2262522 Pemerataan Beban Untuk Menekan Losses Jaringan Distribusi Tegangan Rendah
Post on 11-Aug-2015
417 Views
Preview:
Transcript
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,
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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).
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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 :
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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:
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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).
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
39
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sesudah pemerataan
beban adalah sebesar:
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
40
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sebelum pemerataan
beban adalah sebesar:
%56,7
%100120116,4559085,7467
%100%TOTP
LOSSESPLosses
Prosentase losses terhadap daya yang disalurkan, sesudah pemerataan
beban adalah sebesar:
%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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
45
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
46
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
47
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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:
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
49
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
50
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
51
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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:
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
53
kWH
kwhLosses
84.189100
16,020,118651)(
Dirupiahkan menjadi:
123.397,25650*84.189Rp
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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.
PT PLN(PERSERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG AREA JARINGAN KRAMATJATI
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
ID PEL NAMA DAYA IMAX NO TIANG TARIF FASE KET
ID PEL NAMA DAYA IMAX NO TIANG TARIF FASE KET
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
ID PEL NAMA DAYA IMAX NO TIANG TARIF FASE KET
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
top related