PERENCANAAN & PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBUSI 20 KV PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASAR TAHUN 2010 - 2016
TUGAS AKHIR Program Studi Teknik Elektro ( Power )
OLEH: Djarot Santoso 4140412-087
FAKULTAS TEKNIK JURUSAN TEKNIK ELEKTRO UNIVERSITAS MERCU BUANA
i
ii
KATA PENGANTAR Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT, yang senantiasa melimpahkan rahmat dan maghfirah–NYA sehingga penyusunan Tugas Akhir ini dapat penulis selesaikan. Tugas Akhir ini disusun untuk memenuhi persyaratan Akademis pada Fakultas Teknik Jurusan Teknik Elektro Universitas Mercu Buana. Dalam penyusunan Tugas Akhir ini penulis menyadari keterbatasan kemampuan, sehingga tidak menutup kemungkinan penulisan Tugas Akhir ini terdapat ketidak sempurnaan. Oleh karena itu, dengan kerendahan hati penulis menerima kritik dan saran yang konstruktif sebagai masukkan untuk penyempurnaan selanjutnya. Melalui kesempatan ini, penulis menghanturkan ucapan banyak terima kasih dan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada : 1. General Manager PT PLN (Persero) Wilayah SULSELRABAR yang telah bersedia meluangkan waktunya untuk memberikan petunjuk dan bimbingan dalam penyusunan Tugas Akhir ini. 2. Ketua & Anggota KPUB Sulawesi, Ir. Ekana Rudhianto, Ir. Asjhari Sjofjan dan Ir Edy Wahjudi dengan segala bantuan yang telah diberikan selama proses penyusunan Tugas Akhir Ini. 3. Manajer PT PLN (Persero) Cabang Makassar yang telah membantu kelengkapan data Tugas Akhir ini 4. Pembimbing tugas Akhir, Bambang Trisno, MSc. yang telah membantu membimbing Tugas Akhir ini 5. Ketua jurusan Teknik Elektro –FTI UMB, segenap dosen dan staf tata usaha yang banyak membantu dalam penyelesaian Tugas Akhir ini. 6. Rekan-rekan karyawan PT. PLN (Persero) Cabang Makassar, khususnya staf OPDIS dan RENDIS yang banyak membantu data untuk keperluan penulisan ini.
iii
7. Rekan-rekan karyawan PT. PLN (Persero) Cabang Makassar, khususnya staf OPDIS dan RENDIS yang banyak membantu data untuk keperluan penulisan ini. 8. Semua pihak yang telah membantu dalam penyelesaian Tugas Akhir ini. Harapan penulis, semoga dengan adanya Tugas Akhir ini dapat memberikan manfaat bagi banyak pihak. Jakarta, 21 Juni 2009
Penulis,
( Djarot Santoso )
iv
DAFTAR ISI KATA PENGANTAR ........................................................................................... iii DAFTAR ISI ........................................................................................................... v DAFTAR TABEL ................................................................................................ viii DAFTAR GAMBAR .............................................................................................. x DAFTAR LAMPIRAN ......................................................................................... xii
BAB I
PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang Masalah ............................................................................... 1
1.2
Tujuan Penelitian .......................................................................................... 2
1.3
Ruang Lingkup Penelitian ............................................................................ 2
1.4
Metode Penelitian ......................................................................................... 3
1.5
Sistematika Penulisan ................................................................................... 3
BAB II
LANDASAN TEORI
2.1
Perencanaan dan Pengembangan Sistem Distribusi ..................................... 6
2.2
Teknik Peramalan Beban ........................................................................... 23
2.2.1 Peramalan Kebutuhan Listrik dengan DKL ............................................... 24 2.3
Pengembangan Sistem Distribusi............................................................... 24
2.3.1 Perbaikan Sistem Distribusi ....................................................................... 24 2.3.2 Perencanaan Sistem Distribusi ................................................................... 25
BAB III
DATA PENELITIAN JARINGAN DISTRIBUSI 20 kV PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASSAR
3.1
Data Penelitian ........................................................................................... 26
3.1.1 Data Kelistrikan ......................................................................................... 29 3.1.2 Data Non-Kelistrikan ................................................................................. 30 3.2
Beberapa Kriteria–kriteria Dipakai Dalam Perencanaan Sistem Distribusi Tenaga Listrik ............................................................................................. 30
3.3
Evaluasi Kondisi Eksisting ....................................................................... 32 v
3.3.1
Cara Evaluasi ............................................................................................. 32
3.3.2 Peta Jaringan Distribusi............................................................................. 33 3.3.3 Simulasi Feeder ........................................................................................ 33 3.4
Perkembangan Wilayah ............................................................................. 33
3.5
Perkembangan Beban ................................................................................ 36
3.6
Peramalan Kebutuhan Beban .................................................................... 39
3.6.1. Faktor-faktor Penentu Prakiraan Beban .................................................... 40 3.6.2 Metode Peramalan .................................................................................... 40 3.6.3 Hasil Peramalan ........................................................................................ 41 3.7
Pertumbuhan Beban Feeder ...................................................................... 50
BAB IV
PERENCANAAN PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBUSI 20 kV
PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASSAR
4.1
Rencana Pengembangan GI dan Feeder JTM........................................... 51
4.2
Analisis Sistem Jaringan Tegangan Menengah ........................................ 60
4.3
Analisis Keandalan Sistem Distribusi ....................................................... 65
4.4
Lokasi GI dan Jangkauan Feeder JTM...................................................... 77
4.4.1
Wilayah Pelayanan GI .............................................................................. 77
4.4.4.1 Pendekatan ETAP ..................................................................................... 82 4.5
Rencana Pengembangan Tahun 2006 – 2015 di Cabang Makassar .......... 87
4.5.1
Rencana Pengembangan GI ...................................................................... 88
4.5.2 Rencana Pengembangan Feeder JTM .................................................... 92 4.5.3
Rencana Pembangunan Gardu Hubung dan Gardu Induk Baru................ 93
4.6
Perkembangan Wilayah ............................................................................ 96
4.7
Perkembangan Beban ................................................................................ 99
4.8
Peramalan Kebutuhan Beban ................................................................. 103
4.8.1 Faktor-faktor Penentu Prakiraan Beban .................................................. 103 4.8.2 Metode Peramalan .................................................................................. 104 4.8.3 Hasil Peramalan ...................................................................................... 104
vi
BAB V 5.1
KESIMPULAN DAN REKOMENDASI
KESIMPULAN ........................................................................................ 114
5.1.1 Evaluasi Kondisi Eksisting Jaringan Distribusi ....................................... 114 5.1.2 Prakiraan Beban PT PLN (Persero) Cabang Makassar ........................... 114 5.1.3 Rencana Pengembangan Sistem .............................................................. 115 5.1.4 Tahapan Kebutuhan Investasi .................................................................. 120 5.2
Saran-saran .............................................................................................. 121
5.3 Daftar PUSTAKA…………………..……………………………………………………………………………2
vii
DAFTAR TABEL Tabel 3.1 SAIDI, SAIFI (1999 - 2003) ................................................................ 28 Tabel 3.2. Jumlah Penduduk dan Produk Domestik Regional Bruto PT. PLN Cabang Makassar ........................................................................................ 41 Tabel 3.3 ENERGY AND LOAD DEMAND FORECAST ................................. 45 Tabel 3.4 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 - 2015 ................ 47 Tabel 3.5 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 – 2015 (lanjutan) .................................................................................................................... 48 Tabel 3.6 Konsumsi Energi Listrik Per Rayon dan Ranting 2005 – 2015 ............ 49 Tabel 4.1 Patokan lokasi GI terhadap jumlah maksimum feeder dan beban GI ... 53 Tabel 4.2 Hubungan konstruksi GI terhadap klasifikasi area .............................. 54 Tabel 4.3 Data Untuk Contoh Diagram Beban .................................................... 59 Tabel 4.4 Perbandingan ange distribusi primer maksimum dan minimum daerah perkotaan dan pedesaan .............................................................................. 61 Tabel 4.5 Perbedaan indeks keandalan untuk jenis wilayah dan musim............... 62 Tabel 4.6 Klasifikasi pemadaman ......................................................................... 63 Tabel 4.7 Perbaikan SAIFI dan SAIDI akibat tambahan Piranti pengaman pada Gambar 4.10. .............................................................................................. 75 Tabel 4.8 Pembatasan beban feeder ...................................................................... 81 Tabel 4.9 Pemilihan kondisi pembebanan ............................................................ 83 Tabel 4.10 Rekapitulasi jangkauan dan drop tegangan suatu feeder .................... 84 Tabel 4.11 Losses dan Drop Tegangan Tiap Penyulang ....................................... 85 Tabel 4.12 Rencana Pengembangan GI Cabang Makassar ................................... 89 Tabel 4.13 Rencana Penambahan Gardu Trafo.................................................... 90 Tabel 4.14 Rencana Penambahan Gardu Trafo (Lanjutan) ................................... 91 Tabel 4.15 Rekonfigurasi Feeder Cabang Makassar............................................. 94 Tabel 4.16 Jumlah Penduduk dan Produk Domestik Regional Bruto PT. PLN Cabang Makassar ...................................................................................... 104 Tabel 4.17 ENERGY AND LOAD DEMAND FORECAST ............................. 108 Tabel 4.18 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 - 2015 ............. 110 Tabel 4.19 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 – 2015 (lanjutan) .................................................................................................................. 111
viii
Tabel 4.20 Konsumsi Energi Listrik Per Rayon dan Ranting 2005 – 2015 ........ 112
ix
