KARYA ILMIAH ANALISIS LOSSES DAN DERATING AKIBAT PENGARUH THD (TOTAL HARMONIC DISTORTION) PADA GARDU TRAFO DI FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS UDAYANA
Oleh : I MADE SUARTIKA NIP. 196503261994121001
JURUSAN TEKNIK ELEKTRO DAN KOMPUTER FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS UDAYANA KAMPUS BUKIT JIMBARAN - BALI 2016
i
ABSTRAK Trafo daya dirancang untuk menyalurkan daya ke pusat beban dengan rugi-rugi minimum pada frekuensi fundamentalnya. Beban non-linear merupakan sumber arus harmonisa bagi utiliti listrik. Tingkat harmonisa yang tinggi sangat berpengaruh pada kinerja trafo, salah satu pengaruhnya adalah terjadi peningkatan rugi-rugi (losses). Kinerja trafo daya ditentukan melalui parameter rugi-rugi daya yang terjadi serta penurunan kapasitas kerja (derating) yang dapat terjadi akibat distorsi harmonisa tersebut. Dalam karya ilmiah ini dilakukan analisis THD hasil pengukuran dan simulasi sesuai dengan standar IEEE 519-1992, analisis losses pada trafo sebelum dan sesudah terpengaruh harmonisa, analisis derating yang terjadi pada trafo, analisis perbandingan losses dan derating setelah terpengaruh harmonisa, analisis penambahan losses dan derating akibat THD arus, serta analisis losses energi secara teknis. Hasil analisis menunjukkan sebelum terpengaruh harmonisa nilai losses pada trafo adalah sebesar 2.98 kW. Setelah terpengaruh harmonisa nilai losses pada trafo adalah sebesar 7.04 kW. Derating yang terjadi pada transformator adalah sebesar 25.35 kW.
ii
KATA PENGANTAR Puji syukur kami panjatkan Kehadapan Tuhan Yang Maha Esa / Ida Sang Hyang Widhi Wasa atas rakhmat-Nya, karya ilmiah ini dapat kami selesaikan tepat pada waktunya. Judul karya ilmiah kami adalah " Analisis Losses dan Derating Akibat Pengaruh THD (Total Harmonic Distortion) Pada Gardu Trafo Di Fakultas Teknik Universitas Udayana ". Dalam menyelesaikan karya ilmiah ini, banyak bimbingan dan saran telah kami dapatkan sehingga dapat diselesaikan tepat waktu. Untuk itu ucapan terima kasih kami sampaikan kepada : 1.
Bapak Dekan Fakultas Teknik Universitas Udayana, Prof. Ir. Ngakan Putu Gede Suardana, MT., Ph.D.
2. Bapak Ketua Jurusan Teknik Elektro dan Komputer Fakultas Teknik Universitas Udayana, Wayan Gede Ariastina, ST., MEngSc, Ph.D. 3. Pimpinan beserta staf Perpustakaan Universitas Udayana. 4. Semua teman-teman di lingkungan Fakultas Teknik Universitas Udayana yang telah membantu kelancaran Karya Ilmiah ini, walaupun tidak kami sebutkan satu persatu. Dengan segala kekurangan, kami senantiasa mengharapkan kritik membangun dan semoga Karya Ilmiah ini ada manfaatnya.
Bukit Jimbaran, Pebruari 2016
Penulis
iii
DAFTAR ISI
Halaman LEMBAR JUDUL …………………………………………………………........…………..i ABSTRAK.........................………………………………………………….........….......….ii KATA PENGANTAR ........................................................................................................ ... iii DAFT AR ISI ...................................................................................................................... ... iv DAFTAR GAMBAR ………………………………………………………...................…...vi DAFT AR TABEL .............................................................................................................. .. vii
BAB I
PENDAHULUAN ..........................................................................................1 1.1Latar Belakang ………………………………………………………1 1.2 Rumusan masalah ………………………………………………….1 1.3Tujuan Penelitian…………………………………………………….2 1.4 Manfaat Penelitian………………………………………………….2 1.5Ruang Lingkup dan Batasan Masalah………………………………2
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA .......................................................................3 2.1 Transformator…………………………………………………3 2.1.1 Prinsip kerja transformator…………………………………3 2.1.2 Gardu trafo tiang…………………………………………….4 2.1.3 Perhitungan arus beban penuh dan arus hubung singkat….4 2.1.4. Total losses energi…………………………………………….5 2.1.5 Efisiensi ()……………………………………………………5 2.2 Kualitas Daya Listrik (Power Quality)……………………..5 2.2.1 Harmonisa Pada Sistem Tenaga Listrik………………………...5 2.2.2 Beban nonlinier……………………………………………….6 2.2.3 Sumber harmonisa utama……………………………………..7 2.2.4Distorsi harmonik total (Total Harmonic Distortion/THD)……….7 2.2.5 Standar Harmonisa Yang Diijinkan…………………………8 2.2.5.1 Batas distorsi tegangan harmonisa utiliti…………………….8 2.2.5.2 Batas distorsi arus harmonisa utiliti…………………………8 2.3 Perhitungan losses pada transformator akibat harmonisa…..9 2.4 Perhitungan derating pada transformator akibat harmonisa…10
BAB IIIMETODE .................................................................................................11 3.1 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.3
Tempat dan Waktu Penelitian…………………………………11 Data…………………………………………….……………….11 Sumber data ………………………………………………….…11 Jenis data………………………………………………………11 Teknik pengumpulan data…………………………………….11 Analisis Data…………………………………………………..12
BAB IV PEMBAHASAN.......................................................................................13 4.1 Sistem Kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana……13 4.2 Daya Aktif, Daya Semu dan Arus Beban Non Linear Pada Feeder Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana………………...13 4.3 Analisis THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana………...14
iv
4.3.1 Hasil pengukuran THD pada feeder trafo…………………..14 4.3.2 Hasil simulasi THD pada feeder trafo……………………….14 4.3.2.1 Hasil simulasi THD arus……………………………………...16 4.4.2.2 Hasil simulasi THD tegangan………………………………..17 4.3.2.3 Perbandingan antara hasil pengukuran dengan simulasi…...18 4.4Batas maksimum THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana.19 4.4.1Analisis THD arus di Fakultas Teknik Universitas Udayana…19 4.4.2Analisis THD tegangan di Fakultas Teknik Universitas Udayana…………………………………………………………19 4.5Analisis Losses dan Derating Pada Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana………………………………………………20 4.5.1Analisis losses sebelum terpengaruh harmonisa………………20 4.5.2Analisis losses setelah terpengaruh harmonisa………………..21 4.5.3Analisis perbandingan losses sebelum dan setelah terpengaruh Harmonisa………………………………………………………25 4.5.4Analisis derating………………………………………………..26 4.6Analisis Perbandingan Losses dan Derating setelah terpengaruh Harmonisa………………………………………………………...27 4.7Analisis Penambahan Losses dan Derating Akibat THD Arus…27 BAB V PENUTUP 5. 1 Simpulan ................................................................................................29 5.2 Saran........................................................................................................29 DAFTAR PUSTAKA......................................................................................................30
v
DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Konstruksi dasar transformator…………………………………3 Gambar 2.2 Gardu trafo tiang tiga fasa……………………………………..4 Gambar 2.3 Arus yang diserap oleh beban nonlinier………………………….6 Gambar 2.4Bentuk gelombang arus dan tegangan pada beban nonlinier…………6 Gambar 3.1 Diagram Segaris…………………………………………………………12 Gambar 4.1 Single line diagram sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana……..13 Gambar 4.2 Model simulasi…………………………………………………………………….14 Gambar 4.3 Sinyal arus dan spektrum harmonisa pada feeder trafo……………………………..16 Gambar 4.4 Sinyal tegangan dan spektrum harmonisa pada feeder trafo………………………17 Gambar 4.5 Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses………………………27 Gambar 4.6Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating…………………..28
vi
DAFTAR TABEL Tabel 2.1 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi tegangan harmonisa Maksimum……………………………………………………………………8 Tabel 2.2 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi arus harmonisa Maksimum……………………………………………………………………8 Tabel 2.3 Nilai dari PEC-R…………………………………………………………………9 Tabel 4.1 Data rata-rata hasil pengukuran THD dan Cos φ tiap phasa………………14 Tabel 4.2 Orde harmonisa arus pada feeder trafo……………………………………16 Tabel 4.3 Orde harmonisa tegangan pada feeder trafo………………………………17 Tabel 4.4 Perbandingan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan simulasi...18 Tabel 4.5 Persentase kesalahan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan Simulasi………………………………………………………….…………18 Tabel 4.6 Analisis THD arus menurut IEEE Standard 519–1992……………………19 Tabel 4.7 Analisis THD tegangan menurut IEEE Standard 519–1992………………20 Tabel 4.8 Perhitungan losses pada phasa R………………………………………….21 Tabel 4.9 Perhitungan losses pada phasa S…………………………………………..22 Tabel 4.10 Perhitungan losses pada phasa T…………………………………………23 Tabel 4.11 Losses setelah terpengaruh harmonisa……………………………………24 Tabel 4.12 Perbandingan nilai losses antara sebelum dengan setelah terpengaruh Harmonisa…………………………………………………………………25 Tabel 4.13 Nilai derating trafo……………………………………………………….26 Tabel 4.14 Analisis perbandingan losses dan derating dengan standar……………27 Tabel 4.15 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses……………27 Tabel 4.16 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating…………27
vii
BAB I PENDAHULUAN 1.1
Latar Belakang Sistem tenaga listrik di Indonesia didesain untuk bekerja pada frekuensi 50 Hz,
meskipun sistem dirancang untuk bekerja pada frekuensi 50 Hz, namun jenis beban tertentu yaitu beban non-linear dapat mengakibatkan terbentuknya gelombang pada frekuensi-frekuensi tinggi yang merupakan kelipatan dari frekuensi fundamentalnya yang dikenal dengan harmonisa. Hal ini dapat mengganggu sistem kelistrikan pada frekuensi fundamentalnya, sehingga bentuk gelombang arus maupun tegangan yang idealnya adalah sinusoidal murni akan menjadi cacat akibat distorsi harmonisa yang terjadi. Penggunaan peralatan elektronik di Fakultas Teknik Universitas Udayana dapat menimbulkan arus listrik yang mengandung harmonisa. Beban non-linier merupakan sumber arus harmonisa bagi utiliti listrik. Salah satu komponen utama dalam utiliti listrik di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah trafo daya. Transformator dirancang untuk menyalurkan daya yang dibutuhkan ke beban dengan rugi-rugi minimum pada frekuensi fundamentalnya. Tingkat harmonisa yang tinggi sangat berpengaruh pada transformator, salah satu pengaruhnya adalah terjadi penambahan rugi-rugi (losses). Kinerja transformator daya ditentukan melalui parameter rugi-rugi daya yang terjadi pada transformator serta penurunan kapasitas kerja (derating) yang dapat terjadi akibat distorsi harmonisa tersebut. Standar IEEE 519 Tahun 1992 adalah standar yang digunakan sebagai batasan untuk menganalisis THD (Total Harmonic Distortion). Dari hasil short-circuit ratio yang didapatkan, maka menurut standar IEEE 519 Tahun 1992 batas maksimum THD arus yang diperbolehkan pada feeder transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah 8.0%, sedangkan batas maksimum THD tegangannya adalah 5.0%. Data hasil pengukuran pada feeder transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana menunjukkan kandungan THD arus yang melewati standar IEEE 519 Tahun 1992, yaitu lebih dari 8%. Sedangkan untuk kandungan THD tegangannya belum melewati standar IEEE 519 Tahun 1992, yaitu kurang dari 5%. Sehingga dari data tersebut memungkinkan adanya peningkatan losses dan juga derating pada transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana. Kandungan THD arus pada feeder transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana saat ini tidak sesuai dengan standar IEEE 519 tahun 1992, sehingga menyebabkan losses, derating pada transformator juga semakin tinggi. Pada penelitian ini
2
akan dilakukan analisis losses dan derating yang diakibatkan oleh gangguan harmonisa yang terdapat pada transformator daya 200 kVA di Fakultas Teknik Universitas Udayana. 1.2 Rumusan masalah Dari latar belakang di atas, maka dapat dirumuskan rumusan masalah dalam penelitian ini yaitu: Bagaimanakah pengaruh THD terhadap losses dan derating yang terjadi pada transformator daya di Fakultas Teknik Universitas Udayana? 1.3
Tujuan Penelitian Adapun tujuan penulisan adalah untuk menganalisis losses dan derating yang
terjadi akibat pengaruh THD (Total Harmonic Distortion) pada transformator daya 200 kVA di Fakultas Teknik Universitas Udayana. 1.4
Manfaat Penelitian Hasil penelitian ini diharapkan dapat digunakan sebagai acuan dalam
pembelajaran mengenai losses dan derating yang terjadi pada transformator daya akibat pengaruh THD (Total Harmonic Distortion) yang ada pada transformator daya. Dimana hasil analisis ini juga berguna untuk mengetahui tingkat kandungan THD pada sistem kelistrikan yang ada sekarang dan apakah sudah sesuai dengan standar yang diperbolehkan. 1.5
Ruang Lingkup dan Batasan Masalah Melihat luasnya permasalahan yang ada, maka dalam penelitian ini dibatasi
ruang lingkup dan batasan masalahnya, antara lain: 1. Pengukuran data untuk mendapatkan nilai THD terbesar hanya dilakukan pada jamjam kerja (saat beban puncak). 2. Analisis THD yang terdiri dari dua bagian, yaitu THD arus dan THD tegangan. 3. Standar yang digunakan sebagai acuan THD adalah IEEE 519 Tahun 1992. 4. Model sistem tenaga listrik yang digunakan pada simulasi adalah sistem kelistrikan dengan beban seimbang.
3
BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1
Transformator Transformator adalah suatu alat listrik yang dapat memindahkan dan mengubah
energi listrik dari satu atau lebih rangkaian listrik ke rangkaian listrik berikutnya tanpa merubah frekuensi. Pada umumnya transformator terdiri dari sebuah inti yang terbuat dari besi berlapis dan dua buah kumparan, yaitu kumparan primer dan kumparan sekunder. Rasio perubahan tegangan akan tergantung dari rasio jumlah lilitan pada kedua kumparan itu. Biasanya kumparan terbuat dari kawat tembaga yang dibelit di seputar “kaki” inti transformator.
