TUGAS AKHIR ANALISA PERENCANAAN INSTALASI DISTRIBUSI SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH 20 KV Diajukan Guna memenuhi salah satu syarat Dalam menempuh gelar SARJANA TEKNIK ELEKTRO Jenjang Pendidikan Strata Satu ( S-1 )
Disusun Oleh: Nama Nim Jurusan Peminatan Pembimbing
: Kurdani : 0140311 – 060 : Teknik Elektro : Teknik Tenaga Listrik : Ir. Badaruddin, MT
PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI UNIVERSITAS MERCU BUANA JAKARTA
2009
LEMBAR PENGESAHAN ANALISA PERENCANAAN INSTALASI DISTRIBUSI SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH 20 KV
Disusun Oleh : Nama Nim Program Studi Peminatan
: Kurdani : 0140311 – 060 : Teknik Elektro : Teknik Tenaga Listrik
Mengetahui :
Dosen Pembimbing
Kordinator Tugas Akhir/ Kaprodi Teknik Elektro
( Ir. Badaruddin, MT )
( Yudhi Gunardi,ST, MT )
i
LEMBAR PERNYATAAN
Yang bertanda tangan di bawah ini, Saya:
Nama
: Kurdani
NIM
: 0140311 – 060
Jurusan
: Teknik Elektro
Peminatan
: Teknik Tenaga Listrik
Fakultas
: Teknologi Industri
Judul Skripsi
: Analisa Perencanaan Instalasi Distribusi Saluran Udara Tegangan Menengah 20 KV
Dengan ini menyatakan bahwa hasil penulisan Skripsi yang telah saya buat ini merupakan hasil karya sendiri dan benar keasliannya. Apabila ternyata di kemudian hari penulisan Skripsi ini merupakan hasil plagiat atau penjiplakan terhadap karya orang lain, maka saya bersedia mempertanggung jawabkan sekaligus bersedia menerima sanksi berdasarkan aturan tata tertib di Universitas Mercu Buana. Demikianlah, pernyataan ini saya buat dalam keadaan sadar dan tidak dipaksakan dari pihak manapun
Penulis,
( Kurdani ) ii
ABSTRAK
ANALISA PERENCANAAN INSTALASI DISTRIBUSI SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH 20 KV
Salah satu bagian dari proses penyediaan tenaga listrik bagi pelanggan listrik adalah sistem jaringan distribusi, yang merupakan titik pertemuan antara beban pelanggan dengan sistem penyaluran tenaga listrik, oleh karena itu harus ada perhitungan-perhitungan teknis dan analisis perencanaan yang matang agar didapat suatu saluran distribusi yang baik dan dapat diandalkan dengan biaya yang ekonomis, tetapi tidak melanggar syarat batas yang telah ditentukan oleh peraturan yang berlaku. Salah satu komponen yang memerlukan biaya besar pada sistem penyaluran tenaga listrik adalah penghantar (konduktor). Oleh karena
itu
diperlukan analisa perencanaan yang matang agar dapat ditentukan jenis ukuran konduktor yang paling tepat sesuai kebutuhan beban pelanggan, sehingga didapat juga biaya yang ekonomis.
.
Dalam penulisan tugas akhir ini penulis menganalisa sebuah jaringan distribusi saluran udara tegangan menengah 20 KV, 3 fasa, yang akan ditarik ke jaringan baru sepanjang jarak 3 km, dengan beban 1600 KVA, maka penghantar kabel yang paling cocok digunakan adalah penghantar kabel jenis AAAC 95 mm2. Dalam menganalisa menentukan kesimpulan jenis kabel AAAC 95 mm2 yang dipilih untuk dipakai, penulis membandingkannya dengan
penghantar
AAAC ukuran 70 mm2 dan 150 mm2. ketiga ukuran kabel tersebut dianalisa dari segi biaya penyaluran, rugi-rugi listrik dan jatuh tegangan.
iii
DAFTAR ISI
LEMBAR PENGESAHAN………………..…………………………………
i
LEMBAR PERNYATAAN ..............................................................................
ii
ABSTRAK……………………………………………………………………..
iii
KATA PENGANTAR………………………………………………………….
iv
DAFTAR ISI……………………………………………………………………
vi
DAFTAR GAMBAR .........................................................................................
ix
DAFTAR TABEL ..............................................................................................
x
BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang.……………………………………......……………….......
1
1.2 Tujuan Penulisan....................……………………………………………....
2
1.3 Batasan Masalah ............................……………….…………………...........
2
1.4 Metode Penulisan………………………..…………………………..............
2
1.5 Sistematika Penulisan………………………..……………………………...
2
BAB II LANDASAN TEORI 2.1 Pendahuluan……..……………………………...............................................
3
2.1.1 Alokasi biaya investasi penyaluran tenaga listrik.......................
4
2.2 Sistem Jaringan distribusi ................................................................................ 5 2.2.1 Saluran Udara Tegangan Menengah (SUTM)............................
6
2.2.2 Saluran Kabel Tegangan Menengah (SKTM) ...........................
6
2.3 Gardu Distribusi....…...…...……..…...............................................................
7
vi
2.4. Konfigurasi Jaringan Distribusi ....................................................................
8
2.4.1 Sistem Jaringan Distribusi Radial.............................................
8
2.4.2 Sistem Radial dengan PSO atau PBO di tengah..…...................
9
2.4.3 Sistem Jaringan Distribusi Ring (LOOP)...................................
9
2.4.4 Sistem Jaringan Distribusi Spindel……..…...............................
10
2.5. Perkiraan Kelompok Beban…........................................................................
11
2.5.1 Membuat Perkiraan Beban.............…...…...……..…................
12
2.5.1.1 Perkiraan Besarnya Beban Besar Beban.…...……..…..... 13 2.5.1.2 Karakteristik Beban...…………………….....................
14
2.5.2 Memperkirakan Beban...…………………................................
15
2.5.2.1 Memperkirakan Beban Jangka Panjang..........................
15
2.5.2.2 Memperkirakan Beban Jangka Menengah...…………...
15
2.5.2.3 Memperkirakan Beban Jangka Pendek….......................
17
2.6 Padat dan Distribusi Beban.............................................................................
18
2.7 Penghantar Jaringan Tegangan Menengah.....................................................
19
BAB III BIAYA SALURAN DISTRIBUSI 3.1 Biaya Saluran..................................................................................................
23
3.1.1 Biaya Tetap...……................……..……………………….......
24
3.1.2 Biaya Penampang Kabel…..…………………………….......
25
3.1.3 Biaya Rugi (susut) Listrik.........................................................
26
3.2 Optimasi Ukuran Penampang Penghantar (konduktor).................................
27
3.2.1 Optimasi Biaya Dengan Ukuran Konduktor Sebagai Variabel..
vii
27
3.3 Pengaruh Pertumbuhan dan Distribusi Arus Beban......................................
30
3.3.1 Pengaruh Distribusi Beban......................................................
30
3.3.2 Pengaruh Pertumbuhan Beban.................................................
32
3.3.3 Arus Ekivalen Karena Pengaruh Distribusi Arus dan Pertumbuhan Beban..........................................................
34
3.4 Jatuh Tegangan (∆V) dan Faktor Distribusi (d)...........................................
35
3.5 Arus Beban Efektif......................................................................................
36
3.6 Beberapa Pola Penyaluran...........................................................................
36
3.7 Langkah-langkah Untuk Menghitung Rugi Rata-rata Total per Tahun......
37
BAB IV ANALISA PERENCANAAN INSTALASI DISTRIBUSI SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH 20 KV 4.1 Tinjauan Lokasi Lapangan ..............................................…..…..……........
40
4.2 Perhitungan Biaya Penyaluran Untuk Penampang Penghantar (Q) = 95 mm²...........................................................................................…….….............
41
4.2.1 Biaya Tetap..............................................................................
41
4.2.2 Biaya Penghantar Kabel
42
....................................................
4.2.3 Biaya Rugi Listrik...................................................................
42
4.2.4 Total Biaya Penyaluran...........................................................
43
4.3 Menghitung Rugi-rugi Total Per Tahun Pada Saluran................................
44
BAB V PENUTUP 5.1 Kesimpulan….......................…………………………………..……...….
49
5.2 Saran..........................................………………………………..……...….
50
DAFTAR PUSTAKA………………………………………………………..