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Feeder primer model radial ................................................................. 8 Gambar 2.2 Feeder primer model radial dengan saklar tie dan sectionalizing ....... 9 Gambar 2.3 Feeder primer model radial dengan feeder express dan backfeed ...... 9 Gambar 2.4 Radial-type phase-area feeder. .......................................................... 10 Gambar 2.5 Loop-type primary feeder.................................................................. 10 Gambar 2.6 Diagram satu garis model distribusi radial sekunder ........................ 11 Gambar 2.7 Dua metode berbeda dari banking distribusi sekunder ..................... 12 Gambar 2.8 Dua metode tambahan dari banking distribusi sekunder .................. 12 Gambar 2.9 Diagram satu garis segmen kecil sistem distribusi sekunder ............ 13 Gambar 2.10 Area pelayanan gardu induk berbentuk segi empat ........................ 14 Gambar 2.11 Area pelayanan gardu induk bentuk segi enam............................... 15 Gambar 2.12 Blok diagram model perencanaan sistem distribusi menurut IEEE. 15 Gambar 2.13. Penyulang dari konduktor yang sama dengan beban merata ......... 17 Gambar 2.14 Penyulang dari konduktor yang sama dengan beban nerata .......... 17 Gambar 2.15. Penyulang terdiri dari konduktor yang tidak sama dengan beban merata ......................................................................................................... 19 Gambar 2.16. Penyulang bercabang terdiri dari konduktor bertingkat ................ 20 Gambar 2.17. Perhitungan losses pada penyulang JTM. ...................................... 21 Gambar 3.1 Susut jaringan dan Indek SAIDI, SAIFI di PT. PLN (Persero) Distribusi Makassar .................................................................................... 29 Gambar 3.2 Peta Tata Guna Lahan Wilayah PT.PLN (Persero) Cabang Makassar .................................................................................................................... 35 Gambar 3.3. Peta Pemanafaatan Ruang Wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar ..................................................................................................... 36 Gambar 3.4. Peta Area Distribusi dan Posisi GI PT.PLN Cabang Makassar ....... 39 Gambar 3.5. Proyeksi laju pertumbuhan penduduk Cabang Makassar sampai tahun 2015. ................................................................................................. 42 Gambar 3.6. Proyeksi PDRB di wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015. ..................................................................................... 42
x
Gambar 3.7. Proyeksi losess di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015. ................................................................................................. 43 Gambar 3.8. Proyeksi rasio elektrifikasi di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015. ..................................................................................... 43 Gambar 4.1 Diagram alir rencana pengembangan sistem distribusi ................... 52 Gambar 4.2 Contoh Diagram Beban .................................................................... 59 Gambar 4.3 Indikator keandalan dengan nama MTTF ......................................... 64 Gambar 4.4 Periode produktif peralatan ............................................................... 65 Gambar 4.5 Saluran radial sederhana................................................................... 66 Gambar 4.6 Saluran radial dengan pemisah sederhana........................................ 67 Gambar 4.7 Saluran radial dengan pemisah manual ............................................ 67 Gambar 4.8 Saluran radial dengan saklar sambung (tie switch) .......................... 67 Gambar 4.9 Aliran pertimbangan empat aspek perencanaan keandalan.............. 70 Gambar 4.10 Fleksibilitas Switching di sekitar GI ............................................... 73 Gambar 4.11 Arus gangguan minimum pada ujung feeder dan lateral................. 76 Gambar 4.12 Relative improvement versus location along the trunk .................. 77 Gambar 4.13 Peta Tata Guna Lahan Wilayah PT.PLN (Persero) Cabang Makassar ..................................................................................................... 98 Gambar 4.14 Peta Pemanafaatan Ruang Wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar ..................................................................................................... 99 Gambar 4.15 Peta Area Distribusi dan Posisi GI PT.PLN Cabang Makassar ... 102 Gambar 4.16 Proyeksi laju pertumbuhan penduduk Cabang Makassar sampai tahun 2015. ............................................................................................... 105 Gambar 4.17 Proyeksi PDRB di wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015. ................................................................................... 105 Gambar 4.18 Proyeksi losess di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015. ............................................................................................... 106 Gambar 4.20 Proyeksi beban puncak di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015 .................................................................................... 107
xi
DAFTAR LAMPIRAN
LAMPIRAN A : DATA KELISTRIKAN DAN DATA NON KELISTRIKAN Lampiran A-1
Status Data Kelistrikan Hasil Survei Cabang Makassar
A.1-1
Data Kapasitas GI dan Pembebanan Maksimum pada Lampiran A-2
Feeder Utama Cabang Makassar
A.2-1
Data Feeder Utama GI Cabang Makassar Lampiran A-3
Status Data Non-Kelistrikan
A.3-1
Lampiran A-4
Data Demografi, Rasio Elektrifikasi Cabang Makassar
A.4-1
Lampiran A-5
Jumlah Pelanggan per Kelompok Pelanggan Cabang
A.5-1
Makassar Lampiran A-6
Delta Pelanggan per Kelompok Pelanggan Cabang
A.6-1
Makassar Lampiran A-7
Jumlah Daya Tersambung (KVA) per Kelompok
A.7-1
Pelanggan Cabang Makassar Lampiran A-8
Delta Daya Tersambung (KVA) per Kelompok
A.8-1
Pelanggan Cabang Makassar Lampiran A-9
Energi Terjual (KWh) per Kelompok Pelanggan
A.9-1
Cabang Makassar Lampiran A-10
SAIDI, SAIFI dan Faktor Beban Cabang Makassar
A.10-1
Panjang JTM, JTR, Jumlah Trafo dan Daya Terpasang Lampiran A-11
Cabang Makassar
A.11-1
Lampiran A-12
Evaluasi Kondisi Eksisting Cabang Makassar
A.12-1
Lampiran A-13
Terpasang Cabang Makassar
A.13-1
Evaluasi Kondisi Eksisting Cabang Makassar
xii
LAMPIRAN B : HASIL DKL Lampiran B-1
Lampiran Data dan Hasil DKL Makassar
B.1-1
Lampiran B-2
Lampiran Data dan Prakiraan Beban Gardu Induk
B.2-1
Cabang Makassar LAMPIRAN C : PETA GEOGRAFIS Lampiran C-1
Peta Rencana Penambahan Lokasi Gardu Hubung
C.1-1
dan Express Feeder PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2005 Lampiran C-2
Peta Rencana Penambahan Lokasi Gardu Hubung
C.1-2
dan Express Feeder PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2006 Lampiran C-3
Peta Rencana Penambahan Lokasi Gardu Hubung
C.1-3
dan Express Feeder PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2007 Lampiran C-4
Peta Rencana Penambahan Lokasi Gardu Hubung
C.1-4
dan Express Feeder PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2008 Lampiran C-5
Peta Rencana Penambahan Lokasi Gardu Hubung
C.1-5
dan Express Feeder PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2009 Lampiran C-6
Peta Rencana Penambahan Lokasi Gardu Hubung
C.1-6
dan Express Feeder PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2010 Lampiran C-7
Peta Distribusi Gardu Induk dan Rencana Penambahan Gardu Hubung PT. PLN (Persero) Cabang Makassar Tahun 2005 - 2015
LAMPIRAN D : HASIL ETAP Report Hasil Etap per GI
xiii
C.1-7
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang Masalah Energi listrik adalah satu bentuk energi yang sangat dibutuhkan dalam kehidupan sehari-hari, karena manfaat yang sangat besar dari energi listrik terlihat nyata dalam berbagai aspek kehidupan. Dengan semakin berkembangnya pembangunan di bidang teknologi dan sektor energi disertai dengan pertumbuhan penduduk dan kenaikan taraf hidup masyarakat mengakibatkan kebutuhan energi listrik terus meningkat demikian pula tuntutan kualitasnya. Untuk memenuhi kebutuhan energi listrik yang andal dan berkualitas pada masa kini dan masa yang akan datang, diperlukan sistem distribusi tenaga listrik yang memenuhi standar teknologi namun tetap ekonomis. PT. PLN Cabang Makassar sebagai bagian struktur organisasi
PT. PLN
(Persero) Wilayah Sulawesi Selatan (Sulsel) dan Sulawesi Tenggara (Sultra) yang mengelola sistem distribusi memiliki andil yang sangat besar dalam menjamin tercapainya kualitas pelayanan teknis maupun non teknis yang baik kepada konsumen atau pelanggan. Faktor yang menentukan kualitas energi listrik adalah adanya perencanaan sistem distribusi yang baik yang memenuhi standar dan kriteria teknis yang berlaku. Untuk merealisasikan hal tersebut, diperlukan suatu kajian penelitian mengenai kondisi sistem distribusi eksisting untuk perencanaan pengembangan sistem distribusi ke masa depan berdasarkan permintaan beban sekarang dan pertumbuhannya untuk jangka waktu 10 tahun mendatang. Perencanaan pengembangan sistem dimaksudkan sebagai bahan acuan oleh pengelola sistem distribusi tenaga listrik dalam rangka mencapai tingkat kualitas pelayanan yang memenuhi standar atau kriteria. Beberapa hal yang amat penting di dalam kriteria desain sistem distribusi tenaga listrik adalah: 1. Standar mutu tegangan 2. Susut energi 1
2
3. Faktor daya 4. Keandalan 5. Biaya investasi per pelanggan. Karena itu dalam mendesain sistem tenaga listrik khususnya sistem distribusi tenaga listrik di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar haruslah mengacu pada kriteria-kriteria tersebut.
1.2 Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah membuat suatu model Perencanaan Sistem Distribusi Tenaga Listrik 20 kV di lingkungan PT. PLN (Persero) Cabang Makassar, yang nantinya akan bermanfaat untuk memberikan rencana pengembangan Gardu Induk dan Sistem Distribusi dalam kurun waktu 10 tahun ke depan. Sehingga dalam penyusunan perencanaan sistem distribusi tenaga listrik 20 kV berikutnya dapat dibuat secara periodik, terarah dan terpadu.
1.3 Ruang Lingkup Penelitian Agar pembahasan dan penyusunan tugas akhir ini terfokus, maka penelitian akan mengkaji : a. Analisa Kondisi Eksisting Jaringan Distribusi Yaitu menganalisa kondisi eksisting jaringan distribusi 20 kV
serta
mendefinisikan sumber-sumber penyebab rendahnya kinerja sistem ditinjau dari aspek kondisi peralatan, pola konfigurasi jaringan, pola sistem distribusi maupun pola operasi dan pemeliharaan. Parameter untuk menilai kondisi eksisting berdasar kriteria berikut:
-
Standar mutu tegangan
-
Susut energi
-
Faktor daya
-
Keandalan.
3
b. Studi Perkembangan Wilayah Studi perkembangan wilayah potensi perkembangan kebutuhan energi listrik dalam jangka waktu 10 tahun ke depan. c. Studi Proyeksi Beban Studi proyeksi pertumbuhan kebutuhan energi listrik untuk kurun waktu 10 tahun ke depan (mulai tahun 2005), dengan menggunakan metode peramalan (forecasting) yang paling sesuai. d. Studi Perencanaan dan Pola Implementasi Pengembangan Studi perencanaan pengembangan sistem yang berdasarkan proyeksi pengembangan wilayah dan perkiraan pertumbuhan kebutuhan energi listrik ke depan. e. Tahapan-tahapan Investasi Tahapan investasi merupakan perencanaan investasi guna membangun sarana kelistrikan khususnya di bidang system distribusi energi listrik. 1.4
Metode Penelitian Teknik pengumpulan data yang dilakukan pada penyusunan tugas akhir ini
adalah dengan langkah-langkah sebagai berikut: 1. Studi pendahuluan 2. Studi Pustaka sesuai dengan permasalahan yang dibahas. 3. Melakukan wawancara dengan pihak-pihak terkait. 4. Survey langsung kelapangan 5. Pengumpulan data sesuai dengan obyek yang akan diteliti. 1.5 Sistematika Penulisan Sistematika penulisan yang dipakai adalah sebagai berikut: 1. BAB 1
PENDAHULUAN
Pada bab 1 ini penulis menjelaskan tentang latar belakang penelitian, tujuan penelitian, ruang lingkup penelitian,
metode penelitian dan
sistematika penulisan. Pada bab 1 ini ditujukan supaya pembaca bias paham dan mengerti kenapa penelitian ini dilakukan.