2.1.1
Gambar 2.1 Konstruksi dasar transformator Sumber : www.answers.com, 2009 Prinsip kerja transformator Apabila kumparan primer dihubungkan dengan tegangan (sumber), maka akan
mengalir arus bolak-balik I1 pada kumparan tersebut. Oleh karena kumparan mempunyai inti, arus I1 menimbulkan fluks magnet yang juga berubah-ubah pada intinya. Akibat adanya fluks magnet yang berubah-ubah, pada kumparan primer akan timbul GGL induksi ep. Besarnya GGL induksi pada kumparan primer adalah (Sumanto, 1991): e p Np
d volt dt
(2.1)
dimana: ep
= GGL induksi pada kumparan primer
Np = Jumlah lilitan kumparan primer
4
d = Perubahan garis-garis gaya magnit dalam satuan weber dt
= Perubahan waktu dalam satuan detik
Fluks magnet yang menginduksikan GGL induksi ep juga dialami oleh kumparan sekunder karena merupakan fluks bersama (mutual fluks). Dengan demikian fluks tersebut menginduksikan GGL induksi es pada kumparan sekunder:
e s Ns dimana:
d volt dt
(2.2)
Ns = Jumlah lilitan kumparan sekunder. Dari persamaan ep dan es didapatkan perbandingan lilitan berdasarkan
perbandingan GGL induksi, yaitu:
a e p e s Np Ns
(2.3)
Dimana a= Nilai perbandingan lilitan transformator (turn ratio) apabila, a < 1, maka transformator berfungsi untuk menaikkan tegangan (step up) a > 1, maka transformator berfungsi untuk menurunkan tegangan
(step
down) 2.1.2
Gardu trafo tiang Gardu trafo tiang merupakan salah satu alat yang memegang peranan penting
dalam sistem distribusi. Gardu trafo tiang adalah gardu trafo yang penempatannya berada pada satu tiang atau lebih. Trafo tiang menurut fasanya dibedakan menjadi dua yaitu trafo tiang satu fasa dan trafo tiang tiga fasa. Pada umumnya gardu trafo tiang satu fasa disangga hanya dengan satu tiang saja. Sedangkan pada gardu trafo tiang tiga fasa disangga dengan dua tiang. Ukuran untuk trafo tiang satu fasa berkisar dari 5 kVA sampai 50 kVA dan untuk trafo tiang tiga fasa berkisar dari 25 kVA sampai 200 kVA.
Gambar 2.2 Gardu trafo tiang tiga fasa Sumber : Setiadji, 2001
5
2.1.3
Perhitungan arus beban penuh dan arus hubung singkat Daya transformator distribusi bila ditinjau dari sisi tegangan tinggi (primer)
dapat dirumuskan sebagai berikut (Burke, 1994):
S 3.V .I
(2.4)
Dari perumusan di atas maka untuk menghitung arus beban penuh (full load) dapat menggunakan rumus (Burke, 1994):
S
I FL
3 .V
.A
(2.5)
Untuk menghitung arus beban (Iload) dapat menggunakan rumus (Dugan; dkk, 2003):
IL
P PF 3 .V
.A
(2.6)
Sedangkan untuk perhitungan arus hubung singkat pada transformator digunakan rumus (Burke, 1994):
I SC
S .100 % Z . 3 .V
.A
(2.7)
2.1.4. Total losses energi Total Losses Pcu (Ph Pe )
Pcu Pi
(2.8)
Untuk persen losses energi secara umum dapat menggunakan rumus:
% losses
kWhsiap jual kWh jual kWhsiap jual
X 100 %
(2.9)
dimana: kWhsiap jual
= Energi siap jual
kWhjual
= Energi yang dijual
2.1.5 Efisiensi () Efisiensi dihitung dari perbandingan daya keluar (Zuhal, 1991):
Efisiensi(η)
Daya keluar Daya keluar Daya masuk Daya keluar rugi
1
rugi
(2.10)
Daya masuk
6
2.2
Kualitas Daya Listrik (Power Quality) Kualitas daya listrik diartikan sebagai hubungan dari daya listrik dengan
peralatan listrik. Jika peralatan listrik bekerja secara tepat dan handal tanpa mengalami tekanan dan kerugian dapat dikatakan peralatan listrik tersebut mempunyai kualitas daya yang bagus, sebaliknya ketika perlengkapan listrik gagal fungsi (malfunction), kurang handal atau mengalami kerugian pada saat penggunaan normal, dapat dikatakan bahwa peralatan tersebut memiliki kualitas daya yang buruk. 2.2.1
Harmonisa Pada Sistem Tenaga Listrik Harmonisa merupakan suatu fenomena yang timbul akibat pengoperasian beban
listrik non linier, yang merupakan sumber terbentuknya gelombang frekuensi tinggi (kelipatan dari frekuensi fundamental, misal: 100Hz, 150Hz, 200Hz, 300Hz, dan seterusnya). Hal ini dapat mengganggu sistem kelistrikan pada frekuensi fundamentalnya yaitu 50/60 Hz, sehingga bentuk gelombang arus maupun tegangan yang idealnya adalah sinusoidal murni akan menjadi cacat akibat distorsi harmonisa yang terjadi. 2.2.2
Beban nonlinier Beban yang komponen arusnya tidak proporsional terhadap komponen
tegangannya, sehingga bentuk gelombang arusnya tidak sama dengan bentuk gelombang tegangannya. Tidak terdapat hubungan yang linier antara arus dan tegangan. Beban nonlinier menyerap arus non sinusoidal demikian juga arus harmonik, walaupun disuplai oleh tegangan sinusoidal. Seperti Gambar 2.15 di bawah ini (Dugan; Rizy, 2001). I U 0
1 F
Gambar 2.3 Arus yang diserap oleh beban nonlinier Sumber : Dugan; Rizy, 2001 Contoh beban nonlinier antara lain penyearah (power supply, UPS, komputer, pengaturan Kecepatan motor, lampu-lampu pelepasan), alat-alat ferromagnetik, motor DC, dan tungku busur api, serta lainnya (Dugan; Rizy, 2001).
7
20 0 10 0 0
VOLTA GE NON-LINEAR LOAD CURRENT
10 Degrees (0 – 0 20 360) Gambar 2.4Bentuk gelombang arus dan tegangan pada beban nonlinier 0 Sumber : Dugan; Rizy, 2001 Sebagian besar beban nonlinier yang digolongkan deforming loads adalah konverter statis. Beban ini dapat berdaya besar dengan jumlah yang sedikit atau berdaya rendah dengan jumlah yang banyak. Contoh beban ini antara lain (Dugan; Rizy, 2001): Lampu noen / TL (fluorescent lamps) Light dimmers Komputer Peralatan listrik rumah tangga seperti TV, microwave, radio, dan piringan induksi (induction plates). 2.2.3 Sumber harmonisa utama Bentuk gelombang yang non sinusioidal dapat terjadi karena empat sebab dasar, yaitu (Susiono, 1999): 1. Sumber tegangan atau sumber arus non sinusoidal, sedangkan elemen-elemen rangkaian (resistor, induktor, dan kapasitor) adalah linear (independent) 2. Sumber tegangan atau sumber arus sinusoidal, sedangkan elemen-elemen rangkaian mengandung elemen nonlinier. 3. Sumber tegangan atau sumber arus non sinusoidal, sedangkan elemen-elemen rangkaian nonlinier. 4. Sumber tegangan atau sumber arus berupa sumber DC, sedangkan rangkaian mengandung elemen yang berubah secara periodik.