51
viii
DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1
Diagram satu garis skema penyaluran tegangan listrik
3
Gambar 2.2
Alokasi biaya penyaluran tenaga listrik
5
Gambar 2.3
Sistem Radial
8
Gambar 2.4
Sistem Radial dengan PSO dan PBO di tengah
9
Gambar 2.5
Sistem Ring
10
Gambar 2.6
Sistem Spindle
11
Gambar 2.7
Kurva Exponensial
13
Gambar 2.8
Kurva Linier
14
Gambar 2.9
Kurva Kejenuhan
14
Gambar 2.10 Kurva Beban Harian
17
Gambar 2.11 Distribusi Merata
18
Gambar 2.12 Distribusi Berat Dipangkal
18
Gambar 2.13 Distribusi Berat Diujung
18
Gambar 2.14 Distribusi Berat Ditengah
19
Gambar 3.1
Kondisi Optimum (Q Opt) Terhadap Arus
28
Gambar 3.2
Biaya (H) Terhadap Arus ( I )
29
Gambar 3.3
Profil Arus Sepanjang Saluran
30
Gambar 3.4
Profil Arus Pada Saluran
34
Gambar 4.1
Penyulang Tegangan Menengah Untuk Mensuplay Pelanggan Tegangan Menengah
39
ix
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1
Kemampuan Hantar Arus Penghantar Tembaga
20
Tabel 2.2
Kemampuan Hantar Arus Penghantar Aluminium
21
Tabel 4.1
Biaya Investasi
41
Tabel 4.2
Total Biaya Penyaluran
44
Tabel 4.3
Jatuh Tegangan Dan Rugi Total Rata-rata Pertahun
47
x
BAB I PENDAHULUAN
1.1
LATAR BELAKANG Salah satu bagian dari proses penyediaan tenaga listrik bagi konsumen
pelanggan listrik adalah operasi jaringan distribusi. Sistem distribusi merupakan titik pertemuan dari para pemakai tenaga listrik. Oleh karena itu ada beberapa kriteria persyaratan dalam penyambungan agar tercapai keserasian dalam penyaluran dan penyediaan tenaga listrik antara konsumen dan produsen yang meliputi beberapa aspek antara lain sbb: -
Kesinambungan penyaluran,
-
Batas rugi tegangan yang diijinkan pada beban puncak,
-
Batas kedip tegangan pada saat menjalankan motor di tempat yang paling jauh dari titik penyaluran,
-
Rugi-rugi jaringan. Memperhatikan persyaratan penyaluran tersebut di atas, maka setiap
perusahaan penyedia tenaga listrik harus dapat memenuhi permintaan konsumen secara optimum. Yaitu memenuhi kebutuhan konsumen dengan biaya minimal tanpa melanggar syarat batas yang ditentukan, dan yang dimaksud biaya minimal disini adalah jumlah nilai tunai waktu tertentu yang terdiri atas biaya modal, biaya kerugian daya dan energi serta biaya keandalan. Salah satu komponen yang membutuhkan biaya yang besar pada saluran udara distribusi tegangan menengah adalah penghantar (konduktor), untuk itu perlu ditentukan ukuran konduktor yang sesuai dengan kebutuhan permintaan agar didapat biaya yang ekonomis tanpa mengurangi persyaratan penyaluran tenaga listrik.
1.2
TUJUAN PENULISAN Tujuan penulisan tugas akhir ini adalah untuk menganalisis pengaruh
ukuran penampang (konduktor) pada rancangan suatu saluran udara dari jaringan distribusi tegangan menengah dalam upaya mendapatkan biaya penyaluran yang
1
paling ekonomis, dilihat dari segi investasi dan operasinya, termasuk biaya rugirugi atau susut jaringan yang mengiringinya dengan pendekatan linearisasi.
1.3
BATASAN MASALAH Pada tugas akhir ini pembahasan dibatasi pada penentuan optimalisasi
ukuran penampang penghantar pada saluran udara jaringan distribusi tegangan menengah dan masalah teknis yang berkaitan dengan ukuran penghantar dengan harga yang ekonomis.
1.4
METODE PENULISAN Metodologi penulisan yang digunakan pada penulisan tugas akhir ini
adalah: a. Mempelajari dan mengumpulkan data-data secara teoritis yang bersumber dari buku-buku, literatur-literatur, majalah serta bacaan lainnya yang berkaitan dengan penyusunan tugas akhir ini. b. Melakukan metode tanya jawab dengan staff PT. PLN Persero Cabang Tangerang.
1.5
SISTEMATIKA PENULISAN Sistematika penulisan tugas akhir ini dibuat dalam lima bab. Dimana
pada BAB 1 PENDAHULUAN berisi tentang latar belakang, tujuan penulisan, batasan masalah, metodologi penulisan dan sistematika penulisan. BAB 2 dijelaskan mengenai pengertian umum sistem distribusi tenaga listrik, klasifikasi dan karakteristik beban serta penghantar tegangan menengah. Selanjutnya pada BAB 3 diuraikan mengenai biaya suatu saluran, dimana dibahas mengenai biaya tetap, harga konduktor dan rugi-rugi (susut listrik) dan langkah-langkah perhitungan untuk menentukan rugi-rugi total pertahun. Sedangkan dalam BAB 4 berisikan tentang analisis ekonomis dan teknis dari pengaruh pilihan ukuran konduktor dalam upaya mendapatkan biaya penyaluran yang paling ekonomis. BAB 5 berisi tentang kesimpulan dari penulisan tugas akhir.
2
BAB II LANDASAN TEORI
2.1. PENDAHULUAN Energi listrik pada umumnya dibangkitkan oleh pusat pembangkit tenaga listrik yang letaknya jauh dari tempat para pelanggan listrik. Untuk menyalurkan tenaga listrik tersebut secara ekonomis pada jarak yang cukup jauh, perlu di buat analisa dan perencanaan yang baik dan matang. Pada umumnya sistem supplay tenaga listrik terdiri dari tiga bagian : a) Pusat Pembangkit Tenaga Listrik b) Instalasi Jaringan Transmisi c) Instalasi Jaringan Distribusi. Penyaluran listrik kepada para pelanggan secara skematis digambarkan seperti gambar 2.1. Dalam gambar 2.1 sudah tercakup ketiga unsur dari sistem supplay tenaga listrik, sebagaimana yang dimaksud diatas.
Gambar 2.1 Diagram satu garis skema penyaluran tegangan listrik
3
Tegangan kerja pada bagian-bagian sistem diatas adalah sbb: a. Pusat Pembangkit: Terdiri dari PLTA, PLTU, PLTD, PLTP, PLTN dll, umumnya menghasilkan tegangan antara 6 KV, 15 KV sampai dengan 33 KV. b. Transmisi -
Tegangan transmisi : 220 KV, 400 KV, 500 KV, 750 KV, 765 KV, 800 KV
dan
sebagainya.Sedangkan
di
Indonesia
pada
umumnya
menggunakan tegangan antara 150 KV dan 500 KV. -
Tegangan sub-transmisi : 33 KV, 66 KV, 110 KV, 132 KV dan sebagainya.
c. Distribusi -
Tegangan sisi primer gardu distribusi : 3,3 KV; 6,6 KV; 22 KV; 66 KV dan sebagainya. Di Indonesia pada umumnya memakai 6 KVdan 20 KV.
-
Tegangan sisi skunder gardu distribusi : 240/415 dan 250/431 volt, tiga fasa empat kawat 220/440 volt fasa tunggal ke netral. Di Indonesia digunakan tiga fasa empat kawat 220/380 volt.
2.1.1. Alokasi Biaya Investasi Penyaluran Tenaga Listrik Dalam menyalurkan tenaga listrik ke para pelanggan, mulai dari pusat pembangkit tenaga listrik, transmisi dan distribusinya ternyata bahwa bagian distribusinya menyerap biaya investasi kira-kira 45% dari biaya investasi keseluruhannya, seperti yang dilukiskan pada gambar 2.2. Ke 45% dari biaya investasi itu, diserap di bagian distribusi yang terdiri dari sebagian besar rangkaian primernya (JTM) dan rangkaian sekunder (JTR) dan
4
trafo distribusinya. Dari gambar dimaksud jelaslah bahwa sistem distribusi mempunyai nilai ekonomi yang tinggi, oleh sebab itu diperlukan perencanaan
Pelanggan TR
Jaringan Tegangan Rendah
Jaringan Tegangan Menengah
Trafo Penurun Tegangan
Sub Transmisi
Trafo Penurunan Tegangan
Tsansmisi
Trafo Penaik Tegangan
teknis yang matang agar didapat biaya keseluruhan yang efisien.
Gambar 2.2 Alokasi biaya penyaluran tenaga listrik Selanjutnya dalam pembahasan
tugas akhir ini hanya dibahas saluran
distribusi tegangan menengah (SUTM).
2.2 SISTEM JARINGAN DISTRIBUSI Distribusi adalah bagian dari sistem tenaga listrik yang menyalurkan tegangan listrik dari gardu induk ke gardu distribusi yang kemudian disalurkan ke pemakai tenaga listrik (konsumen). Saluran tegangan menengah atau disebut juga Jaringan Tegangan Menengah (JTM), berfungsi untuk menyalurkan listrik dari gardu induk tegangan tinggi/tegangan menengah ke gardu distribusi tegangan menengah/tegangan rendah ataupun dapat juga menyalurkan listrik dari gardu TT/TM langsung ke pelanggan tegangan menengah. Karena fungsi menyalurkan listrik langsung ke pusat (mulut) beban, Jaringan Tegangan Menengah biasa disebut juga sebagai penyulang (feeder). Konstruksi JTM dapat berupa saluran udara maupun saluran bawah tanah. Saluran
5
Udara Tegangan Menengah (SUTM) biasanya berupa kawat berisolasi 6kV (insulated single core 6kV) atau tanpa isolasi. Sedangkan saluran bawah tanah menggunakan kawat berisolasi penuh (kabel) dan karenanya disebut Saluran Kabel Tegangan Menengah (SKTM). 2.2.1. Saluran Udara Tegangan Menengah (SUTM) SUTM disebut saluran udara tegangan menengah karena kawat hantarnya yang bertegangan menengah berada di udara. SUTM yang berfungsi menghantarkan listrik biasanya berupa kawat tanpa isolasi dari jenis AAAC (All Alumunium
Alloy
Conductor).