4
2. BAB II
LANDASAN TEORI
Pada bab 2 ini berisikan tentang landasan teori, landasan teori tersebut adalah tentang teori teori atau materi yang berhubungan dengan penelitian dan akan digunakan sebagai bahan acuan dalam penelitian yang dilakukan. 3. BAB III
DATA PENELITIAN JARINGAN DISTRIBUSI 20 kV
PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASSAR Isi yang dimasukan pada bab 3 adalah tentang data hasil penelitian yang akan dilakukan, data tersebut didapatkan dari hasil wawancara, dan survey langsung kelapangan. 4. BAB VI
PERENCANAAN
DISTRIBUSI 20 kV
PENGEMBANGAN
SISTEM
PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASSAR
Pada bab 4 berisikan tentang perencananan dan pembuatan tentang penelitian yang dilakukan. Perencanaan dan pembuatan penelitian ini berdasarkan dari data yang diperoleh pada bab 3. 5. BAB V
KESIMPULAN DAN REKOMENDASI
Pada bab 5 ini penulis menuliskan tentang kesimpulan yang diperoleh dari hasil penelitian, dan berisikan tentang saran saran yang akan membuat penelitian ini bias lebih baik dan dikembangkan lebih jauh lagi.
BAB II LANDASAN TEORI Perencanaan sistem distribusi tenaga listrik memerlukan metode untuk memperoleh sistem pelayanan standar tekno-ekonomi seperti biaya investasi, biaya energi dan biaya operasional minimal. Dalam menyusun tugas akhir ini dilakukan kajian pustaka meliputi: 2.1 Perencanaan dan Pengembangan Sistem Distribusi Beberapa
hal
yang
perlu
diperhatikan
dalam
perencanaan
dan
pengembangan sistem distribusi tenaga listrik di suatu kawasan antara lain: (1) Kondisi pemasokan daya yang meliputi: beban atau daya yang dibutuhkan konsumen, kepadatan pelanggan, panjang saluran, dan titik suplai. (2) Rancangan listrik meliputi: tegangan suplai, pengendalian tegangan pada konsumen, transformator dan peralatannya, sistem proteksi, dan operasi sistem. (3) Rancangan mekanik meliputi: tiang dan gawang, perangkat keras dan kawat penegang, kawat dan tinggi kawat (clearance), dan instalasi transformator dan gardu induk. (4) Biaya per kilometer saluran distribusi dan biaya per konsumen. Perencanaan sistem distribusi tenaga listrik menurut model sistem IEEE adalah dengan memperhitungkan beberapa faktor: (1) Faktor yang berpengaruh pada waktu lampau : a. Ramalan beban. b. Pengembangan gardu induk. c. Pemilihan letak gardu induk d. Faktor lain adalah pemilihan tegangan primer, pemilihan jalur feeder, banyaknya feeder, pemilihan ukuran penghantar, dan biaya total.
6
7
(2) Faktor yang berpengaruh sekarang : a. Kontinuitas pemasokan daya. b. Beban puncak maksimum yang diizinkan dan jatuh tegangan yang diizinkan. c. Tegangan yang diizinkan karena pengesetan motor. d. Keandalan pemasokan daya. e. Susut daya. f. Model perencanaan meliputi lokasi, pengembangan, dan kapasitas daya transformator GI yang optimum, daya yang ditransfer antara GI dan pusat beban. (3) Faktor yang berpengaruh untuk perencanaan yang akan datang : a. Faktor ekonomi. b. Faktor demografi. c. Faktor teknik. d. Perencanaan yang baik memperhatikan kenaikan beban, dampak manajemen beban. e. Perbandingan biaya / keuntungan untuk investasi. f. Mempergunakan program komputer untuk perencanaan. Rancangan sistem distribusi menurut standar IEEE juga dibagi tiga bagian utama, yaitu: (1) Rancangan Distribusi Primer meliputi: a. Pemilihan tingkat tegangan berdasarkan beberapa faktor yaitu panjang feeder primer, pembebanan feeder primer, banyaknya Gardu Induk, rating dari Gardu Induk, saluran subtransmisi, pelanggan yang efektif untuk tegangan tertentu, sistem pemeliharaan dan tipe rancangan menara saluran. b. Berdasarkan kelas tegangan, tegangan distribusi primer yang biasa dipakai yaitu kelas 2.5 kV, 5.0 kV, 8.66 kV, 15 kV dan 25 kV. c. Panjang feeder utama tiga fase antara 1 - 30 miles, dengan tegangan pada kelas 34.5 kV, biasanya pada kelas 15 kV feeder distribusi primer. d. Persen drop tegangan pada feeder primer dapat mempergunakan persamaan
8
% VD n =
(2 / 3 x I n x K ) x D x A n (2 / 3 x I n x K ) TS n = = (2 / 3) x I n xK ) S n n n
(2.1)
dengan, % VDn K 2/3 x In TSn Sn n D An
= jatuh tegangan pada feeder primer = % VD / (kVA.mi) karakteristik d^x\feeder = panjang efektif feeder primer = n x D x An = kVA total yang dilayani = beban kVA yang dilayani oleh sain feeder = banyaknya feeder primer = rapat beban kVA/ mi2 = area yang dilayani oleh satu feeder
(e) Model sistem distribusi primer, beberapa model sistem radial feeder primer seperti yang dilukiskan dalam Gambar 2.1, 2.2, 2.3 dan 2.4 serta model sistem jerat (loop) pada Gambar 2.5.
Gambar 2.1 Feeder primer model radial
9
Feeder 1 load area Tic switch (normally open) Feeder 2 load area
Sectionalizing switch
Tic switch (normally open) Feeder 3 load area
Gambar 2.2 Feeder primer model radial dengan saklar tie dan sectionalizing
Gambar 2.3 Feeder primer model radial dengan feeder express dan backfeed
10
Gambar 2.4 Radial-type phase-area feeder.
Gambar 2.5 Loop-type primary feeder.
11
Jatuh tegangan dapat dihitung dengan persamaan berikut, ∑ % VD = % VDmain + % VDlateral Dimana
(2.2)
%VDmain = l x K x S %VDlateral = l / 2 x K x S
2. Rancangan model sistem distribusi sekunder meliputi: a. Pemilihan tegangan sesuai standar, 120/240 Volt, 60 Hz, untuk pelayanan satu fase tiga kawat, 120 Volt untuk penerangan jalan, 240 Volt untuk pelayanan perumahan, untuk komersial 208/120 Volt, 480Y/277 Volt, tiga fase empat kawat untuk industri. b. Model sistem distribusi sekunder seperti yang dilukiskan dalam Gambar 2.6, 2.7, 2.8, dan 2.9.
Gambar 2.6 Diagram satu garis model distribusi radial sekunder
12
Gambar 2.7 Dua metode berbeda dari banking distribusi sekunder
Gambar 2.8 Dua metode tambahan dari banking distribusi sekunder
13
Gambar 2.9 Diagram satu garis segmen kecil sistem distribusi sekunder
c. Ukuran penghantar, pembebanan, diharapkan mempertimbangkan jatuh tegangan dan voltage dip dan total annual cost. 3. Gardu Induk, rancangannya berdasarkan faktor: kepadatan beban, sisi tegangan tinggi, sisi tegangan rendah, tanah yang tersedia, keandalan, pertumbuhan beban, jatuh tegangan, dan kondisi emergensi. Selain itu, terdapat faktor lain termasuk peralatan Gl, transformator, pmt, pemisah, rel dan isolator, reaktor pembatas arus, reaktor shunt, trafo arus, trafo tegangan, kapasitor untuk trafo, kapasitor pengait, kapasitor shunt, sistem pembumian, arrester, line traps-rele, baterei dan sebagainya. Lokasi Gardu Induk harus mempertimbangkan hal-hal berikut, a. Lokasi GI harus pada pusat beban, dengan area pelayanan sekeliling GI, sehingga penambahan beban mempunyai jarak minimum dari GI. b. Lokasi GI sedemikian rupa sehingga regulasi tegangan yang diinginkan dapat tercapai tanpa pengukuran yang ekstensif. c. Pilih lokasi GI tepat sehingga dapat memberikan akses yang tepat untuk
14
incoming saluran sub transmisi, dan outgoing dari feeder primer dan dapat mengizinkan untuk pertumbuhan yang akan datang. d. Pemilihan lokasi GI harus memberikan ruangan yang cukup untuk ekspansi GI dimasa yang akan datang. e. Pemilihan lokasi GI tidak boleh terletak pada tanah yang dilindungi untuk hal-hal tertentu. f. Pemilihan GI harus dapat membantu meminimumkan banyaknya pelanggan yang pelayanannya tidak kontinu. g. Pertimbangan
lain harus memperhatikan atau dapat menyesuaikan
dengan keadaan. Gardu induk dan area pelayanannya, seperti yang dilukiskan dalam Gambar 2.10 dan 2.11.
Gambar 2.10 Area pelayanan gardu induk berbentuk segi empat
Persen jatuh tegangan dari titik pelayanan dari gardu induk, sampai lateral terakhir di titik c dapat dihitung dengan rumus teoritis yaitu, %VDac = %VDab + %VDbc
(2.3)
15
Gambar 2.11 Area pelayanan gardu induk bentuk segi enam Model perencanaan distribusi menurut IEEE adalah sesuai Gambar 2.12.
Gambar 2.12 Blok diagram model perencanaan sistem distribusi menurut IEEE.