8
2.2.4Distorsi harmonik total (Total Harmonic Distortion/THD) THD adalah ukuran dari nilai efektif bentuk gelombang yang terdistorsi dari komponen harmonisa (Dugan; dkk, 2003). THD juga dapat didefinisikan sebagai rasio antara nilai RMS dari komponen harmonisa dan nilai RMS dari fundamental. Harmonik tegangan atau arus diukur dari besarnya masing-masing komponen harmonik terhadap komponen dasarnya dinyatakan dalam prosennya. Untuk memperoleh suatu parameter yang dipakai untuk menilai harmonik tersebut dipakai THD (Susiono, 1999). THD dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut, yaitu: hmax
THD
M h 1
2 h
(2.11)
M1
Dimana Mh adalah nilai rms komponen harmonik h dalam jumlah M (Dugan; dkk, 2003). THD juga dapat dinyatakan dalam persamaan lain yaitu : 1
2 1 k 2 THD U n U 1 n2
(2.12)
dimana: U1 = Komponen harmonik fundamental Un = Kompponen harmonik ke-n K = Komponen harmonik maksimum yang diamati. %VTHD adalah persentasi jumlah total tegangan yang terdistorsi oleh harmonisa dan %ITHD adalah persentasi jumlah total arus yang terdistorsi oleh harmonisa. Rumus tegangan harmonisa (Vh) dapat dijelaskan sebagai rasio dari tegangan sistem nominal (Vs) dalam persen: % Vh
Vh I x100 h h x100 Vs I sc
(2.13)
% Vh
(I h I i ) x100 ( I sc I i )
(2.14)
Vh
= Tegangan harmonisa
Vs
= Tegangan sistem
Ih
= Arus harmonisa
Isc
= Arus short circuit
h
= Harmonisa
dimana:
Isc/Ii = Rasio yang ada pada tabel Limit Distorsi Arus Harmonisa Ii
= Arus yang mengambil daya beban elektronik
9
Total Harmonic Distortion ( THD ) pada arus didefinisikan:
I THD
2.2.5
Ih
h 1
2
(2.15)
Ii
Standar Harmonisa Yang Diijinkan
2.2.5.1 Batas distorsi tegangan harmonisa utiliti Tabel 2.1 dari IEEE standard 519-1992, menyarankan nilai-nilai berikut sebagai batas maksimum yang direkomendasikan untuk ditorsi tegangan. Tabel 2.1 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi tegangan harmonisa maksimum Voltage at PCC
Individual Component Voltage distortion 3.00% V 69 kV 69 kV < V 161 kV 1.50% V 161 kV 1.00% Sumber : Duffey; Stratford, 1989
Total Voltage Distortion (THDf) 5.00% 2.50% 1.50%
Nilai-nilai ini hanya berlaku untuk skenario kasus yang terburuk yang dapat digunakan untuk kondisi operasi dengan waktu sedikitnya satu jam. Untuk kondisikondisi yang sesaat seperti starting beban, switching, dan keadaan non steady-state lainnya, batas-batas ini mungkin bisa terlewati sampai 50%. 2.2.5.2 Batas distorsi arus harmonisa utiliti Tabel 2.2 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi arus harmonisa maksimum
MAXIMUM HARMONINC CURRENT DISTORTION IN % OF FUNDAMENTAL ISC/IL
Harmonic order (Odd Harmonic)
THD(%) < 11 11 h 17 17 h 23 23 h 25 35 h <20* 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0 20-50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0 50-100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0 100 -1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0 >1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0 Even harmoniccs are limted to 25% of the odd harmonics above *All power generation equipment is limited to these values of cuerrent distortion, regardless of actual ISC/IL Where ISC = Maximum short circuit current at PCC And IL = Maximum load current ( fundamental frequency )at PCC
10
For PCC's from 69 to 138 kV, the limits are 50 % of the limits above. A case-by-case evaluation is requaried Sumber : Duffey; Stratford, 1989
2.3
Perhitungan losses pada transformator akibat harmonisa Load loss (PLL) dapat dipertimbangkan dengan dua komponen yaitu I2R loss dan
eddy current loss (PEC) (Dugan; dkk, 2003):
PLL I 2 .R PEC
(2.16)
I2R Loss sebanding dengan nilai arus rms. Eddy current sebanding dengan kuadrat arus dengan frekuensi.
PEC K EC . I 2 . h 2
(2.17)
Load loss (PLL) trafo dalam per unit, dapat dicari dengan rumus sebagai berikut:
PLL I h ( I h x h 2 ) . PEC R ( p.u ) 2
2
(2.18)
dimana: PEC-R = Faktor eddy current loss h
= Angka harmonisa
Ih
= Arus harmonisa
Ih2 merupakan komponen rugi I2R dalam p.u, sedangkan ( Ih2 × h2) PEC-R merupakan faktor eddy current loss dibawah kondisi dasar dalam p.u. Faktor eddy current loss terdapat pada tabel 2.4 (Dugan; dkk, 2003): Tabel 2.3 Nilai dari PEC-R
Type
MVA
Voltage
%PEC-R
Dry
≤1 ≥ 1.5 ≤ 1.5 ≤ 2.5 2.5 - 5 >5
5 kV HV 15 kV HV 480 V LV 481 V LV 482 V LV
3-8 12 - 20 9 - 15 1 1-5 9 -15
Oil - filled
Sumber : Dugan, 2003
2.4
Perhitungan derating pada transformator akibat harmonisa Harmonisa arus menimbulkan pemanasan pada bagian-bagian transformator,
sehingga akan mengakibatkan peningkatkan rugi-rugi dan penurunan efisiensi pada
11
transformator. Dengan adanya penurunan efisiensi transformator maka akan terjadi penurunan kapasitas daya terpasang (derating) pada transformator tersebut. Untuk
melakukan
perhitungan
penurunan
kapasitas
daya
terpasang
transformator, digunakan metode perhitungan nilai THDF (Transformator Harmonic Derating Factor). THDF merupakan sebuah nilai atau faktor pengali yang digunakan untuk menghitung besar kapasitas baru (kVA baru) transformator. Pada dasarnya, THDF pada suatu Transformator dipengaruhi oleh adanya THD dalam transformator tersebut sebagai akibat dari adanya penggunaan beban nonlinier pada sisi beban. Besarnya THD ditentukan terlebih dahulu melalui pengukuran. Sedangkan Nilai THDF dapat ditentukan dengan menggunakan rumus (Tribuana, 1999):
KVA baru THDF x KVA pengenal
THDF
(2.19)
1,414 x (arus phase rms) x 100% (arus puncak phase sesaat)
1 1,414 x ( x(Ir Is It)rms) 3 x 100% 1 x(Ir Is It)puncak 3
(2.20)
dimana: THDF = Transformator Harmonic Derating Factor Dalam keadaan ideal (gelombang sinusoidal murni) dimana tidak terdapat gangguan harmonisa dalam sistem nilai THDF = 1, sehingga tidak terjadi penurunan kapasitas pada transformator.
12
BAB III METODE PENELITIAN
3.1
Tempat dan Waktu Penelitian Penelitian dilakukan di Fakultas Teknik Universitas Udayana yang beralamat di
Kampus Bukit Jimbaran-Bali. Penelitian dilaksanakan pada bulan Maret 2015. 3.2
Data
3.2.1 Sumber data Data-data yang didapatkan dalam penelitian ini dilakukan secara observasi, dimana data bersumber dari data sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana. 3.2.2 Jenis data Data-data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data kuantitatif yang diperoleh dari data teknis sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana, antara lain: 1. Data-data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data primer yang diperoleh dari hasil pengukuran pada feeder transformator daya di Fakultas Teknik Universitas Udayana dan data sekunder. 2. Data single line diagram sistem kelistrikan di Kampus Teknik Elektro Udayana. 3. Data jumlah dan kapasitas beban nonlinear yang terpasang pada feeder transformator daya. 4. Data teknik dari transformator daya. 5. Data pengukuran THD pada transformator daya. 3.2.3 Teknik pengumpulan data Dalam penelitian ini, pengumpulan data-data yang diperoleh berdasarkan metode-metode seperti berikut ini, yaitu; 1. Metode observasi Metode pengumpulan data dengan melakukan pencarian data-data yang dipergunakan dalam penelitian ini ke instansi-instansi yang terkait maupun wawancara dengan narasumber.