Kawat
penghantar
AAAC
yang
ditumpu/bergantung pada isolator,digelar dari satu tiang listrik ke tiang listrik lainnya. Salah satu kelemahan paling menonjol dari SUTM adalah tingginya angka gangguan temporer. Lebih dari 80% gangguan pada SUTM tercatat sebagai gangguan temporer. Gangguan temporer adalah gangguan yang terjadi hanya sesaat namun cukup untuk membuat alat pemutus bekerja sehingga jaringan padam. Karena gangguan ini bersifat sementara, maka biasanya setelah beberapa saat padam, kemudian pemutus tenaga penyulang dimasukkan kembali maka penyulang akan menyala kembali dengan aman tanpa diketahui penyebab gangguan dengan jelas. 2.2.2. Saluran Kabel Tegangan Menengah (SKTM) Fungsi SKTM sama dengan SUTM, yaitu memasok daya ke pusat beban. Bedanya, SKTM konstruksinya ada di bawah tanah dan karenanya penghantarnya berupa kabel (kabel berisolasi penuh). Kabel untuk SKTM ada yang berisolasi kertas (PILC), tetapi saat ini yang banyak digunakan adalah kabel berisolasi XLPE. Biaya investasi per kilometer SKTM sangat jauh lebih mahal dibandingkan
biaya
investasi
SUTM.
6
Karenanya
keputusan
pemilihan
penggunaan SKTM menggantikan SUTM sebagai penyulang harus benar-benar melalui pertimbangan yang teliti, baik pertimbangan teknis, finansial maupun pertimbangan ekonomis. SKTM banyak dipilih untuk pasokan daya ke pusat beban di daerah padat beban, daerah perkotaan yang padat atau di tengah kota, daerah yang pertumbuhan bebannya menunjukkan kejenuhan, daerah yang sangat banyak gangguan temporer dan daerah rawan petir.
2.3
GARDU DISTRIBUSI Gardu distribusi merupakan titik beban di penyulang. Gardu distribusi
berfungsi sebagai terminal switching yang memungkinkan penyaluran listrik ke beban tegangan menengah, penyaluran listrik ke gardu lainnya, penurunan tegangan menggunakan trafo distribusi dari tegangan menengah ke tegangan rendah. Secara umum, fungsi gardu distribusi dikenal sebagai penurun tegangan dari tegangan menengah ke tegangan pelayanan, yaitu tegangan rendah. Karenanya, kecuali untuk pelanggan tegangan menengah, pada gardu distribusi ada trafo distribusi penurun tegangan dari tegangan menengah ke tegangan rendah. Ukuran trafo distribusi bervariasi, tergantung dari besarnya beban yang dilayani disekitarnya. Ukuran trafo distribusi yang banyak digunakan antara lain : 630kVA, 400kVA, 315kVA, 100kVA dan 50kVA.
7
2.4.KONFIGURASI JARINGAN DISTRIBUSI TEGANGAN MENENGAH Pada dasarnya, adanya variasi konfigurasi ini adalah untuk alasan peningkatan kualitas jaringan sehingga diperoleh keandalan yang lebih tinggi dan dihasilkan kualitas listrik yang lebih baik. Konfigurasi jaringan distribusi tegangan menengah yang umum adalah sistem radial, ring dan spindle.
2.4.1. Sistem Radial Sistem ini merupakan sistem distribusi tegangan menengah yang paling sederhana. Sistem ini ditandai dengan model JTM yang berawal dari GI dan berakhir di pusat-pusat beban, seperti terlihat pada gambar 2.3.
Gambar 2.3 Sistem Radial Investasi sistem jaringan ini relatif rendah karena, misalnya apabila hanya menggunakan satu pemutus beban/PMT (circuit breaker). Semakin kearah beban, ukuran penghantar semakin kecil karena memang penghantar yang paling dekat dengan gardu induknya yang dilewati oleh arus yang besar. Kelemahan dari sistem ini adalah keandalan sangat rendah. Jika ada gangguan di jaringan, baik dekat GI maupun di ujung JTM, maka semua jaringan yang dilayani satu penyulang ini akan padam. Untuk memperbaiki keandalan jaringan sistem radial, dilakukan beberapa usaha antara lain: memisahkan saluran utama dengan saluran pencabangan menggunakan seksi-seksi pengamanan, menarik jaringan mendekati JTM dari sumber lainnya sehingga jika ada gangguan disisi sumber, JTM yang
8
terganggu masih bisa dipasok dari JTM lainnya. Sistem radial ini sangat tepat untuk melayani area yang masih berkembang pesat.
2.4.2. Sistem Radial Dengan PSO atau PBO di Tengah Sistem ini pada dasarnya adalah sama seperti sistem radial, namun di tengah penyulang dipasang PSO/PBO (pemisah saluran/beban otomatis) untuk mengurangi area padam jika sisi setelah PSO atau PBO mengalami gangguan, seperti terlihat pada gambar 2.4.
Gambar 2.4 Sistem Radial dengan PSO atau PBO di tengah
2.4.3. Sistem Ring (LOOP) Sistem ini merupakan usaha perbaikan sistem dari sistem distribusi radial. Pola ini ditandai dengan pola JTM berawal dari satu GI, keluar melewati pusat/mulut beban,kemudian kembali ke GI semula, seperti terlihat pada gambar 2.5. Sistem ring ini dalam keadaan normal biasanya beroperasi dengan sistem radial. Jika terganggu disalah satu seksi jaringan, barulah sistem ring ini berfungsi sebagai sumber bantuan. Investasi sistem ring ini relatif lebih mahal dari sistem radial, namun keandalannya relatif lebih tinggi.
9
Gambar 2.5 Sistem ring (loop) 2.4.4. Sistem Spindle Sistem ini pada dasarnya sama dengan sistem ring, hanya saja pada sistem spindle ada 7 penyulang, dimana satu penyulang berfungsi sebagai kabel cadangan (express feeder), seperti terlihat pada gambar 2.6. Konfigurasi sistem spindle ditandai dengan 7 penyulang atau kelipatannya keluar dari GI dan kemudian menyatu disatu gardu hubung (GH). Dari satu spindle, enam penyulang yang berbeban posisinya terbuka di GH. Sedangkan satu kabel cadangan yang tak berbeban (express feeder) selalu pada posisi menutup (normaly closed) di GH. Keandalan sistem spindle lebih baik dari sistem ring, karena jika satu penyulang terganggu, tersedia satu kabel cadangan utama dan lima kabel cadangan tambahan (lima kabel berbeban lainnya). Kelemahan sistem spindle antara lain: i.
Biaya investasinya relatif lebih mahal
ii.
Pada SKTM spindle, jika terjadi gangguan di express feeder, pencarian gangguan sangat sulit karena kabel terlalu panjang
10
iii.
Jika gangguan terjadi antara gardu pertama ke arah GI, maka pasokan ke penyulang yang terganggu berasal dari express feeder, akibatnya gardu yang dekat dengan GI sangat mungkin merasakan tegangan rendah
iv.
Jika terjadi dua gangguan di dua lokasi berjauhan di satu penyulang, maka sementara perbaikan dilakukan akan terjadi pemadaman aliran listrik kepada pelanggan.
PMT
LBS GD
PMT
LBS
GI Feeder expres
Gambar 2.6 Sistem spindle
2.5 PERKIRAAN KELOMPOK BEBAN. Untuk bisa merencanakan jaringan distribusi secara optimum, perlu diperkirakan terlebih dahulu beban yang akan dilayani oleh jaringan distribusi tersebut. Oleh karena itu masalah perkiraan beban merupakan masalah yang penting dalam merencanakan perkembangan jaringan. Macam-macam beban yang dilayani oleh jaringan distribusi secara garis besar adalah sebagai berikut: 1. Kelompok beban daerah rumah tangga 2. Kelompok beban daerah perkantoran 3. Kelompok beban daerah usaha/perdagangan 4. Kelompok beban daerah industri
11
Perkiraan beban tersebut diatas meliputi besarnya beban sebagai fungsi waktu dan juga karakteristiknya. Dengan memperhatikan hal-hal ini kemudian perencanaan teknis dari jaringan distribusi dilakukan. Dalam praktek perkiraan beban ini tidak sederhana karena kelompok-kelompok beban tersebut diatas seringkali tidak bisa dipisahkan secara jelas. Perencanaan
jaringan
distribusi
juga
harus
mempertimbangkan
pertumbuhan beban karena beban pada umumnya tidak bersifat statis tetapi naik sebagai fungsi waktu. Persentase kenaikan beban sebagai fungsi waktu perlu diperhatikan dengan mengacu pada angka statistik beban. Dimensi dari jaringan distribusi tergantung kepada padatnya beban yang harus dilayani. Makin padatnya beban, makin besar tegangan atau konduktor yang harus dipergunakan. Dari uraian diatas disimpulkan bahwa untuk merencanakan jaringan distribusi perlu diperhatikan terlebih dahulu hal-hal sebagai berikut: 1. Besar dan karakteristik beban yang dilayani 2. Perkembangan beban sebagai fungsi waktu 3. Besar beban persatuan luas (padat beban), hal ini diperlukan untuk menentukan tegangan dan dimensi jaringan.