16
4. Keandalan sistem distribusi Keandalan sistem distribusi dapat dibagi menjadi dua, yaitu menurut keandalan sistem keseluruhan dan keandalan feeder. Indeks keandalan model sistem Distribusi dari IEEE adalah : a. SAIFI = System Average Interruption Frequency Index
SAIFI =
Total Number of Customer Interrupti ons = Total Number of Customer Served
∑λ N ∑N i
i
…..(2.4)
i
b. SAIDI = System Average Interruption Duration Index SAIDI =
Sum Of Customer Interrupti on Durations ΣQi N i = ΣN i Total Number Of Customer Served
(2.5)
c. CAIFI = Customer Average Interruption Frequency Index CAIFI =
Total Number Customer Interrupti ons Number of Customers Affected
(2.6)
d. CAIDI = Customer Average Interruption Duration Index …… (2.7)
CAIDI =
Sum of Customer Interruption Durations ∑ Qi N i = Total Number of Customer Interrupted ∑ λi N i
e. ASAI = Average Service Availability Index ASAI =
Customer Hours Service Availabili ty Customer Hours Service Demand
............ (2.8)
f. ATPII = AverageTime Until Power Restored ATPII =
Sum of Interrupti on Duration Number of Interrupti on
(2.9)
Indeks keandalan menurut standar IEEE: SAIFI =1,18 pemutusan/tahun; SAIDI = 95,9 menit/thn CAIDI = 76,93 menit/tahun; ASAI = 0,999375 pemutusan/tahun; CAIFI = 6.
17
5. Analisis Losses Teknis Pada Saluran Distribusi Radial (a.) Perhitungan losses teknis pada penyulang tanpa cabang dengan
Konduktor
yang sama.
61
51
41
I
31
21
I
I
I
I
I
I
Gambar 2.13. Penyulang dari konduktor yang sama dengan beban merata
Pada penyulang (Gambar 2.14) beban tersebar merata pada
tiap km
sebanyak 6 titik (n=6) dengan beban tiap titik percabangannya sebesar 1 Ampere dan resistansi per km konduktor sebesar R Ω /km. Losses yang terjadi pada saluran tersebut adalah sebesar : S = I2 . Rgw + (2I2). Rgw + (3I2). Rgw + (4I2). Rgw + (5I2). Rgw + (6I2). Rgw = 21. I2. Rgw W
(2.10)
atau dapat diubah menjadi :
IP
IP ‐ Ib
Ib
IP – 2 Ib
Ib
IP31 – 3 Ib
Ib
IP21 – 4 Ib
Ib
IP – 51 Ib
Ib
Ib
Gambar 2.14 Penyulang dari konduktor yang sama dengan beban nerata
18
[
]
S = Rgw n I p2 + I b2 ∑ ( n − I ) 2 − I p I b ∑ ( 2n) W S = Rgw I b
2
∑ (n ) 2
W
Untuk saluran 3 fasa, losses dalam satuan kWh adalah sebagai berikut : S3φ = 3. S ( watt ). LSf . t . 10 −3
S3φ = 3. Rgw I b
∑ (n ). L 2
Sf
. t . 10−3
(2.11)
kWh
kWh
dimana : Ib
= arus beban (A), merata di sepanjang saluran (per kms).
n
= Jumlah gawang (span) atau beban
Rgw
= resistansi konduktor per gawang atau resistansi konduktor per satuan panjang (Ω / km) .
LSf
= loss factor (bila diasumsikan beban konstan loss factor = 1)
t
= Waktu (jam). Sedangkan besarnya energi yang masuk ke saluran 3 fasa tersebut adalah
sebesar :
E3φ = 3 . V . I p .. cosϕ . L f . t .10−3
kWh
(2.12)
dimana Ip
= arus pada pangkal jaringan ( A ) ( I p = n I b )
cos ϕ = faktor kerja beban Lf
= load factor
Maka losses (dalam %) pada jaringan tersebut adalah sebagai berikut : S (%)
=
S ( kWh) x 100% E ( kWh)
(2.13)
19
(b) Perhitungan Losses Teknis pada Penyulang Tanpa Cabang dengan Konduktor bertingkat.
B
A
C
φ3
12
11
D
φ1
φ2
10
9
7
8
6
5
4
3
2
Gambar 2.15. Penyulang terdiri dari konduktor yang tidak sama dengan beban merata
Pada penyulang (Gambar 2.15) beban tersebar merata pada tiap km sebanyak 12 titik (n=12) dengan beban pada tiap titik percabangannya sebesar I (A) dengan penampang konduktor terdiri dari 3 jenis, maka losses pada masingmasing seksi adalah sebagai berikut : n=4
∑ (n ). R
SCD = I 2
2
W/fasa
gw (φ 1)
n =1
(2.14)
Losses pada Seksi BC :
S BC = I 2
n =8
∑ (n ). R 2
W/fasa
gw (φ 2 )
n=5
(2.15)
Losses pada Seksi AB :
S AB = I 2
n = 12
∑ (n ). R 2
n=9
gw (φ 3)
W/fasa
(2.16)
Sehingga Losses total pada sebuah jaringan per fase adalah :
⎧n = 4 S = I 2 ⎨ ∑ (n 2 ). Rgw(φ 3) + ⎩n =1
n=8
∑ (n ). R
n=5
2
gw (φ 2 )
+
n = 12
∑ (n ). R
n=9
2
gw (φ 1)
⎫ ⎬ W/fasa ⎭
(2.17)
1
20
(c.) Perhitungan losses teknis pada penyulang dengan cabang dengan konduktor bertingkat.
A
B 240 mm2
D
C 21
150 mm2
70 mm2
9
8 10
12
24
4
4
3
2
1
2
150 mm
70 mm2 4
F
E 3
70 G
Gambar 2.16. Penyulang bercabang terdiri dari konduktor bertingkat Maka losses 3 fasa pada masing-masing seksi adalah sebagai berikut : Losses pada Seksi CD (70 mm2) :
SCD = 3I 2
n=4
∑ (n ). R 2
gw( 70 )
n =1
W
Losses pada Seksi CE (70 mm2)
SCE = 3I 2
n=4
∑ (n ). R 2
n =1
gw ( 70 )
W
Losses pada Seksi FG ( 70 mm2)
S FG = 3I
2
n=3
∑ (n ). R 2
gw( 70 )
n =1
W
Losses pada Seksi BC (150 mm2)
S BC = 3I 2 Losses pada Seksi BF (150 mm2)
n = 12
∑ (n ). R
n=9
2
gw (150 )
W
(2.18)
21
S BF = 3I 2
n=8
∑ (n ). R 2
gw (150 )
n=4
W
Losses pada Seksi AB (240 mm2)
S AB = 3I 2
n = 24
∑ (n ). R 2
gw ( 240 )
n = 21
W
Losses teknis total pada jurusan 3 fasa tersebut adalah sbb : S = SCD + SCE + S FG + S BC + S BF + S AB
W
Besarnya enegi yang masuk ke jaringan adalah :
E3φ = 3. V . I P . cos ϕ . L f . t . 10−3
kWh
I P = n . I , maka losses (dalam %) apada saluran tersebut adalah sbb : S (%) =
S ( kWh) x 100% E ( kWh)
(d.) Perhitungan Losses Teknis pada Penyulang dengan Cabang dengan Konduktor bertingkat.
30 kms 30 Ibl
29 Ibl
Ibl
Ibl
Ib2
28 Ibl
Ib2
Ib2
Ibl
Ibl
Ibl
Ibl
Ibl
Ibl
Ib2
Ib2
Ibl
Ib2
n1 = 30; n2 = 1
Gambar 2.17. Perhitungan losses pada penyulang JTM.
Dalam perhitugan Losses teknis otal pada sebuah jaringan 3 fasa adalah :
⎧ 2 S3φ = 3 ⎨ Rgw1 . I b1 ⎩
n 2 2 ⎫ 2 ( n ) n . R . I . (n2 ) ⎬ LSf .t .10− 3 kWh + ∑ ∑ gw 2 b2 1 1 n =1 n =1 ⎭ n
1 kms
22
dimana : I b1 = I P / n1 ; I b 2 = I P / n2 Demikian
juga
untuk
jaringan
tegangan
rendah
(JTR),
dengan
menggunakan persamaan yang sama maka dapat ditentukan nilai losses dari masing-masing jurusan. Untuk JTR 1 fasa (X1 – X0) dan (X2 – X0) dengan beban seimbang maka losses teknis pada jurusan X1 dan X2 dengan persamaan sbb :
S1ϕ = 2. Rgw . I b
2
n
∑ (n ) . L 2
Sf
n =1
.t. 10−3 kWh
Energi yang masuk ke Jurusan tersebut adalah : E1φ = V . 2. I P . cos ϕ . L f . t . 10 −3 kWh
dimana IP = arus pada (X1 – X0) atau (X2 – X0) Untuk JTR 3 fasa, maka perhitungan losses teknis adalah :
S3ϕ = 3. Rgw . I b
2
n
∑ (n ) . L 2
n =1
Sf
.t. 10−3 kWh
dan energi 3 fasa yang masuk ke jurusan tersebut adalah :
E1φ = 3. V . I P . cosϕ . L f .t . 10−3 kWh Untuk JTR n titik beban diambil dengan asumsi bahwa pada setiap gawang terdapat titik bebab (per 40 meter atau 0,04 km). Perhitungan losses teknik untuk SR denngan menggunakan persamaan yang sama tetapi dengan mengalikan dua karena terdapatna arus balik yang ada pada fasa netral (1 fasa dua kawat), sehingga persamaannya menjadi :
S1ϕ = 2. Rgw . I b
2
n
∑ (n ) . L 2
n =1
Sf
.t. 10−3 kWh
dan energi yang masuk ke SR tersebut adalah : E1φ = 2. V . I P . cos ϕ . L f .t .10 −3 kWh
Mengingat perhitungan losses tersebut dianggap beban seimbang dan ketidak seimbangan beban dapat mengakibatkan losses yang lebih tinggi, maka untuk mendekati adanya ketidakseimbangan beban diperlukan faktor koreksi yang ditentukan sebagai berikut.