13
2. Telaah kepustakaan Metode pengumpulan data yang dilakukan dengan membaca literatur-literatur yang berkaitan dengan permasalahan yang diangkat dalam penelitian ini. 3.3
Analisis Data
Mulai Data single line diagram sistem kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana. Data jumlah dan kapasitas beban nonlinear yang terpasang pada feeder trafo daya. Data teknik dari trafo daya. Data pengukuran THD pada trafo daya. Menghitung total kapasitas daya aktif (Watt) beban nonliniear pada transformator daya. Menghitung total daya semu (VA) dan arus beban nonlinier (A) pada transformator daya. Menganalisis THD arus dan THD tegangan dengan melakukan simulasi menggunakan program Simulink MATLAB 7.1.0.246. Menghitung arus hubung singkat pada transformator daya. Menghitung arus beban penuh pada transformator daya. Menganalisis THD hasil pengukuran dan simulasi berdasarkan IEEE Standard 519-1992. Menganalisis losses transformator pada kondisi beban nol. Menganalisis losses pada trafo daya
Menganalisis derating akibat THDi pada trafo daya
Akhir
Gambar 2.5 Diagram Segaris
14
BAB IV PEMBAHASAN 4.1
Sistem Kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana Fakultas Teknik Universitas Udayana secara resmi berdiri pada tahun 1965.
Seluruh kebutuhan listrik di Fakultas Teknik Universitas Udayana disuplai dari PLN yang digunakan untuk penerangan, suplai peralatan, dan kegiatan operasional lainnya. Secara umum sistem kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana menggunakan sistem ring atau loop. Sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana saat ini disuplai oleh Gardu Induk (GI) Nusa Dua. Transformator yang digunakan di Fakultas Teknik Universitas Udayana memiliki daya 200 kVA, tegangan primer 20 kV, tegangan sekunder 400 V, arus primer 5.77 A, arus sekunder 288.68 A, impedansi trafo 4%, frekuensi 50 Hz, dan menggunakan vektor group Dyn5. Sistem distribusi primer di Fakultas Teknik Universitas Udayana terbagi ke dalam satu buah MDP (Main Distribution Panel), yang kemudian daya listrik disalurkan ke MLTP (Main Low Terminal Panel) di tiap-tiap gedung, yang selanjutnya menuju DP (Distribution Panel), dan dari DP disalurkan ke beban atau pemakai.
Gambar 4.1 Single line diagram sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana
4.2 Daya Aktif, Daya Semu dan Arus Beban Non Linear Pada Feeder Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana Daya aktif total pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana yang terukur adalah sebesar 118140 Watt, sedangkan daya aktif total yang terpasang beban-
15
beban nonlinier adalah sebesar 106326 Watt (diasumsikan pemakaian beban nonlinier pada trafo adalah 90% dari daya aktif totalnya). Dari hasil pengukuran pada tanggal 1925 Pebruari 2010, didapatkan besar faktor daya pada sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah 0.967. Maka dapat dihitung besarnya total daya semu (VA) dan arus beban nonlinier yaitu;
Daya Semu (VA)
=
Daya Aktif (Watt) Cos
=
106326 0.967
= 109.95 kVA Arus beban nonlinier (A)
=
S (VA) 3 . Vsistem (V)
=
109950 381.05
= 288.54 A 4.3
Analisis THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana
4.3.1
Hasil pengukuran THD pada feeder trafo Berdasarkan hasil pengukuran pada feeder trafo tanggal 19-25 Pebruari 2010 di
Fakultas Teknik Universitas Udayana diperoleh nilai THD (Total Harmonic Distortion) dan faktor daya adalah sebagai berikut; Tabel 4.1 Data rata-rata hasil pengukuran THD dan Cos φ tiap phasa Phasa
THD tegangan (%)
THD arus (%)
Cos φ
R
1.7
10.9
0.961
S
1.7
8.7
0.970
T
1.7
9.2
0.969
Rata-rata
1.7
9.6
0.967
Pada Tabel 4.1 diatas dapat dilihat nilai THD tegangan rata-rata adalah sebesar 1.7% dan untuk nilai THD arus rata-rata adalah sebesar 9.6%, serta nilai faktor daya adalah sebesar 0.967.
16
4.3.2
Hasil simulasi THD pada feeder trafo Simulasi dilakukan dengan menggunakan model sistem seperti berikut ini:
Gambar 4.2 Model simulasi
Sumber tiga phasa (three phase source) ekivalen dengan transformator yang menyuplai kebutuhan beban pada tiap-tiap gedung, dimana tegangan sekunder sebesar 400/231 daya 200 kVA dengan koneksi segitiga-bintang grounding dengan impedansi (Z) = 4%, frekwensi 50 Hz, R = 1.08% dan
X = 3.93%.
Untuk nilai Rs (resistansi sumber) dapat di cari sebagai berikut;
Ztx
kV - 2 x Ztx () MVA 3
= 0.032 Ω
Dimana X/R = 3.638, maka; Z2 = Z 2 R 2 = 14.23 R2
karena R = Rs sehingga; Rs =
Z
()
14.23 = 0.0085 Ω
17
Sedangkan nilai Ls (induktansi sumber) adalah sebagai berikut; Ls = L = Ls = =
X (Henry) 2πf
X 2πf 0.0309 314
= 9.84e-5 Henry Diketahui beban nonlinear yang terpasang adalah sebesar 106326 Watt. Beban nonlinear ini diasumsikan terpasang seimbang pada feeder trafo. Dengan beban yang seimbang maka tiap phasa (R, S dan T) memiliki besar beban yang sama. Untuk data input pada beban non linear adalah sebagai berikut; Beban tiap phasa
=
Beban 3 (Watt) 3
= 35442 Watt
R beban
=
V2 P
= 1.36 Ω Karena beban yang terpasang bersifat induktif, maka komponen induktansi dari beban adalah: C =
=
1 4 3 .f .RF.R
(Farad)
1
, dimana RF (Ripple Factor) sebesar 5% untuk Vinput
4 3 x 50x 0.05x 1.36 penyearah 220 Vac. = 0.0424 Farad Sehingga dengan nilai C = 0,0424 Farad akan didapat nilai induktansi dengan persamaan sebagai berikut; L =
0.236 R (Henry) 2 π f. C
= 0.0241 Henry
18
4.3.2.1 Hasil simulasi THD arus Dengan bantuan FFT Tools, hasil simulasi berupa gelombang arus akan dianalisis untuk mengetahui kandungan THD pada sinyal-sinyal tersebut. Adapun hasil simulasi dari pemodelan yang dilakukan terhadap kandungan THD arus pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah sebagai berikut;
Gambar 4.3 Sinyal arus dan spektrum harmonisa pada feeder trafo
Berdasarkan hasil simulasi, maka dapat diketahui nilai masing-masing orde harmonisa arus pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana dengan perincian sebagai berikut; Tabel 4.2 Orde harmonisa arus pada feeder trafo