2.5.1. Membuat Perkiraan Beban Perkiraan beban untuk perkiraan membuat suatu jaringan distribusi, meliputi: 1. Besar beban 2. Karakteristik beban
12
2.5.1.1.
Memperkirakan besar beban Untuk memperkirakan besar beban disuatu wilayah distribusi bisa
dilakukan dengan cara ekstrapolasi, kurva beban puncak tahunan untuk lima tahun terakhir, kemudian dilakukan ekstrapolasi atas kurva tersebut. Secara garis besar ada tiga kelompok daerah perkembangan beban yang perlu diekstrapolasi dengan kurva yang berbeda. a. Daerah perkembangan baru, dimana pada daerah perkembangan baru kenaikkan bebannya relatif cepat, perkiraan bebannya dilakukan dengan kurva eksponensial.
Gambar 2.7 Kurva Eksponensial b. Daerah perkembangan sedang, dimana daerah ini telah dihuni oleh para konsumen, namun secara geografis masih memungkinkan perkembangan adanya konsumen-konsumen baru. Perkiraan beban disini bisa dilakukan dengan metode pendekatan linier.
13
Gambar 2.8 Kurva Linier c. Daerah perkembangan padat, dimana pada daerah ini perluasan secara geografis tidak lagi mungkin dilakukan. Penambahan atau perluasan konsumen dilakukan ke arah udara, dalam arti hanya bisa dilakukan jika ada bangunan yang dirobohkan kemudian dibangun lagi lebih tinggi. Perkiraan penggunaan beban bisa dilakukan dengan kurva kejenuhan (curve fit).
Gambar 2.9 Kurva kejenuhan 2.5.1.2.
Karakteristik beban Karakteristik beban dipengaruhi oleh sifat konsumsi dari kelompok-
kelompok konsumen. a. Kelompok konsumen rumah tangga
14
b. Kelompok rumah tangga besar c. Kelompok konsumen usaha/perdagangan d. Kelompok konsumen industri
2.5.2. Memperkirakan beban 2.5.2.1.
Memperkirakan beban jangka panjang Perkiraan beban jangka panjang adalah untuk jangka waktu di atas satu
tahun. Dalam perkiraan beban jangka panjang, masalah-masalah makro ekonomi yang merupakan masalah ekstern perusahaan listrik, adalah sebagai faktor utama yang menentukan arah perkiraan beban. Faktor makro tersebut diatas misalnya pendapatan perkapita penduduk Indonesia. Kenaikan beban serta produksi tenaga listrik untuk jangka panjang di Indonesia masih akan relatif tinggi dibandingkan dengan negara-negara maju, misalnya negara-negara Eropa. Karena perhitungan beban jangka panjang banyak menyangkut masalah makro ekonomi yang bersifat ekstern perusahaan listrik, maka penyusunannya perlu ada kerja sama dengan pihak pemerintah.
2.5.2.2.
Memperkirakan beban jangka menengah Perkiraan beban jangka menengah adalah untuk jangka waktu dari satu
bulan sampai dengan satu tahun. Poros untuk perkiraan beban jangka menengah adalah perkiraan beban jangka panjang. Sehingga perkiraan beban jangka menengah tidak dapat menyimpang terlalu jauh terhadap perkiraan beban jangka panjang. Dalam perkiraan beban jangka menengah, masalah-masalah manajerial perusahaan, misalnya kemampuan teknis memperluas jaringan distribusi,
15
kemampuan teknis menyelesaikan proyek pembangkit listrik yang baru serta juga kemampuan teknis menyelesaikan proyek saluran transmisi. Masalah penyelesaian proyek ini sesungguhnya tidak sepenuhnya merupakan masalah intern perusahaan listrik, tetapi juga dipengaruhi oleh faktor-faktor ekstern khususnya jika menyangkut masalah pembebasan tanah dan masalah penyediaan dana Dalam perkiraan beban jangka panjang biasanya hanya diperkirakan beban puncak yang tertinggi yang akan terjadi dalam sistem tenaga listrik, karena perkiraan beban jangka panjang lebih banyak dipergunakan untuk keperluan perencanaan pengembangan sistem. Tetapi dalam perkiraan beban jangka menengah, maka aspek operasional yang menonjol, karena dalam jangka menengah (kurang dari satu tahun) tidak banyak lagi yang dapat dilakukan dalam segi pengembangan. Oleh sebab itu perkiraan mengenai besarnya beban minimum juga diperlukan karena beban yang rendah dapat menimbulkan persoalan operasional seperti timbulnya tegangan yang berlebihan serta perlunya untuk memberhentikan unit PLTU. Penyambungan langganan baru yang mempunyai daya tersambung dengan nilai antara satu sampai dengan tiga persen dari beban puncak sistem, perlu diperhitungkan dalam perkiraan beban jangka menengah, karena hal ini selain mempengaruhi beban yang akan terjadi dalam sistem, juga terutama perlu dianalisa dari segi aliran daya. Untuk langganan baru dengan daya tersambung diatas tiga persen dari beban puncak sistem, perlu diperhitungkan dalam perkiraan beban jangka panjang, karena selain masalah segi aliran daya yang akan terjadi dalam sistem juga masalah penyediaan dayanya perlu dipersiapkan dalam jangka panjang (lebih dari satu tahun) dengan perhatian khusus.
16
2.5.2.3.
Memperkirakan Beban Jangka Pendek Perkiraan beban jangka pendek adalah untuk jangka waktu beberapa jam
sampai satu minggu (168 jam). Dalam perkiraan beban jangka pendek terdapat batas atas untuk beban maksimum dan batas bawah untuk beban minimum yang ditentukan oleh perkiraan beban jangka menengah. Besarnya beban untuk setiap jam ditentukan dengan memperhatikan karakteristik beban diwaktu lalu dengan memperhatikan berbagai informasi yang dapat mempengaruhi beban sistem, seperti acara televisi, cuaca dan suhu udara. Mengenai karakteristik beban harian dapat dilihat pada gambar 2.9.
Gambar 2.10 Kurva beban harian
17
2.6
PADAT DAN DISTRIBUSI BEBAN Setelah diperkirakan besar dan karakteristik beban, perencanaan jaringan
distribusi harus memperhatikan pula distribusi pada beban. Secara garis besar, distribusi padat beban adalah sebagai berikut: a. Distribusi merata, dimana arus yang mengalir adalah merata sepanjang saluran.
Gambar 2.11 Distribusi merata b. Distribusi berat di pangkal, dimana arus yang mengalir lebih besar didekat gardu distribusi.
Gambar 2.12 Distribusi berat di pangkal c. Distribusi berat di ujung, dimana arus yang mengalir diujung saluran lebih besar daripada di pangkal saluran.
18
Gambar 2.13 distribusi berat di ujung d. Distribusi berat di tengah, dimana arus yang mengalir di tengah saluran lebih besar daipada di ujung atau di pangkal saluran.
Gambar 2.14 Distribusi berat di tengah
2.7
PENGHANTAR JARINGAN TEGANGAN MENENGAH Dilihat dari jenis logamnya penghantar listrik yang digunakan oleh PT.
PLN Persero dewasa ini terdiri dari logam tembaga, aluminium dan aluminium campuran. Penghantar yang terbuat dari logam tembaga yang sering disebut dengan BC atau BCC (Bare Copper Conductor) merupakan penghantar yang baik untuk menghantarkan energi listrik, meskipun penghantar ini mempunyai bobot yang lebih besar dan mempunyai harga yang lebih mahal. Penghantar yang terbuat dari aluminium murni yang sering disebut dengan AAC (all Aluminium Conductor) adalah penghantar listrik yang cukup baik. Keuntungan penghantar ini adalah bobotnya lebih ringan dari tembaga dan
19
harganya lebih murah, namun demikian aluminium mempunyai kuat tarik yang lebih kecil dari tembaga dan juga lebih rapuh. Untuk mengurangi kelemahan tersebut dibuat penghantar aluminium campuran yang sering disebut AAAC (All Aluminium Alloy Conductor) dimana jenis penghantar ini mempunyai kuat tarik yang lebih besar daripada AAC. Kuat tarik suatu penghantar listrik perlu mendapat perhatian sewaktu melakukan penarikan kawat. Selain itu perlu juga diperhatikan pada suatu penghantar adalah kuat hantar arusnya (KHA), dimana masing-masing penghantar mempunyai kuat hantar arus yang berbeda-beda seperti terlihat pada tabel 2.1 dan tabel 2.2. Tabel 2.1 Kemampuan hantar arus penghantar tembaga Luas Penampang (mm2)
KHA terus-menerus (A)
10
90
16
125
35
200
50
250
70
310
95
390
120
440
150
510
240
700
300
800
400
960
500
1110
20
Tabel 2.2 Kemampuan hantar arus penghantar alumunium Luas Penampang (mm2)
KHA terus-menerus (A)
15
110
25
145
35
180
50
225
70
270
95
340
120
390
150
455
185
520
240
625
300
710
400
855
500
990
630
1140
Penghantar udara telanjang terbuat dari tembaga atau aluminium. Untuk penghantar dengan luas penampang nominal 6 mm2 terdiri dari satu kawat untuk satu penghantar. Penghantar dengan luas nominal 10, 16, 25, 50 mm2 adalah kawat berlilit, dimana satu penghantar terdiri dari tujuh kawat. Pemilihan luas penampang penghantar selalu dikaitkan dengan kepadatan arus dari penghantar tersebut. Arus yang selalu padat dalam suatu penghantar akan
21
mengakibatkan panas yang berlebihan, lebih tinggi dari panas yang diijinkan dalam penghantar. Kepadatan arus pada penghantar berakibat juga pada arus penghantar maksimum yang diperbolehkan melalui penghantar tersebut, serta berakibat dibatasi kemampuan membawa daya maksimum dari penghantar. Secara optimal kepadatan arus penghantar mengikuti persamaan berikut: Untuk tembaga, sbb: I= 1,5 – 2 Amper/mm2
(2.1)
Dan untuk aluminium, sbb: I = 2,5 Amper/mm2
(2.2)
22
BAB III BIAYA SALURAN DISTRIBUSI
3.1
BIAYA SALURAN Biaya saluran terdiri dari dua komponen utama yaitu biaya investasi dan
biaya operasional, termasuk dalam biaya operasional adalah biaya pemeliharaan dan rugi-rugi (susut) teknis. Biaya-biaya tersebut harus dinilai dengan memperhitungkan faktor diskon selama selang waktu umur ekonomisnya. Untuk itu perhitungan biasanya didasarkan pada harga sekarang atau harga rata-rata pertahun. Dalam penulisan ini digunakan biaya rata-rata pertahun. Biaya terbagi atas beberapa komponen sesuai ketergantungannya dengan penampang konduktor, karena ukuran konduktor diambil sebagai variabel, maka komponen-komponen biaya tersebut antara lain sbb: a, Biaya-biaya tetap yang sama sekali (dianggap) tidak tergantung pada ukuran penampang kabel, yaitu : 1) Biaya investasi, seperti harga tiang, travers, isolator dan ongkos pemasangan, kecuali harga konduktor 2) Biaya pemeliharaan. b. Harga konduktor yang (dianggap) tergantung secara linier dengan penampang konduktor. c. Biaya rugi-rugi listrik yang berbanding terbalik dengan penampang konduktor.