23
Losses dalam keadaan seimbang : S = 3. F . R
(
2
2
S = 1 / 3. I a + I b + I c
) .R
2 2
Losses dalam keadaan tidak seimbang :
(
2
2
2
)
2
S 1 = I a + I b + I c . R + I n . Rn
(I
S1 =
2 a
2
+ Ib + Ic
2
). R + (Δ
2 1
2
)
− Δ1 Δ 2 + Δ 2 . Rn
Sehingga faktor koreksi yang merupakan perbandingan losses berpengaruh pada ketidakseimbangan beban antar fasa dengan losses keadaan seimbang antar fasa adalah :
K=
(
2
2
2
)
(
2
2
)
S1 I + I b + I c . R + Δ1 − Δ1 Δ 2 + Δ 2 . Rn = a 2 2 2 2 S 1 / 3. I a + I b + I c . R
(
)
Perhitungan susut energi dan losses teknis pada trafo pada dasarnya sama dengan yang ada pada JTM dan JTR. Susut energi pada transformator distribusi terdiri dari susut energi di inti dan tembaga. Susut energi inti sifatnya konstan terhadap beban tetapi berbeda-beda untuk setiap rating kVA. Oleh karena itu perlu dilihat lebih dahulu harga rata-rata susut energi (daya) setiap ranting kVA dari berbagai merek trafo yang ada. Susut energi tembaga dihitung dengan menggunakan data KPPM (Kurva Pola Pembebanan Mingguan) dari JTR dan integrasi IE2 yang didapat untuk setiap ranting kVA dikalikan dengan tahanan trafo yang dihitung dari impendansi trafo pada plat nama trafo.
2.2 Teknik Peramalan Beban Cara peramalan beban yang sederhana adalah meramal dengan menggunakan data historis beban di masa lalu, ditentukan modelnya, kemudian model ini dapat digunakan untuk menentukan nilai beban di masa mendatang. Cara ini biasa disebut dengan cara runtun waktu (time series), perubahan beban hanya ditentukan oleh dinamika beban itu sendiri.
24
Cara lain yang dapat digunakan dalam peramalan adalah cara ekonometrik, yaitu cara peramalan beban listrik dengan memperhitungkan besaran sosio-ekonomi seperti jumlah penduduk, PDRB, pertumbuhan ekonomi dan energi listrik terjual. Model yang menggabungkan hubungan antar variabel–variabel tentunya menjadi lebih rumit dibanding cara time series. Cara berikut yang dapat digunakan untuk peramalan adalah cara end-use, yaitu cara peramalan dengan memperhitungkan secara rinci pemakaian tenaga listrik oleh setiap pelanggan. Dengan cara ini, perlu disiapkan data tentang jenis dan jumlah peralatan Iistrik yang digunakan oleh konsumen dan data tentang konsumsi spesifik setiap macam peramalan.
2.2.1 Peramalan Kebutuhan Listrik dengan DKL Metode ini menggunakan gabungan ketiga cara di atas. yaitu metode time series, ekonometri, dan end-use. Input yang diperlukan adalah data sosiodemografi, data pengusahaan dan data ekonomi.
2.3 Pengembangan Sistem Distribusi 2.3.1 Perbaikan Sistem Distribusi Perluasan sistem distribusi yang kurang terencana dengan baik seringkali menimbulkan berbagai permasalahan, diantaranya regulasi tegangan yang buruk, faktor daya rendah, rugi-rugi daya besar, efisiensi rendah, beban lebih dan tingkat keandalan rendah. Penyebab rugi-rugi daya besar dan regulasi tegangan yang buruk diantaranya adalah faktor daya instalasi konsumen rendah. Jaringan distribusi panjang dan mengalami beban lebih, letak pusat trafo distribusi jauh dari pusat beban, drop tegangan melebihi batas yang diizinkan, serta tidak ada kompensasi shunt pada sistem distribusi. Tujuan perbaikan sistem distribusi beberapa diantaranya adalah menurunkan
rugi - rugi daya, memperbaiki regulasi tegangan, memperbaiki
kontinuitas penyaluran energi listrik, serta memperbaiki faktor daya.
25
Metode perbaikan sistem distribusi merupakan perbaikan pada sistem tegangan rendah, yakni: 1. Apabila jaringan tegangan rendah terlalu panjang atau bebannya terlalu besar, maka jaringan tersebut harus diperkuat atau dibangun jaringan baru. Target yang akan dicapai adaiah drop tegangan < 5 % pada ujung akhir saluran. 2. Apabila trafo distribusi telah mengalami beban lebih dan diperkirakan akan ada penambahan beban baru yang harus dilayani, maka trafo distribusi tersebut diganti dengan trafo baru yang kapasitasnya lebih besar atau ditambah trafo baru sehingga diperoleh kapasitas total yang lebih besar. 3. Pergeseran lokasi trafo distribusi ke arah pusat beban akan memperpendek saluran dan menurunkan pembebanan sehingga diperoleh regulasi tegangan yang lebih baik. 4. Pendistribusian beban secara uniform untuk semua trafo distribusi akan rnengurangi kapasitas trafo yang tidak terpakai. 5. Pemakaian konduktor yang lebih besar dapat memperbaiki regulasi tegangan pada ujung akhir saluran. 6. Pemasangan kapasitor pada semua beban akan memperbaiki
faktor
daya. Apabila pemasangan kapasitor pada terminal konsumen tidak dapat dilakukan, maka kapasitorya dapat dipasang pada sisi tegangan rendah trafo. Nilai kapasitansinya ditentukan bedasarkan beban maksimum trafo distribusi dan faktor daya pada pusat trafo distribusi. 7. Pemasangan GI dan saluran baru harus mampu melayani beban eksisting dan pertumbuhan baban dalam kurun waktu 10 tahun mendatang.
2.3.2
Perencanaan Sistem Distribusi Faktor- faktor penting yang perlu dipertimbangkan dalam perencanaan.
sistem distribusi adalah distribusi beban secara geografis, konfigurasi sistem distribusi eksisting, ekspansi sistem distribusi secara dinamis, pertumbuhan beban, serta keandalan komparatif berbagai konfigurasi sistem distribusi.
BAB III DATA PENELITIAN JARINGAN DISTRIBUSI 20 kV PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASSAR
3.1
Data Penelitian Data penelitian meliputi data kelistrikan dan data non kelistrikan. Survei
data kelistrikan dilakukan di daerah kerja PT. PLN Cabang Makassar yang mencangkup rayon dan ranting. Sedangkan survei data non kelistrikan dilakukan di kantor BPS Pemda, Bappeda atau instansi lain yang terkait di masing-masing Pemerintah Daerah Tingkat II. Survei ini berupaya menyediakan data yang diperlukan untuk penyusunan Master Plan Sistem Distribusi 20 kV PT. PLN (Persero) Cabang Makassar. Berbagai jenis data kelistrikan yang dapat dihimpun, disarikan dalam rekapitulasi data yang berisi pilihan jenis data pendukung langsung inputan program ETAP, sedangkan data non kelistrikan disarikan dalam rekapitulasi data yang langsung mendukung inputan program DKL. Data yang dapat dikumpulkan status kelengkapannya, seperti terlihat pada Lampiran A-1 : status data kelistrikan hasil survei di Cabang Makassar, berisi nomor trafo, data ukur (tegangan, arus di GI dan tegangan di ujung feeder) yang diukur pada waktu beban puncak. (a) Diagram Satu Garis Diagram satu garis feeder-feeder yang ada di Cabang Makassar digunakan untuk pengembangan feeder ke dalam peta geografis / topografi. Peta geografis diperoleh dari peta rupa bumi yang dikeluarkan oleh Bakosurtanal edisi terakhir tahun 2004 ( edisi yang ada di pasaran ). Diagram satu garis diminta dari setiap cabang. Di dalam diagram satu garis dapat dilihat pangkal feeder ( dari GI atau dari area lain ), ujung feeder, percabangan tiga fasa maupun satu fasa, cacah
26
27
transformator satu fasa maupun tiga fasa, kode tiang dan kode tiang percabangan tiga fasa maupun satu fasa. Penggambaran feeder-feeder 20 kV di dalam peta rupa bumi dilakukan oleh surveyor dibantu / diawasi langsung oleh teknisi-teknisi Rayon / Ranting yang ada di bawah Cabang Makassar dengan pertimbangan mereka lebih mengenal jaringannya.
(b) Transformator Distribusi 20 kV Data transformator distribusi yang ada di feeder maupun dipercabangan tiga fasa maupun satu fasa sudah diminta dari cabang terkait. Transformator distribusi 20 kV yang ada atau terpasang berkapasitas antara 15 kVA sampai dengan 50 kVA. Transformator satu fasa yang terpasang mempunyai kapasitas 15, 25, dan 50 kVA. Selain itu juga dapat dilihat rating tegangan transformator sisi tegangan tinggi dan sisi tegangan rendah (misal untuk transformator 1 fasa : 20 kV / 220 V).
(c) Feeder Data feeder untuk PT. PLN (Persero) Cabang Makassar diperoleh dari diagram satu garis yang dimiliki oleh PT. PLN (Persero) Cabang Makassar atau data yang diberikan oleh Rayon dan Ranting. Dari data tersebut dapat diketahui banyak feeder yang ada di setiap cabang, kode feeder termasuk percabangannya, jenis penghantar yang digunakan, luas penampang penghantar dan panjangnya untuk setiap penggal percabangan. Pada feeder utama juga dapat dilihat beban cabang (total kapasitas transformator), beban transformator yang berada di feeder utama, jarak antar percabangan. - Tegangan Feeder Pengukuran tegangan ujung feeder dilakukan di sisi tegangan rendah. Hasil pengukuran ini dikonversi ke sisi tegangan menengah
(20 kV) dengan
melihat posisi tap transformator distribusi yang bersangkutan. Tegangan
28
pangkal feeder WBP (Waktu Beban Puncak) dan LWBP (Lewat Waktu Beban Puncak) dilihat di gardu induk (GI) yang bersangkutan. - Arus Feeder Arus setiap feeder dapat dilihat pada data pengukuran arus di setiap GI yang bersangkutan. Dari data yang diperoleh terlihat besar arus setiap feeder.
(d) Penghantar Data penghantar dapat juga dilihat pada diagram satu garis milik cabang terkait, dan dapat juga dilihat pada tabel yang diberikan oleh cabang yang bersangkutan. Data penghantar ini meliputi jenis bahan penghantar, ukuran luas penampang penghantar, tunggal atau pilin, panjang penghantar, dan saluran satu fasa atau tiga fasa.
(e) SAIDI dan SAIFI Data SAIDI dan SAIFI terbaru ( tahun 2003 ) untuk setiap cabang diperoleh dari cabang yang bersangkutan. Data SAIDI dan SAIFI beberapa tahun sebelumnya untuk setiap cabang dapat dilihat pada Tabel 3.1 dan Gambar 3.1.