Harmonisa ke-n
Arus (%)
Arus (A)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19
100.00 7.74 4.33 3.00 2.25 1.74 1.39 1.14 0.95 0.78
200.19 15.50 8.66 6.00 4.50 3.48 2.77 2.29 1.90 1.56
4.4.2.2 Hasil simulasi THD tegangan Dengan bantuan FFT Tools, hasil simulasi berupa sinyal tegangan akan dianalisis untuk mengetahui kandungan THD pada sinyal-sinyal tersebut. Adapun hasil simulasi dari pemodelan yang dilakukan terhadap kandungan THD tegangan pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah sebagai berikut;
19
Gambar 4.4 Sinyal tegangan dan spektrum harmonisa pada feeder trafo
Berdasarkan hasil simulasi, maka dapat diketahui nilai masing-masing orde harmonisa tegangan pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana dengan perincian sebagai berikut; Tabel 4.3 Orde harmonisa tegangan pada feeder trafo
Harmonisa ke-n
Tegangan (%)
Tegangan (V)
1 100.00 3 0.66 5 0.62 7 0.59 9 0.57 11 0.54 13 0.51 15 0.48 17 0.45 19 0.42 Parameter hasil simulasi diatas antara lain: Vfundamental
= 219.3 Volt
Ifundamental
= 199.2 Ampere
Faktor daya
= 0.9625 lag
Tegangan (Vrms)
= 155.1 volt
Arus (Irms)
= 141.5 Ampere
THD arus
= 10.02 %
THD tegangan
= 1.63 %
219.33 1.45 1.35 1.29 1.24 1.19 1.13 1.06 0.99 0.92
4.3.2.3 Perbandingan antara hasil pengukuran dengan simulasi Berdasarkan hasil pengukuran dan hasil simulasi diatas, maka diperoleh nilai THD arus dan THD tegangan sebagai berikut;
20
Tabel 4.4 Perbandingan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan simulasi
Hasil pengukuran THD arus (%)
Hasil simulasi THD arus (%)
Hasil pengukuran THD tegangan (%)
Hasil simulasi THD tegangan (%)
9.6
10.02
1.7
1.63
Setelah diketahui nilai dari hasil simulasi dan pengukuran, maka perlu dicari nilai persentase kesalahan dari simulasi program tersebut. Dimana untuk persentase kesalahan dapat dicari sebagai berikut; = Hasil Pengukuran - Hasil Simulasi 100 % Hasil Simulasi
% Kesalahan THDi
= 9.6 - 10.02 100 % 4.19 % 10.02
% Kesalahan THDv
=
Hasil Pengukuran - Hasil Simulasi 100 % Hasil Simulasi
= 1.7 - 1.63 100 % 4.29 % 1.63
Tabel 4.5 Persentase kesalahan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan simulasi
Hasil pengukuran (%)
Hasil simulasi (%)
% Kesalahan
THD arus
9.6
10.02
4.19
THD tegangan
1.7
1.63
4.29
Pada Tabel 4.5 dapat dilihat persentase kesalahannya cukup besar, dimana persentase kesalahan untuk arus adalah 4.19% dan untuk tegangan 4.29%. Hal ini disebabkan karena penggunaan alat ukur untuk pengukuran gelombang yang mengandung harmonisa berpeluang mengandung kesalahan pengukuran, khususnya ketika terjadi kondisi resonansi dimana terjadi arus atau tegangan yang tinggi. 4.4 4.4.1
Batas maksimum THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana Analisis THD arus di Fakultas Teknik Universitas Udayana
Menurut IEEE Standard 519-1992, untuk menentukan standar batas maksimum THDi pada utiliti, maka harus diketahui terlebih dahulu rasio hubung singkat (shortcircuit ratio). SCratio dapat dicari dengan menggunakan rumus SC ratio I SC IL
ISC =
S x 100 %Z. 3. V3
21
=
IL
200 x 100 4 x 3 x 0.38
= 7596.71 A
S
=
3. V3 =
200 x 103 3 x 380
= 303 .87 A
maka; SCratio =
=
I SC IL 7596 .71 = 24,99 303.87 Berdasarkan hasil short-circuit ratio yang didapatkan, maka batas maksimum
THD arus yang diperbolehkan menurut IEEE Standard 519–1992 (lihat tabel 2.3) pada sistem kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah 8.0% untuk trafo. Tabel 4.6 Analisis THD arus menurut IEEE Standard 519–1992
Lokasi
ISC/IL
Range
Standar THDi (%)
Pengukuran THDi (%)
Simulasi THDi (%)
Ket
Feeder Trafo
24.99
20-50
8
9.6
10.02
Melebihi Standar
Dari Tabel 4.6 diatas dapat dilihat bahwa pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana, THD arus hasil pengukuran dan hasil simulasinya tidak melebihi dari standar yang diperbolehkan, yaitu sebesar 9.6% dan 10.02%. 4.4.2
Analisis THD tegangan di Fakultas Teknik Universitas Udayana Batas maksimum THD tegangan yang diperbolehkan pada feeder trafo di
Fakultas Teknik Universitas Udayana menurut IEEE standard 519–1992 (lihat tabel 2.2) adalah 5.0%, karena tegangan di feeder trafo dibawah 69 kV. Berikut merupakan hasil perbandingan antara nilai hasil simulasi THD tegangan dengan IEEE standard 519-1992.
22
Tabel 4.7 Analisis THD tegangan menurut IEEE Standard 519–1992
Lokasi Feeder Trafo
Standar THDv (%)
Pengukuran THDv (%)
Simulasi THDv (%)
Ket
Tidak 5 1.7 1.63 Melebihi Standar Dari Tabel 4.7 diatas dapat dilihat bahwa pada feeder trafo di Fakultas Teknik
Universitas Udayana, THD tegangan hasil pengukuran dan hasil simulasinya tidak melebihi dari standar yang diperbolehkan, yaitu sebesar 1.7% dan 1.63%. 4.5Analisis Losses dan Derating Pada Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana Trafo memiliki rugi-rugi pada saat kondisi berbeban (load losses) dan pada saat kondisi tanpa beban (no load losses). Untuk analisis rugi-rugi pada transformator dapat dibagi menjadi dua yaitu: - Analisis losses sebelum terpengaruh harmonisa - Analisis losses setelah terpengaruh harmonisa 4.5.1
Analisis losses sebelum terpengaruh harmonisa Rugi-rugi trafo pada kondisi tanpa beban (sebelum terpengaruh harmonisa),
besarnya telah ditentukan oleh pabrik pembuat trafo sesuai dengan kapasitas trafo yang dibuat. Dari data SPLN 50: 1997 (tentang spesifikasi transformator distribusi), maka dapat ditentukan nilai losses pada trafo 200 kVA seperti dibawah ini: Rugi belitan (rugi Tembaga(Pcu)) = 2500 W Rugi besi (rugi inti(Pi)) = 480 W Standar Cosφ = 0.8 maka: Total losses (dalam kW)
= Pcu + Pi = 2500 + 480 = 2980 W
Total losses (dalam kVA)
= 2.98 kW
= Total losses (dalam kW) x Cosφ = 2.98 x 0.8 = 3.51 kVA
23
kVAbaru = 200 kVA – 3.51 kVA = 196.49 kVA Pbase = S. Cos = 200 kVA × 0.8 = 160 kW % Susut trafo =