23
Maka persamaan biaya saluran adalah sebagai berikut : H = Ho + Hq + Hr
(3.1)
Dimana : H
: Biaya saluran per satuan panjang per tahun (Rp/km/th)
Ho : Biaya tetap yang bukan konduktor per satuan panjang per tahun (Rp/km/th) terdiri dari : - Harga material, antara lain : tiang, isolator dll. - Biaya pemasangan - Biaya pemeliharaan Hq : Harga konduktor per satuan panjang per tahun (Rp/km/th) Hr : Harga rugi-rugi listrik (energi dan daya) per tahun (Rp/km/th)
3.1.1 Biaya Tetap Biaya investasi meliputi biaya yang harus dikeluarkan untuk pengadaan jaringan, yaitu biaya pembangunan yang terdiri dari : - Biaya konstruksi - Biaya material - Biaya pemeliharaan Maka biaya investasi dapat dinyatakan dalam persamaan : Ho = Hi + Hh
(3.2)
dimana : Ho
: Biaya tetap
Hh : Biaya pemeliharaan (Rp/km/th) Hi : Biaya investasi tetap (Rp/km/th), dengan
24
Hi = (Ha + Hp) x Fc,
(3.3)
dimana : Ha : biaya investasi awal/harga material (diluar konduktor) [Rp/km] Hp : Biaya pemasangan (Rp/km) Fc : faktor cicilan tahunan (unit/tahun) dengan Fc =
i (1 + i ) n (1 + i ) n − 1
dimana : i = faktor diskon n = cacah tahun masa manfaat ekonomis dari saluran (25 tahun) dengan mensubtitusi persamaan (3.3) ke persamaan (3.2) didapat : Ho = Ha x Hp x
i (1 + i ) n + Hh (1 + i ) n − 1
(3.4)
3.1.2 Biaya Penampang Kabel Biaya penampang konduktor dapat diformulasikan sebagai berikut : Hq = kq x Q
(3.5)
dimana : Q = penampang konduktor (mm2) kq = faktor diskon penampang, kq diperoleh dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : kq = N x hq x Fc
(3.6)
N = cacah konduktor per sirkuit hq = harga konduktor ( 1 kawat) per km perluas penampang (Rp/km/mm2)
25
3.1.3 Biaya Rugi-rugi Listrik Biaya rugi (susut) listrik terdiri dari harga rugi-rugi listrik dan rugi-rugi energi pada saluran, diformulasikan pada persamaan sebagai berikut : Hr = hr x Er
(3.7)
dimana : hr = harga rugi-rugi listrik (daya + energi) per satuan energi (Rp/kwh) Er = energi rugi-rugi per km per tahun (kwh/km/th) Er didapat dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : Er = p x r x I2 x Fr x T
(3.8)
p = cacah konduktor yang dilewati arus seimbang per sirkuit (kawat) I = arus beban puncak (ampere) T = jumlah jam dalam setahun 24 jam/hari x 365 hari/th (8760 jam/th) r =
p Q
= resistansi konduktor per km per kawat (Ohm/km/kawat)
dengan, ρ = Tahanan jenis konduktor (Ohm/mm2/km), Fr = faktor rugi-rugi, Fr didapat dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : Fr = 0,3 Fb + 0,7 (Fb)2
(3.9)
dimana : Fb = faktor beban maka : Er = p x
p x I2 x Fr x 8,76 kwh/km/th; Q
26
(3.10)
dengan demikian : Hr = Kr x
I2 Q
dengan,
Kr = hr x p x ρ x Fr x 8,76
(3.11)
Maka persamaan harga atau biaya saluran per satuan panjang sebagai fungsi dari ukuran luas penampang konduktor (Q) dan arus beban puncak (I), adalah sebagai berikut : I2 H = Ho + kq x Q + kr x Q
(3.12)
3.2 OPTIMASI UKURAN PENAMPANG PENGHANTAR (KONDUKTOR) 3.2.1 Optimasi Biaya dengan Ukuran Konduktor sebagai variabel Untuk suatu nilai arus I tertentu, ukuran konduktor yang optimum adalah apabila :
∂H kr.I 2 = kq. 2 = 0 atau ∂Q Q Q opt =
Kr .I Kq
(3.13)
Dari persamaan (3.13) terlihat bila terjadi kenaikan harga energi yang relatif lebih tinggi dari pada harga konduktor, yang berarti kr kq menjadi lebih besar, maka Q opt cenderung pula naik (konduktor dengan ukuran lebih besar) untuk arus (I) yang sama seperti terlihat pada gambar 3.1.
27
Gambar 3.1 Kondisi optimum (Q opt) terhadap arus
Dengan memasukkan Q optimal dari persamaan [3.13] ke dalam persamaan [3.12], diperoleh : Hq opt = Ho + 2 (kr x kq x I) Tempat kedudukan H untuk Q yang optimum bagi I tertentu dapat dilihat pada gambar 3.2.
28
Dari persamaan (3.13) maupun gambar 3.2 terlihat yang mempengaruhi pilihan ukuran konduktor optimum untuk suatu harga arus hanyalah harga konduktor, termasuk faktor diskonnya (kq) dan harga rugi-rugi listrik, termasuk tahanan jenis dan faktor rugi-rugi (kr), biaya tetap seperti tiang, isolator dan biaya pemeliharaan tidak berpengaruh (dalam metode pendekatan ini).
29
3.3 PENGARUH PERTUMBUHAN DAN DISTRIBUSI ARUS BEBAN
Karena tidak praktis atau hampir tidak mungkin membuat diameter konduktor mengikuti besarnya arus, dan mengganti konduktor setiap ada pertumbuhan arus tertentu, maka untuk perhitungan ditentukanlah arus ekivalen (I eq) yang nilainya tetap dan pengaruhnya terhadap biaya sama dengan pengaruh arus yang sebenarnya yang bervariasi dari ujung sumber sampai ujung hilir saluran serta tumbuh dari saat awal operasi sampai mencapai batas umur ekonomis saluran.
3.3.1 Pengaruh Distribusi Beban
Arus yang mengalir sepanjang saluran umumnya tidak merata, melainkan makin mengecil ke arah ujung hilir atau beban saluran, menurut garis persamaan tertentu (lihat gambar 3.3). Asumsi distribusi arus yang biasa dipakai yang mendekati kenyataan di lapangan ialah linier sepanjang saluran seperti terlihat pada persamaan (3.14).