Tabel 3.1 SAIDI, SAIFI (1999 - 2003) SAIDI (jam/pelanggan)
SAIFI (kali/pelanggan)
Target
Realisasi
Target
Realisasi
No Tahun 1
1999
30,00
10,03
10,00
22,97
2
2000
10,00
5,26
20,00
16,76
3
2001
9,20
6,93
19,00
22,67
4
2002
6,95
8,43
16,50
35,33
5
2003
6,85
4,17
16,40
23,31
29
SAIDI dan SAIFI 40 35 30 25 20 15 10 5 0
SAIDI Target SAIDI Realisasi SAIFI Target 1999
2000
2001
2002 SAIFI Realisasi 2003
Tahun
Gambar 3.1 Susut jaringan dan Indek SAIDI, SAIFI di PT. PLN (Persero) Distribusi Makassar
(f) Data Pendukung Data pendukung di sini misalnya kWh pengirim dan atau penerima berada di feeder mana, atau feeder-feeder mana saja yang memiliki kWh pengirim atau kWh penerima. Data lokasi kWh-meter exim ada yang langsung digambarkan dalam gambar diagram satu garis pada peta topografi.
3.1.1 Data Kelistrikan Data kelistrikan yang dipergunakan untuk inputan program ETAP seperti terlihat pada Lampiran A: 1. Lampiran A-2 : Data kapasitas GI dan pembebanan feeder utama pada waktu beban puncak, meliputi nama GI, data nominal trafo (tegangan dan arus), serta data pembebanan (arus beban trafo, arus beban masing-masing feeder). 2. Lampiran A-3 : Data feeder utama GI meliputi nama feeder, panjang feeder, trafo, tegangan pangkal dan tegangan ujung feeder.
30
3.1.2
Data Non-Kelistrikan Data non-kelistrikan yang dipergunakan untuk inputan program DKL
seperti terlihat pada Lampiran A-5 s/d Lampiran A-12 meliputi : 1. Data demografi, elektrifikasi dan tenaga listrik terjual. 2. Data pelanggan per kelompok pelanggan. 3. Data delta pelanggan per kelompok pelanggan. 4. Data jumlah daya tersambung (kVA) per kelompok pelanggan. 5. Data delta daya tersambung (kVA) per kelompok beban. 6. Data energi terjual (KWh) per kelompok pelanggan. 7. Data SAIDI dan SAIFI. 8. Data jumlah desa / kota dan pelanggan. 9. Data persen faktor beban. 10. Data panjang JTM dan panjang JTR. 11. Data jumlah arus dan daya terpasang. 12. Data jumlah gardu induk dan jumlah trafo
3.2 Beberapa Kriteria–kriteria Dipakai Dalam Perencanaan Sistem Distribusi Tenaga Listrik a.
Kriteria Drop Tegangan i. Desain Panjang JTM yang dikaitkan dengan besaran drop tegangan dan susut teknis jaringan. Desain sistem distribusi (Chas T. Main) drop tegangan di Ujung Jaringan adalah 5,45 % yang setara dengan susut 3,77 %. ii. Desain Transfomator Distribusi yang mempunyai drop tegangan maksimal 1,36 %. iii. Desain Jaringan Tegangan Rendah adalah drop tegangan yang diijinkan sebesar 2,96 % di ujung jaringan. iv. Desain Sambungan Rumah (SR) adalah drop tegangan yang dijinkan di titik kWh meter pelanggan adalah sebesar 7,72 %. Dan standard panjang tarikan SR adalah 5 deret serial dengan masing – masing tarikan maksimal 30 meter.
31
v. Desain untuk instalasi bangunan adalah drop tegangan yang dijinkan dititik pemakaian adalah 10 % diukur dari titik pelayanan
(kWh
meter pelanggan).
b. Kriteria Susut Energi i. Secara teknis susut energi listrik dapat dijadikan acuan dalam pengembangan jaringan Distribusi Listrik, seperti desain drop tegangan 5,45 % pada Jaringan Tegangan Menengah adalah setara dengan desain susut 3,77 %. ii. Untuk Pengembangan Sistem Distribusi Tenaga Listrik , maka desain susut jaringan sangatlah berperan dalam menentukan unjuk kerja jaringan Distribusi listrik.
c. Kriteria Power Factor i. Power factor yang sering dipergunakan dalam mendesain sistem adalah 0,85 dan 0,90. ii. Kriteria Power Factor akan berkaitan dengan program investasi untuk perbaikan kinerja sistem seperti pemasangan kapasitor atau AVR di jaringan. iii. Master Plan Sistem Distribusi Tenaga Listrik ini didesain dengan Power Factor 0,85 dan Power Factor 0,90.
d. Kriteria Keandalan i. Untuk memprediksikan tingkat keandalan suatu sistem Distribusi, maka kriteria keandalan dapat dijadikan salah satu referensi. ii. Untuk itu perlu juga setting prediksi untuk angka-angka keandalan antara lain sebagai berikut : 1. SAIFI = System Average Interruption Frequency Index. 2. SAIDI = System Average Interruption Duration Index.
32
3. CAIFI = Customer Average Interruption Frequency Index. 4. CAIDI = Customer Average Interruption Duration Index. 5. RUS = Rural Utility Services
3.3
Evaluasi Kondisi Eksisting Cakupan sistem distribusi yang dievaluasi adalah sistem jaringan
cabang Makassar.
Hasil
survei
terhadap jaringan dan operasi jaringannya
telah dipaparkan di bagian depan bab ini. Survei jaringan memberikan data tentang fisik jaringan, survei operasi sistem memberikan data seberapa jauh sebuah feeder dibebani.
3.3.1
Cara Evaluasi Evaluasi sistem distribusi dapat dilakukan dengan cara langsung, yaitu dari
hasil pengumpulan data, sistem dievaluasi atas dasar kriteria yang telah ditentukan, misalnya: panjang jaringan maksimum yang diijinkan, tegangan di jaringan yang masih dalam kisaran yang diijinkan. Evaluasi terhadap sistem dapat pula dilakukan melalui studi simulasi, yaitu dengan bantuan fasilitas simulasi program komputer ETAP. Data sistem diolah untuk memperoleh hasil simulasi yang diharapkan dapat mencerminkan kondisi sistem real. Pada penyusunan master plan ini, data yang diperoleh sangat terbatas, sehingga tidak cukup untuk dapat dipakai sebagai data untuk evaluasi sistem secara langsung. Dengan demikian, cara evaluasi yang dilakukan dalam penyusunan master plan ini adalah simulasi. Manfaat tambahan yang diperoleh dengan cara ini adalah fleksibilitas penelitian, artinya bahwa kondisi sistem dapat digali dengan lebih luas dan mendalam.
33
3.3.2 Peta Jaringan Distribusi Data fisik sistem distribusi dari hasil survei akan digambarkan pada peta geografi, sehingga informasi tentang jalur, panjang jaringan, konfigurasi jaringan dan peletakan transformator dapat diperoleh.
3.3.3
Simulasi Feeder Simulasi jaringan distribusi dilakukan pada setiap feeder, berawal dari
pangkal feeder di transformator GI tertentu dan berakhir di ujung feeder utama. Sebuah feeder dapat terletak di sebuah atau lebih cabang. Program aplikasi ETAP digunakan untuk evaluasi sebuah feeder melalui analisis aliran daya. Analisis aliran daya memerlukan data jaringan, tegangan pangkal, arus pangkal, dan besar beban. Hasil yang diperoleh adalah nilai tegangan di setiap tempat di jaringan, nilai dan arah arus di setiap cabang di jaringan dan susut daya yang terjadi. Hasil simulasi lengkap akap disajikan selanjutnya.
3.4
Perkembangan Wilayah Rencana pengembangan kelistrikan suatu daerah atau wilayah harus
mengacu pada rencana tata ruang daerah atau perkembangan wilayah tersebut sehingga peramalan beban listrik secara khusus dapat diprediksi. Dalam penyusunan master plan distribusi 20 kV PT. PLN (Persero) Cabang Makassar meliputi wilayah administratif Kota Makassar, Kabupaten Pangkep, Kabupaten Maros, Kabupaten Gowa dan Kabupaten Takalar yang termasuk dalam Provinsi Sulawesi Selatan. Data yang telah dikumpulkan dan dianalisis adalah yang terkait dengan perkembangan wilayah yaitu data geografis, sosio-ekonomis dan data demografi. Secara geografis wilayah Cabang Makassar terletak di bagian Selatan Pulau Sulawesi pada pantai Barat Selat Makassar (lihat Citra Landsat). Sejak 5 tahun terakhir daerah ini telah menjadi fokus perencanaan kawasan terpadu yaitu MAMMINASATA (Makassar, Maros, Sungguminasa dan Takalar). Sebuah kawasan yang diharapkan pada masa mendatang menjadi salah satu kawasan
34
andalan di Provinsi Sulawesi Selatan. Dengan mengacu pada data perkembangan wilayah dari Kawasan Terpadu ini ditambah dengan rencana tata ruang Kabupaten Pangkep, beban kelistrikan daerah ini dapat diramalkan. Secara spasial, daerah pusat-pusat beban di wilayah cabang Makassar dapat dilihat pada gambar peta tematik berupa peta tata guna lahan yang dibuat berdasarkan citra Landsat 2002 dan kondisi topografi terakhir tahun 2004 seperti ditunjukkan pada Gambar 3.2. Pada peta tersebut pola pemanfaatan ruang yang menggambarkan daerah pusat-pusat beban dapat dilihat. Daerah pemukiman dan daerah komersial biasanya terkonsentrasi pada ibu kota
kabupaten dan kota
kecamatan, sedangkan daerah industri dapat dilihat dengan kode legenda tertentu. Daerah pusat-pusat beban tersebut merupakan pertimbangan dalam menentukan lokasi gardu induk baru dan merencanakan rute feeder-feeder primer baru serta pembebanan pada feeder primer lama yang dipotong ujungnya. Mengacu pada rencana tata ruang kawasan Mamminasata dan Tata Ruang Kabupaten Pangkep, pusat-pusat pemukiman yang sekarang eksis cenderung akan berkembang sesuai dengan lokasi pusat kota. Kota Makassar sebagai pusat beban terbesar cenderung akan berkembang secara radial ke arah Timur, Kota Sungguminasa cenderung akan bergeser ke arah Barat dengan distribusi spasial alokasi industri dan pendidikan, Kota Takalar cenderung berkembang secara radial, Kota Maros ke arah Utara dan Pangkep ke arah industri khususnya pada keberadaan dua Pabrik Semen, PT Semen Tonasa dan PT. Semen Bosowa. Secara spesifik, beberapa kawasan andalan dalam kawasan Mamminasata juga difokuskan untuk dikembangkan dan secara khusus pula harus direncanakan penambahan bebannya (lihat peta pengembangan Mamminasata). Kawasan pemanfaatan ruang tersebut adalah Kawasan Pesisir Pantai Galesong, Kawasan Pengembangan Sudiang, Kawasan Pengembangan Bontomarannu, Kawasan Pengembangan Kota Takalar sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 3.3.
