini berarti pada sistem kelistrikan dari
PT. Showa Indonesia Manufacturing masih
memenuhi
syarat
untuk
melakukan
operasional dari unit-unit beban listrik.
2. Saat skenario pembebanan maksimal pada
keseluruhan transformator, didapatkan nilai
6.
DAFTAR PUSTAKA
[1] W.D. Stevenson, ”Analisis Sistem Tenaga
Listrik,”Alih Bahasa: K. Idris. Erlangga,
Jakarta, 1996.
[2] E. Hosea dan Y. Tanoto, “Perbandingan
Analisa
Aliran
Daya
dengan
Menggunakan Metode Algoritma Genetika
dan Metode Newton-Raphson,” Jurnal
Teknik Elektro Vol. 4, No. 2, 2004.
[3] F. Jusmedy, “Studi Aliran Daya Sistem 115
kV PT. Chevron Pacific Indonesia,”
Universitas Sumatra Utara, Medan, 2013.
[4] M.D.R. Affandi, “Evaluasi Aliran Beban
Pada Jaringan Sistem Tenaga Listrik
Tegangan Menengah di Universitas
Gadjah Mad,” Universitas Gadjah Mada,
Yogyakarta, 2013.
[5] F. Alda, “Analisis Aliran Daya Optimal di
Sistem Kelistrikan 115 kV PT. Chevron
Pasific Indonesia,” Universitas Gadjah
Mada, Yogyakarta, 2015.
[6]
A.
Pambudi,
“Evaluasi
Sistem
Kelistrikan pada Gedung Eksisting RS.
Akademik Universitas Gadjah Mada,”
13
Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta,
2015.
[7]
Anonim, “Single Line Diagram.” [OnLine].
Available:
https://rekayasalistrik.wordpress.com/20
13/04/29/apa-itu-single-line-diagram/.
[Accessed: 12 Oktober 2015].
[8]
Anonim, “Aliran daya.” [On-Line].
Available:
repository.usu.ac.id/bitstream/12345678
9/30225/4/Chapter%20II.pdf. [Accessed:
13 Oktober 2015].
[9] Anonim, “Pemakaian Listrik Tumbuh
Signifikan.”
[On-Line].
Available:
http://www.pln.co.id/blog/pemakaianlistrik-tumbuh-signifikan-pertumbuhanekonomi-indonesia-menggembirakan/.
[Accessed: 15 Oktober 2015].
[10] Anonim, “Synchrophasor dan Aplikasinya
Untuk Memantau Kestabilan Sistem
Tenaga Listrik.” [On-Line]. Available:
http://www.pln.co.id/puslitbang/?p=645.
[Accessed: 23 Oktober 2015.
[11] Astanto, “Evaluasi SIstem Kelistrikan
PT.Sari Husada TBK Unit 2 Kemudo
Klaten,” Universitas Gadjah Mada,
Yogyakarta, 2004.
[12] G. Stokes, “Handbook of Electrical
Installation Parctice 4th Edition,”
Oxford: Blackwell Science, 2003.
[13] T.A.
Short,
“Electrical
Power
Distribution Handbook Florida,” CRC
Press LLC, 2004.
[14] Badan
Standarisasi
Nasional,
“Persyaratan Umum Instalasi Listrik
2000 (PUIL 2000),” vol. 2000, no. Puil.
2000.
[15] W.B. Pramono, “Analisis Sistem Tenaga
Listrik,” Pedoman Mata Kuliah. Jurusan
Teknik Elektro Universitas Islam
Indonesia, Yogyakarta, 2015.
14