Is
I1
Ib
l L
Gambar 3.3 Profil arus sepanjang saluran I1 =
(( I s − I b ).( L − I )) + Ib L
30
atau :
I1= Is-
( I s − I b ).I L
(3.14)
dimana : I1 = arus beban puncak pada jarak l dari sumber atau pangkal saluran (A); arus sebagai fungsi dari variabel jarak l. Is = arus beban puncak pada sisi sumber atau pangkal saluran (A) Ib = arus beban puncak pada ujung sisi beban atau hilir saluran (A) L = panjang saluran (km) l = jarak l dari pangkal saluran (km); l sebagai variabel Guna mempermudah perhitungan dalam menentukan ukuran konduktor yang optimum, ditentukanlah arus ekivalen (Ieq) yang nilainya tetap dan mengalir sepanjang saluran yang memberikan pengaruh rugi-rugi yang sama dengan pengaruh arus sebenarnya yang nilainya menurun secara linier dari pangkal menuju hilir saluran. Rugi energi listrik per tahun karena arus mengalir sepanjang saluran adalah : E eq
= p x r x L x T x Fr x Ieq2
Enyata = p x r x T x Fr x (Il2) x dl
(3.15) (3.16)
dimana : E eq
= rugi energi karena Ie (Wh/th)
Enyata = rugi energi karena Il (Wh/th) dl
: ∆ 1→0
dengan memasukkan harga I1 dari persamaan (3.15) ke dalam persamaan (3.16) dan mengintegralkannya, akan didapat : Enyata = p.r.T.Fr.L(Is2-Ib2-IsIb)/3 Kemudian dengan pengertian Eeq = Enyata , diperoleh :
31
(3.17)
Ieq2 = Is2.(1+Ib/Is+Ib2/Is2)/3 atau Ieq2 = Is2.(1+b+b2)/3 dan Ieq = Is.D
(3.18)
dimana :
⎧ (1 + b + b 2 ) ⎫ ⎬ D= ⎨ 3 ⎭ ⎩
1/ 2
(3.19)
D = faktor distribusi dengan : b = Ib/Is b = perbandingan arus ujung hilir terhadap arus pangkal saluran.
3.3.2 Pengaruh Pertumbuhan Beban
Arus beban puncak yang melalui saluran tidak akan selalu tetap selama masa operasinya, melainkan tumbuh menurut garis persamaan tertentu; asumsi yang lazim digunakan ialah pertumbuhan menurut garis eksponensial : It = Ia.(1+g)t
(3.20)
dimana : It = arus beban puncak pada tahun ke-t (A) Ia = arus beban puncak awal pada tahun ke-0 (A) g = laju pertumbuhan per tahun t = selang waktu Kenaikan arus beban menimbulkan pula kenaikan rugi-rugi yang perlu diperhitungkan dalam biaya tahunan saluran untuk menentukan ukuran konduktor yang optimum.Untuk memperhitungkan pengaruh rugi-rugi karena kenaikan
32
beban selama masa operasi (umur ekonomis) saluran, dapat diambil suatu nilai arus yang tetap ( I ekivalen), yang menimbulkan rugi-rugi karena arus yang sebenarnya selama masa operasi saluran (n th). Rugi energi karena arus ekivalen selama masa operasi, adalah : Eeq = p.r.T.Fr.n.Ieq2
(3.21) n
Esebenarnya = p.r.T.Fr. ∫ I t 2 .dt
(3.22)
0
dimana : E = rugi energi selama n th (Wh/km) Dengan memasukkan harga It dari persamaan (3.20) kedalam persamaan (3.22), dan diintegralkan dari 0 sampai n tahun, kemudian persamaan : Eeq = Esebenarnya Maka diperoleh : Ieq
2
(1 + g ) 2 n − 1 = Ia . l n .(1 + g ) 2 n 2
(3.23)
dengan memasukkan : a = In/Ia
= (1+g)n
dan 1/ 2
⎡ a 2 − 1⎤ G=⎢ 2 ⎥ ⎣ ln .a ⎦
(3.24)
maka : Ieq = Ia.G dimana : G
= faktor pertumbuhan
33
a
= perbandingan atau rasio antara arus prakiraan yang ada pada tahun ke-n dengan arus pada saat awal, tahun ke-0.
3.3.3
Arus Ekivalen Karena Pengaruh Distribusi Arus dan Pertumbuhan Beban
Bila arus beban tersalur sepanjang saluran menurut faktor distribusi D dan mengalami pertumbuhan dari awal sampai akhir masa ekonomis saluran menurut faktor pertumbuhan G, maka perhitungan arus ekivalen (Ieq) yang berlaku secara bersamaan untuk kedua kondisi tersebut adalah sebagai berikut : 1. Ie karena pengaruh distribusi arus saja, maka sesuai persamaan (3.18) : Ied = Is.D 2. Ie karena pengaruh distribusi arus sekaligus pertumbuhan beban : Ieq = Ied.G, atau Ieq = Isa.D.G, atau
(3.25)
Ieqxa DxG
(3.26)
Isn =
dengan a = In/Ia = Isn/Isa
34
3.4 JATUH TEGANGAN (∆V) DAN FAKTOR DISTRIBUSI (d)
Gambar 3.4 Profil arus pada saluran Rumus dasar jatuh tegangan ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut : V =Z x L x I dimana : V =jatuh tegangan (v) Z = impedansi jatuh tegangan (ohm/km) maka jatuh tegangan pada sepotong kecil saluran dl adalah : dv = z.I1.dl dimana I1 (persamaan 3.14) fungsi dari I, maka jatuh tegangan total sepanjang saluran : VL = Z . ∫ I 1 .dl = Z .[I s .L −] 1/.2 ( I s − I b ).L L
0
VL = Z .L Is.½(1+Ib/Is) VL = Z.L.Isn.d x 100% V
(3.27)
35
dimana : d = ½ .(1+Isa/Isn) = faktor distribusi jatuh tegangan
3.5 ARUS BEBAN EFEKTIF
Arus beban total rata-rata per tahun sepanjang umur jaringan (n tahun) atau Ieff dapat dihitung sebagai berikut : n
Ieff . n = Isa . ∫ (1 + g ) t .dt 0
Ieff = Isa
(1 + g ) n − 1 ln(1 + g ) n
atau Ieff = Isn .
a −1 a. ln .a
(3.28)
3.6 POLA PENYALURAN
Ada beberapa pola perencanaan penyaluran yang perlu diperhitungkan : a. Dari awal tahun ke-0 operasi sampai tahun ke-25, hanya direncanakan ada satu sirkuit saluran. Dalam hal demikian, laju pertumbuhan (g) sangat kecil atau beban pada awal operasi sangat kecil. - Pada kasus pertama, beban awal (Isa) lebih besar atau sama dengan separuh beban tahun ke-25 (Isn), atau 1≤a≤2, sehingga g = a1/n -1≤3 %. Dalam hal demikian, konduktor saluran cukup efisien (Isa rata-rata 72 % Isn) - Pada kasus kedua, a ≥ 4 dengan g ≥ 6 %. Dalam hal ini pemakaian konduktor saluran secara keseluruhan kurang efisien (Isa rata-rata ≤ 54 % Isn), terlebih lagi jika b < ½
36
b. Pada awalnya hanya ada 1 sirkuit, kemudian pada pertengahan umur ekonomisnya (tahun ke-12,5) dibangun sirkuit kedua paralel dengan yang pertama dan bebannya dibagi dua. Pada pola ini profil arus sebagai fungsi dari waktu berbentuk mata gergaji dimana a = 2 untuk tiap selang waktu m = 12,5 tahun. Untuk faktor pertumbuhan : 1/ 2
⎡ a 2 − 1⎤ G= ⎢ 2 ⎥ ⎣ ln .a ⎦
= 1,47
dan
g = a 2 / n − 1 = 0,057 = 6%
dan
I rata-rata =72% Ism = Isn
Bagi laju pertumbuhan yang tinggi (g = 6%) pola ini lebih efisien dari pola a. c. Faktor distribusi yang terlalu rendah dimana b = Ib/Is < ½, penggunaan konduktor saluran kurang efisien. Untuk itu sebaliknya mulai titik dimana I < 0,5Is, penampang konduktor dapat dipilih ukuran 2 tingkat dibawahnya (= ½ luas penampang konduktor sisi hulunya). Dengan demikian agar efisiensi penggunaan konduktor cukup baik, perlu dirancang agar : 1 ≤ G ≤ 1,5-1,9 atau 1 ≤ a ≤ 2 - 3, serta 1 ≥ D ≥ 0,75 - 0,7 atau 1 ≥ b ≥ ½ - ⅓ sehingga : 1 ≤ G . D ≤ 1,25 - 1,33
3.7 LANGKAH-LANGKAH UNTUK MENGHITUNG RUGI RATA-RATA TOTAL PER TAHUN SEBAGAI BERIKUT :
a.
Menghitung rugi per tahun rata-rata (Eu) dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :
37
Eu = 3 . (Ieq)2. r.L.Fr.8,76 kWh/th
(3.29)
b.
Menghitung arus effektif (Ieff) dengan menggunakan persamaan (3.28).
c.
Menghitung energi rata-rata per tahun (U) dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : U = √3 . V . Ieff . cos θ. Fb . 8,76
d.