35
Makas sar
PETA PENGGUNAAN LAHAN DAERAH CABANG MAKASSAR Pangkep
Sel at
Maros
Makassar Tata Gu na La han Dae ra h Semak Beluka r Dae ra h Komersial Dae ra h Kerin g Huta n Pa dan g Ru mpu t Dae ra h Indu stri Pe rtan ian Dae ra h terb uka Pe rtan ian Tamba k Dae ra h Pemukima n Sa wa h Su nga i Dae ra h Terbuka W ad uk
Gowa
N
Takalar W
E S
Jeneponto
1:5000 00
Gambar 3.2 Peta Tata Guna Lahan Wilayah PT.PLN (Persero) Cabang Makassar
36
Gambar 3.3. Peta Pemanafaatan Ruang Wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar
3.5
Perkembangan Beban Pengembangan sistem dimulai dari pengembangan beban. Secara
kenyataan, bila pembebanan dibiarkan berkembang dengan normal, maka dari tahun ke tahun beban akan bertambah. Perkembangan beban ini dapat menyebabkan : a. Transformator distribusi tidak mampu lagi menanggulangi sehingga harus diganti dengan yang lebih besar kapasitasnya atau harus diadakan penyisipan diantara transformator yang sudah ada. b. Penghantar jaringan tegangan menengah sudah tidak mampu lagi menahan arus beban yang melaluinya, atau sudah menyebabkan jatuh tegangan dan rugi daya jaringan melebihi batas maksimum yang diizinkan.
37
c. Bila beban bertambah terus maka feeder-feeder yang ada tidak mampu lagi menahan beban, sehingga perlu diadakan penambahan gardu induk baru, diantara gardu induk yang telah ada. Disamping itu perlu pula diupayakan pengalihan beban dari gardu Induk terdekat yang masih memenuhi kemampuan KHA serta belum melampaui drop tegangan yang diizinkan. Berdasarkan daerah pusat beban, maka beban yang dilayani oleh sistem distribusi secara umum dibedakan menjadi: 1. Beban daerah pemukiman a. beban daerah pemukiman perkotaan dan daerah pinggiran kota b. beban daerah pemukiman pedesaan 2. Beban daerah komersial a. beban daerah pusat perkotaaan b. beban daerah pusat perbelanjaan c. beban daerah bangunan komersial 3. Beban daerah industri a. beban daerah pabrik-pabrik besar b. beban daerah pabrik-pabrik kecil Perkembangan beban di daerah pemukiman, komersial dan industri yang berlangsung dari waktu ke waktu melalui proses sebagai berikut: a. Daerah tidak berbeban atau berbeban relatif kecil tiba-tiba menjadi daerah berbeban besar, seperti tanah kosong yang dibuat perumahan, pertokoan atau perkantoran bahkan industri. Perkembangan semacam ini tidak dapat diperkirakan sebelumnya, karena tidak berkembang secara normal. Keadaan seperti ini, PLN harus menangani secara khusus. Perhitungan penambahan transformator distribusi disesuaikan dengan permintaan, namun bila tidak pasti dapat memakai pola perkembangan di sekitarnya atau memperkirakan permintaan beban berdasarkan luas lahan yang akan dibangun tersebut. b. Daerah berbeban normal, namun di sekitarnya muncul beban-beban baru, sebagai konsekwensi perkembangan lahan, baik untuk perumahan, pertokoan,
38
perkantoran maupun industri yang relatif tidak besar. Perkembangan seperti ini dapat diterima sebagai perkembangan normal, bila daerah yang ditinjau merupakan satu titik atau satu pusat beban. Namun, PLN sebaiknya menangani hal ini dengan membagi area. Yang pertama: daerah lama yang dianggap berkembang secara normal, dan yang kedua: daerah pinggiran yang berupa beban baru. c. Daerah yang berkembang tidak keluar, yang mana pada lahan yang konstan terjadi pengembangan permintaan beban. Hal ini dapat diperkirakan dengan menggunakan analisa statistik. Mengacu pada peta distribusi aliran listrik dan ketersediaan suplai listrik di wilayah Sulawesi Selatan khususnya untuk wilayah distribusi PT. PLN (Persero) Cabang Makassar, kapasitas GI dan eksisting feeder beberapa sudah tidak akan mampu memikul beban puncaknya. Secara teknis, kelebihan beban yang dipikul oleh gardu induk lama akan dapat dilimpahkan ke gardu induk baru dan feeder primer baru. Sedangkan feeder primer yang sudah kelebihan beban maka bebannya akan dipindahkan ke feeder primer yang baru. Cara lain untuk mengurangi beban pada feeder primer yang sudah ada adalah dengan memotong sebagian feeder primer yang diujung, kemudian feeder primer yang di ujung tersebut disuplai dari Gardu Induk Baru. Secara spasial pertimbangan pertama dalam menentukan pembangunan GI baru adalah lokasinya di dekat pusat beban. Demikian juga dengan feeder primer yang baru, di mana rute-rute yang dilewati harus melihat lokasi pusat-pusat beban. Posisi GI existing dan committed planning yang tersebar di beberapa lokasi secara geografis di tunjukkan pada Gambar 3.4.
39
N W
E S
1:500000
Ma ka
ssa r
%GI Tonasa %GI Pangkep
Se lat
%
%
GI Maros
%GI Bosowa
GI Mandai
GI Tallo Lama GI Bontoala%
% %GI Daya %GI Barawaja % GI Tello %GI Panakkukang
% GI Tj. Bunga GI Sunggumina
%
% GI Borongloe
Legenda
%
Existing Gardu Induk Sungai Jalur Transmisi Jalan Arteri
%
GI Takalar
Nama Kabupaten Kab. Gowa Kota Makassar Kab. Maros Kab. Pangkep Kab. Takalar
Gambar 3.4. Peta Area Distribusi dan Posisi GI PT.PLN Cabang Makassar
3.6
Peramalan Kebutuhan Beban Peramalan beban diperlukan untuk mencoba mengetahui beban di periode
mendatang, untuk itu diperlukan data yang mempengaruhi pertumbuhan permintaan listrik. Banyak metode prakiraan telah dikembangkan dan digunakan, dengan berbagai macam pendekatan.
40
3.6.1. Faktor-faktor Penentu Prakiraan Beban Beberapa faktor yang dapat digunakan untuk melakukan prakiraan beban antara lain faktor: ekonomi, penduduk, konsumsi listrik dan penyediaan tenaga listrik. (a)
Faktor ekonomi Pertumbuhan PDRB (Pendapatan Domestik Regional Bruto) merupakan indikator pertumbuhan ekonomi, data PDRB terkumpul yang digunakan untuk prakiraan adalah data historis dari tahun 2000 sampai dengan tahun 2004. Untuk penyusunan master plan ini, skenario prakiraan akan menggunakan proyeksi pertumbuhan ekonomi pada tahun 2015 sebesar 8.3 %.
(b)
Faktor penduduk Pertumbuhan penduduk merupaka faktor penting dalam memproyeksikan kebutuhan energi listrik di masa depan. Data lima tahun terakhir menunjukan kisaran pertumbuhan penduduk Makassar antara 0.6 % - 2.63 %, dan proyeksi pertumbuhan penduduk pada tahun 2015 sebesar 2.12 %.
(c)
Faktor konsumsi dan penyediaan tenaga listrik Pola konsumsi energi listrik pada beberapa sektor mempengaruhi permintaan tenaga listrik pada masa mendatang. Selain data pengusahaan, data rasio elektrifikasi juga diperlukan untuk prakiraan. Skenario yang diambil untuk prakiraan rasio elektrifikasi ini adalah
84.1 % pada tahun
2015.
3.6.2
Metode Peramalan Metode peramalan yang biasa digunakan adalah metode pendekatan yang
berbasis pada data historis, yaitu data yang diperoleh pada periode tertentu, lazim disebut data runtun waktu (time series data). Metode pendekatan yang lain memperhitungkan besaran-besaran ekonomi adalah pendekatan ekonometris, yang akan memberikan hasil yang lebih mencerminkan dinamika pertumbuhahan beban.
41
Dalam penyusunan master plan ini, telah digunakan metode gabungan, dengan model yang dikembangkan oleh Dinas Penelitian Tenaga Listrik, yaitu Model DKL 3.2. Data yang dibutuhkan telah dikumpulkan dan beberapa parameter ekonomik telah dipilih, hasil pengelolaan data memberikan ramalan beban puncak sampai tahun 2015.
3.6.3
Hasil Peramalan Data yang digunakan untuk melakukan peramalan kebutuhan daya listrik
sampai tahun 2015 diperoleh dari sumber-sumber resmi seperti BPS, PT.PLN. Data tersebut meliputi data: pertumbuhan penduduk, PDRB, pengusahaan tenaga listrik, dan rasio elektrifikasi. Selain data, prakiraan juga memerlukan nilai target yang akan dicapai di akhir prakiraan, data proyeksi ini diperoleh dari Bappeda atau diperoleh berdasarkan pertimbangan tertentu. Berikut adalah data penduduk dan pertumbuhan yang akan digunakan untuk prakiraan. Tabel 3.2. Jumlah Penduduk dan Produk Domestik Regional Bruto PT. PLN Cabang Makassar Jumlah Penduduk
PDRB
(Ribu Jiwa )
(Juta Rp)
2000
2.369
3.803.850,41
2001
2.412
3.999.848,37
2002
2.430
4.229.622,75
2003
2.500
4.521.310,63
2004
2.542
4.703.201,59
Tahun
Proyeksi pertumbuhan penduduk penduduk, PDRB, losses, rasio elektrifikasi, beban puncak dapat dilihat pada Gambar 3.5 sampai Gambar 3.9. Sementara
pertumbuhan
pelanggan,
load
factor,
konsumsi
rayon/ranting ditunjukkan pada Tabel 3.3 sampai Tabel 3.6.
energi
per
42
Pertumbuhan Penduduk (%)
2.35%
2.30%
2.25%
2.20%
2.15%
2.10% 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tahun
Gambar 3.5. Proyeksi laju pertumbuhan penduduk Cabang Makassar sampai tahun 2015.
9.00%
Pertumbuhan PDRB (%)
8.00% 7.00% 6.00% 5.00% 4.00% 3.00% 2.00% 1.00% 0.00% 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Tahun
Gambar 3.6. Proyeksi PDRB di wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015.