2.98 x 100% 160
= 1.86 % Efisiensi trafo ()
rugi
x 100% Daya Masuk
2.98 x 100% 98.14 % 160
= 1
= 1
Losses yang terjadi sebelum terkena harmonisa adalah sebesar 2.98 kW, di mana susut kapasitas trafo sebesar 3.51 kVA (1.86%) dan kapasitas kerja trafo yang sebenarnya sebesar 196.49 kVA (98.14%). 4.5.2
Analisis losses setelah terpengaruh harmonisa Untuk menghitung besarnya rugi-rugi trafo pada kondisi berbeban (setelah
terpengaruh harmonisa) adalah : PLL
I
2 h
( I h x h 2 ) . PEC R (p.u ) 2
Dari data hasil pengukuran, maka dapat dicari nilai losses pada trafo 200 kVA setelah terpengaruh harmonisa seperti dibawah ini: S = 200 kVA Cosφ rata-rata = 0.967 PBase satu fasa
= S. Cos rata rata / 3 = (200 kVA x 0,967)/ 3 = 111.66 kW
PBase tiga fasa
= S. Cos rata rata = 200 kVA × 0.967 = 193.40 kW
24
Tabel 4.8 Perhitungan losses pada phasa R
Order
R (%)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19
Ih (A)
100.0 8.0 4.1 5.0 2.9 1.3 1.0 0.8 0.4 0.5
157.6 12.6 6.6 7.8 4.5 2.0 1.5 1.2 0.6 0.7
Ih (pu) 1.000 0.080 0.041 0.050 0.029 0.013 0.010 0.008 0.004 0.005 Jumlah
Ih2 1.000000 0.006400 0.001681 0.002500 0.000841 0.000169 0.000100 0.000064 0.000016 0.000025 1.011796
Ih2 x h2 1.0000 0.0576 0.0420 0.1225 0.0681 0.0204 0.0169 0.0144 0.0046 0.0090 1.3556
Berdasarkan Tabel 4.14 diatas, maka perhitungan rugi-rugi beban (PLL) dalam per unit pada phasa R adalah sebagai berikut; PLL =
I
2 h
( I h x h 2 ).PEC R , di mana nilai PEC-R sesuai tabel 2.4 adalah 1%. 2
= 1.011796 + 1.3556 × 0.01 = 1.025352 p.u (total losses) 2
Sehingga rugi I R bertambah sebesar 0.011796 p.u dan rugi eddy current bertambah sebesar 0.003556 p.u. • Penambahan losses pada phasa R akibat harmonisa untuk: Rugi tembaga: Pcu = 0.011796 p.u × 111.66 kW = 1.32 kW Rugi eddy current: Pi
= 0.003556 p.u × 111.66 kW = 0.39 kW Untuk rugi histerisis dapat diabaikan karena nilai dari rugi histerisis sangat kecil.
Jadi penambahan losses pada phasa R sebesar: Losses fasa R
= Pcu + Pi = 1.32 + 0.39 = 1.71 kW
25
Tabel 4.9 Perhitungan losses pada phasa S
Order
S (%)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19
Ih (A)
100.0 4.6 6.6 2.6 1.7 1.0 0.7 0.5 0.4 0.3
206.7 9.4 13.6 5.4 3.4 2.1 1.4 1.0 0.8 0.7
Ih (pu) 1.000 0.046 0.066 0.026 0.017 0.010 0.007 0.005 0.004 0.003 Jumlah
Ih2 1.000000 0.002116 0.004356 0.000676 0.000289 0.000100 0.000049 0.000025 0.000016 0.000009 1.007636
Ih2 x h2 1.0000 0.0190 0.1089 0.0331 0.0234 0.0121 0.0083 0.0056 0.0046 0.0032 1.2184
Berdasarkan Tabel 4.15 diatas, maka perhitungan rugi-rugi beban (PLL) dalam per unit pada phasa R adalah sebagai berikut; PLL =
I
2 h
( I h x h 2 ).PEC R , di mana nilai PEC-R sesuai tabel 2.4 adalah 1%. 2
= 1.007636 + 1.2184 × 0.01 = 1.019820 p.u (total losses) 2
Sehingga rugi I R bertambah sebesar 0.007636 p.u dan rugi eddy current bertambah sebesar 0.002184 p.u. • Penambahan losses pada phasa S akibat harmonisa untuk: Rugi tembaga: Pcu = 0.007636 p.u × 111.66 kW = 0.85 kW Rugi eddy current: Pi
= 0.002184 p.u × 111.66 kW = 0.24 kW Untuk rugi histerisis dapat diabaikan karena nilai dari rugi histerisis sangat
kecil. Jadi penambahan losses pada phasa S sebesar: Losses fasa S
= Pcu + Pi = 0.85 + 0.24 = 1.09 kW
26
Tabel 4.10 Perhitungan losses pada phasa T
Order
T (%)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19
Ih (A)
100.0 6.3 3.8 4.6 2.3 1.3 0.9 0.7 0.6 0.6
189.0 11.8 7.3 8.7 4.2 2.4 1.6 1.4 1.1 1.1
Ih (pu) 1.000 0.063 0.038 0.046 0.023 0.013 0.009 0.007 0.006 0.006 Jumlah
Ih2 1.000000 0.003969 0.001444 0.002116 0.000529 0.000169 0.000081 0.000049 0.000036 0.000036 1.008429
Ih2 x h2 1.0000 0.0357 0.0361 0.1037 0.0428 0.0204 0.0137 0.0110 0.0104 0.0130 1.2869
Berdasarkan Tabel 4.16 diatas, maka perhitungan rugi-rugi beban (PLL) dalam per unit pada phasa R adalah sebagai berikut; PLL =
I
2 h
( I h x h 2 ).PEC R , di mana nilai PEC-R sesuai tabel 2.4 adalah 1%. 2
= 1.008429 + 1.2869 × 0.01 = 1.021298 p.u (total losses) 2
Sehingga rugi I R bertambah sebesar 0.008429 p.u dan rugi eddy current bertambah sebesar 0.002869 p.u. • Penambahan losses pada phasa T akibat harmonisa untuk: Rugi tembaga: Pcu = 0.008429 p.u × 111.66 kW = 0.94 kW Rugi eddy current: Pi
= 0.002869 p.u × 111.66 kW = 0.32 kW Untuk rugi histerisis dapat diabaikan karena nilai dari rugi histerisis sangat
kecil. Jadi penambahan losses pada phasa T sebesar: Losses fasa T
= Pcu + Pi = 0.94 + 0.32 = 1.26 kW
27
Tabel 4.11 Losses setelah terpengaruh harmonisa
Phasa
THD (%)
Ih2 (pu)
Ih2 x h2 (pu)
Pcu (kW)
Pi (kW)
Losses (kW)
R
10.9
1.011796
1.3556
1.32
0.39
1.71
S
8.7
1.007636
1.2184
0.85
0.24
1.09
T
9.2
1.008429
1.2869
0.94
0.32
1.26
Dari Tabel 4.11 di atas terlihat bahwa semakin tinggi total arus harmonisa pada 2
tiap phasa maka semakin tinggi pula rugi I R, rugi Eddy Current dan rugi-rugi bebannya (PLL). • Analisis penambahan losses akibat harmonisa: Setelah mendapatkan nilai losses trafo sebelum dan setelah terpengaruh harmonisa, maka total losses trafo dapat ditentukan sebagai berikut; Penambahan losses akibat harmonisa
= Losses fasa R + Losses fasa S + Losses fasa T = 1.71 kW + 1.09 kW + 1.26 kW = 4.06 kW
Total losses (dalam kW)
= Losses sebelum harmonisa + Losses akibat harmonisa = 2.98 kW + 4.06 kW = 7.04 kW
Total losses (dalam kVA)
= Total losses (dalam kW) x Cosφ = 7.04 x 0.967 = 6.81 kVA
% Susut trafo =
6.81 x 100 % 193.40
= 3.52 %
Efisiensi trafo ()
x 100% Daya Masuk
6.81 x 100% 193.40
= 1
= 1
∑ rugi
= 96.48 %
28
Total losses pada trafo ini setelah terpengaruh harmonisa adalah sebesar 7.04 kW, di mana susut kapasitas trafo sebesar 6.81 kVA (3.52%) dan efisiensi trafo menjadi 96.48%. 4.5.3
Analisis perbandingan losses sebelum dan setelah terpengaruh harmonisa Berdasarkan hasil perhitungan diatas, maka diperoleh nilai losses sebelum dan