(3.30)
Menghitung rugi total rata-rata per tahun (Et%) dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : Et% =
Eu x100% U
(3.31)
38
BAB IV ANALISA PERENCANAAN INSTALASI DISTRIBUSI SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH 20 KV Pada bab ini akan dibahas analisa perhitungan biaya instalasi saluran udara pada jaringn distribusi berdasarkan besarnya beban pada pelanggan, panjang saluran dari Gardu Induk ke Gardu Distribusi yang akan ditarik, besarnya penampang kabel yang akan digunakan dan beberapa komponen peralatan teknis yang lainnya. Juga disertai dengan perhitungan rugi-rugi listrik. Sehingga akan di dapatkan biaya investasi awal dan biaya penyaluran yang optimum dan ekonomis. Dalam membuat rancangan instalasi jaringan distribusi dibutuhkan datadata dasar seperti: Harga satuan, konstanta, koefisien, asumsi dan prakiraan beban yang harus cukup andal dan tepat sesuai dengan tujuan perencanaan. Sedangkan untuk menganalisa perhitungan teknis dan ekonomis pada jaringan distribusi, akan dilakukan dengan cara memperbesar atau memperkecil ukuran penampang kabel yang digunakan. Sehingga akan didapat biaya yang ekonomis, dan ukuran kabel yang dapat diandalkan tanpa mengurangi batasanbatasan yang layak sesuai dengan persyaratan yang berlaku. Untuk mempermudah dalam melakukan analisis maka pembahasan akan dibagi dalam beberapa bagian, yaitu : a. Analisis teknis dari penampang konduktor, yang menghasilkan besaran penampang kabel yang digunakan aman dan dapat diandalkan sesuai dengan kenaikan arus beban dan kenaikan pertumbuhan pelanggan b. Analisis ekonomi dari penampang konduktor, yang menghasilkan biaya penyaluran yang ekonomis.
39
4.1 TINJAUAN LOKASI LAPANGAN Sebagai bahan analisis perencanaan, diambil contoh sebuah Gardu Induk (GI) di Cengkareng yang merupakan penyulang 20 kV, 3 fasa, saluran udara tegangan menengah yang menggunakan penghantar AAAC 150 mm2 seperti terlihat pada gambar 4.1. Direncanakan akan ditarik instalasi jaringan distribusi baru dari Gardu Distribusi 14B (titik B) ke Gardu Distribusi MK290 (titik C) untuk mensuplai beban ke pelanggan tegangan menengah sebesar 1600 kVA yang berjarak 3 km, gardu distribusi berfungsi untuk melayani beban industri. Sesuai dengan kebutuhan beban yang ada, maka Transformator yang digunakan adalah sesuai yang ada dipasaran yaitu 1600 kVA, maka besar arus (I) adalah : I=
1600kVA 3.20kV
= 46,2 A
Gambar 4.1 Penyulang tegangan menengah
40
4.2 PERHITUNGAN BIAYA INSTALASI UNTUK PENAMPANG KABEL (Q) = 95 mm2 4.2.1 Biaya Tetap Biaya investasi penarikan jaringan distribusi saluran udara untuk pelanggan tegangan menengah 20 kV, dengan jarak 3 km dan jarak tiap tiang 50 m, sebanyak 60 tiang, harga keseluruhan biaya investasi dapat dilihat pada tabel 4.1. Tabel 4.1 Biaya investasi Material
Volume
Harga Satuan
Harga Total
a. Trafo 20 kV 1600 kVA
1 buah
Rp 103.500.000
Rp 103.500.000
b.Tiang beban 11/500 daN
60 buah
Rp
1.016.570
Rp 60.994.200
c. IBS/Pole Top Switch
10 buah
Rp 22.137.500
Rp 221.375.000
d. Cut Out 24 kv, 100 A
2 buah
Rp
201.077
Rp
402.154
e. Terminal outdoor TM
2 set
Rp
1.156.302
Rp
2.312.604
f. Isolator tumpu
150 buah
Rp
78.430
Rp 11.764.500
g. Isolator tarik
30 buah
Rp
75.900
Rp
Total biaya investasi
2.277.000
Rp 402.625.458
Sumber PT. PLN Cabang Tangerang
Dari tabel 4.1 didapat biaya investasi awal (Ha) = Rp 402.625.458,- / 3km = Rp 134.208.486,- / km Biaya pemasangan (Hp)
= 20% x biaya investasi = 20% x Rp 134.208.486,-/km = Rp 26.841.697,-
41
Maka biaya tetap/th (Ho) dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan (3.4) untuk faktor diskon (i) = 15%, masa ekonomis (n) = 5 tahun, Ha = Rp 134.208.486,-/km, Hp = Rp 26.841.697,- dan Hh = Rp 3.000.000,-/km Sebagai berikut: Ho = {Rp(134.208.486,-+ 26.841.697,-)} x
0 ,15 (1 + 0 . 15 ) 5 (1 + 0 . 15 ) 5 − 1
+
Rp 3.000.000,= Rp 51.043.772,-/km/th
4.2.2 Biaya Penghantar Kabel Berdasarkan gambar 3.1 untuk mendapatkan desain yang optimum, untuk I = 46,2 A maka penampang kabel ( Q ) yang tepat digunakan = 95 mm2, faktor rugi-rugi penampang dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3.6) untuk N = 3, hq = Rp 100.050.000,-/km.mm2, n = 5 th dan Fc = 0,15, maka faktor rugi penampang sebagai berikut: Kq = 3 x Rp 100.050.000,-/km/mm2 x 0,15 = Rp 45.022.500,-/km/mm2/th Maka harga konduktor dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3.5) untuk Kq = Rp 45.022.500,-/km/mm2/th dan Q = 95 mm2 sebagai berikut: Hq = Rp 45.022.500,- x 95 mm2 = Rp 4.277.137.500,-/km/th
4.2.3 Biaya Rugi Listrik Faktor rugi-rugi listrik didapat dengan menggunakan persamaan (3.9) untuk Fb = 0,5 sebagai berikut:
42
Fr = 0,3 x (0,5) + 0,7 x (0,5)2 = 0,325 Dengan menggunakan persamaan (3.10) energi rugi-rugi per km per tahun (Er) dapat dihitung untuk p = 3; ρ = 32,26 ohm/mm2/km; Fr = 0,325, I = 46,2 A dan Q = 95 mm2; yaitu: Er = 3 x
32,26 x (46,2)2 x 0,325 x 8,76 95
= 6190 kWh/km/th Maka biaya rugi (susut) listrik selama satu tahun dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3.7) untuk hr = Rp 495,-/kWh (TDL) dan Er = 6190 kWh/km/th, sebagai berikut: Hr = 6190 kWh/km/th x Rp 495,-/kWh = Rp 3.064.050,-/km/th
4.2.4 Total Biaya Penyaluran
Total biaya penyaluran untuk periode satu tahun diperoleh dengan menggunakan persamaan (3.1) sebagai berikut: H = Rp (51.043.772,- + 4.277.137.500 + 3.064.050) /km/th = Rp 4.331.245.322,-/km/th Dari perhitungan di atas, biaya penyaluran per tahun untuk Q = 95 mm2 adalah Rp 4.331.245.322,-/km/th, selanjutnya dengan cara yang sama dapat dihitung biaya penyaluran untuk ukuran penampang yang berbeda dengan arus beban tetap, seperti terlihat pada tabel 4.2.
43
Tabel 4.2 Total biaya penyaluran Q (mm2)
Ho
Hq
Hr
H
(Rp/km/th)
(Rp/km/th)
(Rp/km/th)
(Rp/km/th)
70
51.043.772
3.151.575.000
4.158.495 3.206.777.267
95
51.043.772
4.277.137.500
3.064.050 4.331.245.322
150
51.043.772
6.753.375.000
1.940.400 6.806.359.172
4.3 MENGHITUNG RUGI-RUGI TOTAL PER TAHUN PADA SALURAN
Untuk mempermudah analisis, maka perhitungan biaya hanya dilakukan pada satu jurusan, yaitu titik A-C, dan parameter yang digunakan untuk mendapatkan pola penyaluran yang baik seperti dijelaskan pada bagian 3.6 adalah a = 2, b = 0,5 sehingga untuk menghitung jatuh tegangan pada titik B – C (∆VBC) dengan penampang Q = 95 mm2 dihitung dengan langkah-langkah sebagai berikut: a.
Menghitung faktor pertumbuhan (G). dengan menggunakan persamaan (3.24) untuk a = 2, sebagai berikut: 1/ 2
G=
⎧ (2 2 − 1) ⎫ ⎬ ⎨ ⎩ (2. ln 2 ⎭
= 1,4711 b.
Menghitung faktor distribusi rugi-rugi (D) dengan menggunakan persamaan (3.19) untuk b = 0,5, sebagai berikut:
44
1/ 2
⎧ (1 + 0,5 + (0,5) 2 ) ⎫ ⎬ D= ⎨ 3 ⎭ ⎩ c.
= 0,76
Menghitung Z (impedansi), untuk r = 0,3396, x = 0,3449, cos θ = 0,85 dan sin θ = 0,53 sebagai berikut: Z = r . cos θ + x . sin θ = (0,3396 x 0,85) + (0,3449 0,53) = 0,4715
d.
Menghitung arus ekivalen karena pengaruh distribusi arus dan pertumbuhan beban dengan menggunakan persamaan (3.25) untuk Isa = 46,2 A, G = 1,4711 dan D = 0,76, sebagai berikut: Ieq = 46,2 x 1,4711 x 0,76 = 51,65 A Maka arus pangkal tahun ke-n (Isn) dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3.26) untuk a = 2, G = 1,4711 dan D = 0,76, sebagai berikut: Isn =
51,65 x 2 1,4711x0,76
= 92,39 A e.
Menghitung jatuh tegangan titik B – C (∆VBC) sepanjang saluran dengan menggunakan persamaan (3.27) untuk Z = 0,4715, L = 3 km, Isn = 92,39 A dan d = (1+0,5)/2 = 0,75, maka: ∆VB-C(%) =
3 x0,4715 x92,39 x0,75 x100% 20000
= 0,49%
45
Selanjutnya dengan cara yang sama dihitung jatuh tegangan pada saluran utama titik A – B (∆VA-B) untuk L = 6 km, Z = 0,4715, Isn = 577 A dan d = 0,76, yaitu sebagai berikut: ∆VA-B(%) =
0,4715 x6 x577 x0,76 x100% 20000
= 6,2 % Maka total jatuh tegangan pada titik C terhadap titik A adalah: ∆VA-C (%) = ∆VA-B(%) + ∆VB-C(%) = 6,2 % + 0,49 % = 6,69 % Selanjutnya untuk menghitung rata-rata rugi total per tahun, dengan langkah-langkah sebagai berikut: a. Menghitung rata-rata rugi per tahun (EuBC) pada titik B – C dengan menggunakan persamaan (3.29) untuk Ieq = 51,65, r = 0,3396 ohm, L = 3 km dan Fr = 0,325 sebagai berikut: Eu = 3 x (51,65)2 x 0,3396 x 3 x 0,325 x 8,76 = 23.213,3 kWh Selanjutnya dengan cara yang sama dihitung rugi per tahun rata-rata (Eu A-B) pada titik A – B dengan menggunakan persamaan (3.29) untuk Ieq = 322, r = 0,4715 Ω, L = 6 km dan Fr = 0,325 sebagai berikut: Eu = 3 x (322)2 x 0,3626 x 6 x 0,325 x 8,76 = 1.926.635,31 kWh b. Menghitung arus efektif (Ieff) pada titik B – C dengan menggunakan persamaan (3.28) untuk Isn = 577 A dan a = 2, sebagai berikut:
46
Ieff =
577 x(2 − 1) 2 x ln 2
= 416 A c. Menghitung
energi
rata-rata
per
tahun
(U)
dengan
menggunakan
persamaan(3.30) untuk Ieff = 416 A, V = 20 kV, cos θ = 0,85 dan Fb = 0,5 sebagai berikut: U =1,73 x 20kV x 416 x 0,85 x 0,5 x 8,76 = 53.587.372,8 kWh Maka rugi total rata-rata per tahun (Et%) dengan menggunakan persamaan (3.31) sebagai berikut: Et% =
23.213,3 + 1.926.635,31 x 100% 53.587.372,8
= 3,64% Dari perhitungan diatas, jatuh tegangan adalah 6,69% dan rugi total ratarata pertahun adalah 3,64%. Selanjutnya dengan cara yang sama dapat dihitung jatuh tegangan dan rugi total rata-rata per tahun untuk ukuran penampang yang berbeda tetapi arus sumber awal tetap (Isn), seperti terlihat pada tabel 4.3. Tabel 4.3 Jatuh tegangan dan rugi total rata-rata per tahun Penampang (mm2)
Jatuh tegangan (∆V%)
Rugi total rata-rata per tahun (Et%)
70
6,91%
4,94%
95
6,69%
3,64%
150
3,22%
2,3%
47
Dari tabel 4.2 dan 4.3 terlihat semakin besar ukuran penampang, maka biaya penyaluran/km/th akan semakin besar, namun jatuh tegangan dan rugi total rata-rata/km/th akan semakin kecil. Hal ini disebabkan yang mempengaruhi pilihan ukuran penghantar optimum untuk suatu harga arus hanyalah harga penghantar, termasuk faktor diskonnya (kq) dan harga rugi-rugi listrik termasuk tahanan jenis dan faktor rugi-rugi (kr), biaya tetap seperti tiang, isolator dan biaya pemeliharaan tidak berpengaruh, dengan demikian ukuran penghantar yang optimum untuk I = 46,2 A adalah 95 mm2 (sesuai dengan gambar 3.2) dengan rugi rata-rata per tahun adalah 3,64%.
48
BAB V PENUTUP
5.1 KESIMPULAN Dari hasil uraian bab-bab sebelumnya, kiranya dapat diambil beberapa kesimpulan, antara lain sebagai berikut: 1
Didalam instalasi jaringan distribusi baik saluran udara maupun saluran bawah tanah, yang sangat berpengaruh menentukan besarnya nilai investasi atau biaya penyaluran adalah ukuran konduktor yang dipakai. Sehingga dibutuhkan analisis perhitungan yang matang agar didapat penggunaan ukuran penghantar yang tepat sehingga didapat nilai investasi yang optimum dan biaya penyaluran yang ekonomis. Semakin besar ukuran penghantar, maka semakin besar pula biaya penyaluran, seperti dibawah ini: •
Untuk ukuran penghantar 70 mm2, biaya penyaluran adalah sebesar Rp 3.206.777.267,-/km/th
•
Untuk ukuran penghantar 95 mm2, biaya penyaluran adalah sebesar Rp 4.331.245.322,-/km /th
•
Untuk ukuran penghantar 150 mm2 maka biaya penyaluran adalah sebesar Rp 6.806.359.172,-/km /th
2
Semakin kecil ukuran penghantar, maka jatuh tegangan dan rugi total rata-rata per tahun akan semakin besar, seperti terlihat dibawah ini sebagi berikut: •
Untuk ukuran penghantar 70 mm2, jatuh tegangan adalah sebesar 6,91% dan rugi total rata-rata per tahun sebesar 4,94%
49
•
Untuk ukuran penghantar 95 mm2, jatuh tegangan adalah sebesar 6,69% dan rugi total rata-rata per tahun sebesar 3,64%
•
Untuk ukuran penghantar 150 mm2 maka jatuh tegangan adalah sebesar 3,22% dan rugi total rata-rata per tahun sebesar 2,3%.
5.2 SARAN Dalam merancang suatu perencanaan sistem jaringan tenaga listrik, hal yang sangat penting dibutuhkan adalah ketepatan dalam menentukan asumsiasumsi dan perkiraan yang dipakai. Untuk itu perlu dibuat perkiraan yang matang yang didapat dari teori dan data statistik yang ada, dan juga data hasil monitoring suatu jenis pekerjaan yang sama yang disesuaikan dengan kendala-kendala yang ada di lapangan.sehingga dapat membuahkan hasil yang sesuai dengan tujuan perencanaan awal dengan hasil yang optimal dan dapat diandalkan.
50
DAFTAR PUSTAKA
1. Basri.H. “Sistem Distribusi”. ISTN, Jakarta, 1994 2. Soedirman. S. “Menentukan Ukuran Konduktor Untuk Saluran Udara Pada Jaringan Distribusi dengan Pendekatan Linearisasi” Energi dan Listrik, 1993. 3. Modul PLN. “Operasi dan Pemeliharaan Distribusi TM”. PT.PLN, Jasa Pendidikan dan Pelatihan, 1990. 4. Diktak Modul Kuliah, “Sistem Distribusi”, Universitas Mercubuana. 5. Bambang Trisno. “Ekonomi Tegangan Tinggi”. Diktat Kuliah, Universitas Mercubuana, Jakarta,2006
51
PT.PLN (PESERO) DISTRIBUSI JAKARTA RAYA DAN TANGERANG
TARIF DASAR LISTRIK TAHUN 2007 Golongan Tarif
Daya
S1
220 VA
S2
450 VA
S2
900 VA
S2
1.300 VA
2.200 VA S2 S2 S3
2201 VA S/& 200 KVA > 200 KVA
R1
450 VA
R1
900 VA
R1
1.300 VA
R1
2200 VA
R2
2201 S/& 6600 VA > 6600 450 VA
R3 B1
900 VA 1300 VA 2200 VA B2 B3
2201 VA S/& 200 KVA > 200 KVA
Blok
1 : 0 – 30 kwh 11 : 31 – 60 kwh 111 : > 60 kwh 1 : 0 – 20 kwh 11 : 21 – 60 kwh 111 : > 60 kwh 1 : 0 – 20 kwh 11 : 20 – 60 kwh 111 : > 60 kwh 1 : 0 – 20 kwh 11 : 21 – 60 kwh 11 : > 60 kwh 1 : 0 – 60 JN 11 : > 60 JN WBP LWBP 1 : 0 – 30 kwh 11 : 31 – 60 kwh 111 : > 60 kwh 1 : 0 – 20 kwh 11 : 21 – 60 kwh 111 : > 60 kwh 1 : 0 – 20 kwh 11 : 21 – 60 kwh 111 : > 60 kwh 1 : 0 – 20 kwh 11 : 21 – 60 kwh 111 : > 60 kwh
1 : 0 – 30 kwh 11 : > 30 kwh 1 : 0 – 108 kwh 11 : > 108 kwh 1 : 0 – 146 kwh 11 : > 146 kwh 1 : 0 – 264 kwh 11 : > 264 kwh 1 : 0 – 100 JN 11 : > 100 JN WBP LWBP
52
Biaya Beban ( Rp / KVA )
10.000
15.000
25.000
27.000
30.600 29.500
11.000
20.000
30.100
30.200
30.400 34.260 23.600 26.600 28.200 29.200 30.000 28.400
Biaya Pemakaian ( Rp / Kwh ) 14.800 / bulan 123 205 300 200 296 360 250 335 405 250 370 420 380 430 650 325 160 360 495 270 440 495 385 445 495 390 445 495 560 621 264 420 420 465 470 473 480 518 520 545 904 452
53