setelah terpengaruh harmonisa sebagai berikut; Tabel 4.12 Perbandingan nilai losses antara sebelum dengan setelah terpengaruh harmonisa
Losses sebelum terpengaruh harmonisa
Losses setelah terpengaruh harmonisa
Dalam (%)
Dalam (kW)
Dalam (%)
Dalam (kW)
1.86
2.98
3.52
7.04
Pada Tabel 4.12 diatas dapat dilihat perbandingan nilai losses sebelum dan setelah terpengaruh harmonisa. Dimana nilai losses trafo setelah terpengaruh harmonisa 2 kali lebih besar dari losses trafo sebelum terpengaruh harmonisa. Hal ini disebabkan karena pada trafo berlaku sistem penginduksian, dimana bila arus harmonisa mengalir pada trafo, maka fluks magnetik pada kumparan trafonya akan menghasilkan losses yang lebih tinggi. 4.5.4
Analisis derating Nilai THDF (Transformator Harmonic Derating Factor) dapat ditentukan
dengan menggunakan rumus sebagai berikut (Tribuana, 1999);
1 1,414 x ( x (Ir + Is + It)rms) 3 x 100 % THDF = 1 x (Ir + Is + It)puncak 3 Sehingga THDF dapat dicari sebagai berikut;
1 1,414 x ( x (157.6 206.7 189.0)) 3 x 100 % THDF = 1 x (267.0 314.5 318.9) 3 =
260.79 x 100 % 300.13
29
= 86.89 % kVA baru = THDF × kVA pengenal = 86.89 % × 200 kVA = 173.78 kVA Derating trafo (kVA) = 200 kVA – 173.78 kVA = 26.22 kVA Derating trafo (kW) = 26.22 x 0.967 25.35 kW Derating trafo (%) =
26.22 x 100 % 13.11 % 200
Tabel 4.13 Nilai derating trafo
Derating Trafo
THDF
kVA baru
(%)
(kVA)
(kVA)
(kW)
(%)
86.89
173.78
26.22
25.35
13.11
Pada Tabel 4.13 dapat dilihat nilai derating pada trafo ini adalah sebesar 25.35 kW (13.11%) dan terjadi penurunan kapasitas daya terpasang pada transformator tersebut, yaitu sebesar 173.78 kVA. 4.6
Analisis Perbandingan Losses dan Derating setelah terpengaruh harmonisa Standar yang digunakan adalah standar SPLN 50: 1997 (tentang spesifikasi
tranformator distribusi). Menurut standar, rugi total pada trafo
200 kVA adalah
sebesar 1.49% dan rugi totalnya adalah sebesar 2.98 kW dan perbandingannya dapat dilihat pada tabel dibawah ini. Tabel 4.14 Analisis perbandingan losses dan derating dengan standar
Dalam (%) Standar Losses 1.49
Dalam (kW)
Losses
Derating
3.52
13.11
Standar Losses 2.98
Losses
Derating
7.04
25.35
Dari data di atas, losses dan derating pada trafo melebihi standar yang telah ditentukan oleh SPLN 50: 1997, dimana nilai perhitungan losses trafo lebih besar 2-3 kali dari nilai standar dan nilai derating (nilai losses keseluruhan pada trafo) lebih besar 8-9 kali dari nilai standar.
30
4.7
Analisis Penambahan Losses dan Derating Akibat THD Arus Analisis penambahan losses dan derating yang diakibatkan oleh THD arus
dapat dilihat sebagai berikut; Tabel 4.15 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses
THD Arus rata-rata
(%)
9.6
(%)
3.52
(kW)
7.04
Losses
Gambar 4.5 Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses
Dari data di atas terlihat bahwa harmonisa berdampak terhadap penambahan losses pada gardu transformator. Jadi semakin besar harmonisa maka semakin besar pula penambahan lossesnya. Tabel 4.16 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating
THD Arus rata-rata
(%)
9.6
(%)
13.11
(kW)
25.35
Derating
Gambar 4.6Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating
31
Dari data di atas terlihat bahwa harmonisa mengakibatkan derating atau penurunan kapasitas pada gardu transformator. Jadi semakin besar harmonisa maka semakin besar pula deratingnya. BAB V PENUTUP
5.1
Simpulan Dari analisis yang dilakukan, maka diperoleh simpulan-simpulan sebagai
berikut, yaitu; 1. Hasil studi analisis THD pada transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana berdasarkan hasil pengukuran, didapatkan THDi sebesar 9.6% dan THDv sebesar 1.7%. Sedangkan berdasarkan hasil simulasi, didapatkan THDi sebesar 10.02% dan THDv sebesar 1.63%. 2. Losses secara teknis yang terdapat pada transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana sebelum terpengaruh harmonisa adalah sebesar 2.98 kW, sedangkan setelah terpengaruh harmonisa adalah sebesar 7.04 kW.
5.2
Saran Kesadaran tentang akibat negatif dari THD pada sistem tenaga listrik sangat
diperlukan dewasa ini untuk menciptakan kualitas daya listrik yang baik dan memenuhi standar yang berlaku. Selain itu juga diperlukan pengembangan dalam upaya peningkatan ilmu dan teknologi lebih lanjut terhadap dampak THD, sehingga dapat diketahui seberapa besar dampak dari kandungan THD yang ada pada sistem tenaga listrik sekarang ini.
32
DAFTAR PUSTAKA
Arrilaga, J; Bradley, D.A; Bodger, P.S. 1985. Power System Harmonics. London : British Library. Blackburn, J.L. 1993. Symmetrical Components for Power Systems Engineering. New York : Marcel Dekker Inc. Brigham, E.O. 1988. The Fast Fourier Transform and its Applications. New Jersey : Prentice Hall. Buhron, H; Sutanto, J. 2001. Implikasi Harmonisa dalam Sistem Tenaga Listrik dan Alternatif Solusinya. Dept. Teknik Energi Politeknik Negeri Bandung, Dept. Teknik Elektro Universitas Siliwangi Tasikmalaya dan Staf Operasi Distribusi PLN Distribusi Jawa Barat dan Banten. Burke, J. 1994. Power Distribution Engineering – Fundamentals and Applications. New York : Marcel Dekker INC Duffey, C.K. 1989. Update of Harmonic Standard IEEE-51. IEEE Transaction on Industry Application, Vol.25. No.6, November 1989. Dugan, R.C; McGranaghan, M.F; Santoso; Beaty, H.W. 2003. Electrical Power System Quality - Second Edition. USA : McGraw-Hill. Dugan, R.C; Rizy. 2001. Harmonic Considerations for Electrical Distribution Feeders. National Technical Information Service, Report No. ORNL/Sub/81-95011/4 (Cooper Power Systems as Bulletin 87011, “Electrical Power System Harmonics, Design Guide”). Gonen, T. 1998. Electric Power Transmission System engineering analysis & Design. New York : Jhon Wiley & Son. Zuhal. 1991. Dasar Tenaga Listrik. Bandung : Institut Teknologi Bandung. -----. 2009. Transformer. Diakses dari http://www.answer.com. Tanggal 26 Oktober 2009.
33