2015
43
10,00 9,00
Losses (%)
8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tahun
Gambar 3.7. Proyeksi losess di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015.
84,00
Rasio Elektrifikasi (%)
82,00 80,00 78,00 76,00 74,00 72,00 70,00 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Tahun
Gambar 3.8. Proyeksi rasio elektrifikasi di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015.
2015
44
700 600
Peak Load
500 400 300 200 100 0 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tahun
Gambar 3.9. Proyeksi beban puncak di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015
45
Tabel 3.3 ENERGY AND LOAD DEMAND FORECAST Calender Year
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total Population (10^3) 2,600.97
2,660.80
2,721.46
2,782.97
2,845.31
2,908.47
2,972.46
3,037.26
3,102.86
3,169.26
3,236.45
- Growth Rate (%) 2.32 Growth of Total GDP (%) 6.06 Electrification Ratio (%) 71.52
2.30
2.28
2.26
2.24
2.22
2.20
2.18
2.16
2.14
2.12
6.56
7.06
7.50
8.00
8.26
8.26
8.33
8.33
8.33
8.33
72.04
72.77
73.69
74.82
76.09
77.39
78.75
80.16
81.60
83.08
Energy Sales (GWh)
1,391.72
1,493.57
1,614.14
1,755.28
1,922.18
2,112.99
2,323.64
2,558.72
2,818.83
3,106.85
3,426.02
6.26
7.32
8.07
8.74
9.51
9.93
9.97
10.12
10.17
10.22
10.27
- Residential
523.44
577.61
642.12
718.46
809.74
916.09
1,036.48
1,173.93
1,329.68
1,506.15
1,706.10
- Commercial
224.14
235.54
248.88
264.17
281.85
301.30
321.59
342.97
365.11
387.91
411.26
- Public
117.73
136.92
159.70
186.73
219.09
257.24
301.38
352.67
411.91
480.27
559.07
- Industrial
526.41
543.50
563.44
585.93
611.50
638.36
664.20
689.15
712.13
732.51
749.59
714.76
734.62
757.43
783.12
812.20
843.61
875.89
909.34
943.36
977.76
1,012.28
- Residential
322.53
332.01
342.72
354.66
368.03
382.55
397.80
413.95
430.90
448.68
467.31
- Commercial
147.31
151.91
157.33
163.56
170.77
178.67
186.86
195.44
204.24
213.23
222.36
- Public
71.60
73.07
74.59
76.14
77.74
79.38
81.07
82.79
84.57
86.38
88.24
- Growth Rate (%)
Power (MVA)
Contracted
46
- Industrial
173.32
177.63
182.80
188.76
195.65
203.00
210.17
217.16
223.66
229.47
234.37
Number of Customer 429,748.10 444,783.91 461,549.86 480,044.59 500,579.44522,685.00 545,738.46569,986.57595,274.09621,639.59649,122.30 - Residential
402,994.73 417,105.00 432,822.44 450,148.63 469,369.71490,062.88 511,668.35534,417.52558,178.13582,995.15608,915.56
- Commercial
18,672.53 19,408.65 20,259.99 21,223.96 22,324.90 23,518.63 24,745.28 26,019.93 27,321.06 28,643.04 29,979.06
- Public
7,365.10
7,530.59
7,699.79
7,872.79
8,049.69
8,230.55
8,415.48
8,604.57
8,797.91
8,995.58
9,197.70
- Industrial
715.73
739.67
767.64
799.20
835.14
872.94
909.34
944.55
977.00
1,005.81
1,029.97
1,640.83
1,766.56
1,915.84
2,100.27
2,293.87
2,523.91
2,780.74
3,065.07
3,376.43
3,721.30
1,625.21
1,749.74
1,897.60
2,080.28
2,272.04
2,499.88
2,754.28
3,035.90
3,344.29
3,685.88
Station Use (%) 0.95 Distribution Losses (%) +) 8.94
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
8.10
7.75
7.50
7.60
7.00
7.05
7.10
7.15
7.10
7.05
Load Factor (%)
63.50
64.66
63.77
62.89
62.00
62.45
62.91
63.36
63.82
64.27
64.73
Peak Load (MW)
293.92
289.68
316.22
347.77
386.70
419.28
457.99
500.98
548.27
599.69
656.30
Total (GWh) Energy (GWh)
Production 1,635.00 Requirement 1,619.44
47
Tabel 3.4 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 - 2015
Jenis Tarif
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
S-1 / 220 VA S-2 / 450 VA S-2 / 900 VA S-2 / 1300 VA S-2 /2200 VA S-2 / > 2200 S/D 200 S-3 / > 200 kVa Sosial R-1 / 450 VA R-1 / 900 VA R-1 / 1300 VA R-1 / 2200 VA R-2 / 2200 S/D 6600 VA R-3 / > 6600 VA R. Tangga B-1 s/d 450 VA B-1 / 900 VA B-1 / 1300 VA B-1 / 2200 VA B-2 / > 2200 S/D 200 B-3 / > 200 kVA Bisnis
1.582 1.611 525 382 732 7 4838 209.25 150.63 24.945 13.239 4.426 488 402995 1.048 3.204 3.216 4.084 7.048 73 18673
1.618 1.647 537 390 749 7 4947 216.58 155.91 25.819 13.703 4.581 505 417105 1.090 3.330 3.343 4.245 7.325 76 19409
1.654 1.684 549 399 766 7 5058 224.74 161.78 26.791 14.219 4.754 524 432822 1.137 3.476 3.489 4.431 7.647 79 20260
1.691 1.722 561 408 783 7 5172 233.74 168.26 27.864 14.789 4.944 545 450149 1.192 3.642 3.655 4.642 8.011 83 21224
1.729 1.760 574 417 800 7 5288 243.72 175.44 29.054 15.420 5.155 569 469370 1.253 3.831 3.845 4.883 8.426 87 22325
1.768 1.800 587 427 818 7 5407 254.47 183.18 30.335 16.100 5.382 594 490063 1.320 4.036 4.050 5.144 8.877 92 23519
1.808 1.840 600 436 837 8 5528 265.68 191.25 31.672 16.810 5.620 620 511668 1.389 4.246 4.262 5.412 9.340 97 24745
1.849 1.882 613 446 856 8 5653 277.50 199.76 33.080 17.557 5.870 647 534418 1.461 4.465 4.481 5.691 9.821 102 26020
1.890 1.924 627 456 875 8 5780 289.84 208.64 34.551 18.338 6.131 676 558178 1.534 4.688 4.705 5.975 10.312 107 27321
1.933 1.967 641 466 894 8 5910 302.72 217.91 36.087 19.153 6.403 706 582995 1.608 4.915 4.933 6.265 10.811 112 28643
1.976 2.011 656 477 914 8 6042 316.18 227.60 37.692 20.005 6.688 738 608916 1.683 5.144 5.163 6.557 11.315 117 29979
48
Tabel 3.5 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 – 2015 (lanjutan)
Jenis Tarif
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
I-1 s/d 450 VA I-1 / 900 VA I-1 / 1300 VA I-1 / 2200 VA I-1 / > 2200 S/D 14 kVA I-2 / > 14 S/D 200 kVA I-3 / > 200 kVA I-4 / 30.000 kVA Industri P-1 s/d 450 VA P-1 / 900 VA P-1 / 1300 VA P-1 / 2200 VA P-1 / > 2200 S/D 200 kVA P-2 / > 200 kVA P-3 Pemerintah JUMLAH
2 58 19 19
2 60 20 20
2 62 20 20
2 65 21 21
2 68 22 22
3 71 23 23
3 74 24 24
3 77 25 25
3 79 26 26
3 82 27 27
3 84 27 27
143 396 77 2 716 234 255 111 125
147 409 80 2 740 239 261 114 128
153 425 83 2 768 244 267 116 131
159 442 86 2 799 250 273 119 134
166 462 90 2 835 255 279 122 137
174 483 94 3 873 261 285 124 140
181 503 98 3 909 267 292 127 143
188 522 102 3 945 273 298 130 146
195 540 105 3 977 279 305 133 150
200 556 108 3 1006 285 312 136 153
205 570 111 3 1030 292 319 139 157
594 21 1.187 2527 429748
607 21 1.213 2583 444784
621 22 1.240 2641 461550
635 22 1.268 2701 480045
649 23 1.297 2762 500579
663 23 1.326 2824 522685
678 24 1.356 2887 545738
694 24 1.386 2952 569987
709 25 1.417 3018 595274
725 25 1.449 3086 621640
741 26 1.482 3155 649122
49
Tabel 3.6 Konsumsi Energi Listrik Per Rayon dan Ranting 2005 – 2015 Unit Rayon Selatan Rayon Utara Rayon Timur Rayon Barat Rtg. Pangkep Rtg. Maros Rtg. S. Minasa Rtg. Malino Rtg. Takalar Jumlah
Lokasi
Konsumsi Energi (MWh) 2005 2006 2007
KMUP
302.803,50 324.974,72 351.192,88 381.914,92 418.228,71 459.742,62 505.564,58 556.717,20 613.309,27 675.971,78 745.422,72
KMUP
311.791,21 334.620,50 361.616,87 393.250,78 430.642,43 473.388,54 520.570,57 573.241,48 631.513,30 696.035,73 767.548,10
KMUP
220.926,34 237.102,52 256.231,38 278.646,26 305.140,91 335.429,59 368.861,42 406.182,53 447.472,28 493.191,03 543.862,64
KMUP
209.313,33 224.639,21 242.762,56 263.999,21 289.101,16 317.797,71 349.472,20 384.831,52 423.950,87 467.266,41 515.274,47
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pangkep 85.114,03
91.346,07
98.715,64
107.351,20 117.558,52 129.227,53 142.107,47 156.485,79 172.393,07 190.006,67 209.528,40
Maros
84.514,59
90.702,73
98.020,41
106.595,14 116.730,58 128.317,40 141.106,64 155.383,69 171.178,94 188.668,49 208.052,73
Gowa
108.861,69 116.832,53 126.258,29 137.303,25 150.358,52 165.283,29 181.756,87 200.146,88 220.492,45 243.020,42 267.988,91
Gowa
12.272,28
13.170,86
14.233,45
15.478,58
16.950,33
18.632,85
20.489,96
22.563,12
Takalar
56.103,01 1.391.700,
60.210,86 1.493.600
65.068,53 1.614.100
70.760,66 1.755.300
77.488,83 1.922.200
85.180,47 2.113.000
93.670,30 2.323.600
103.147,79 113.633,09 125.243,11 138.110,88 2.558.700 2.818.800 3.106.800 3.426.000
24.856,73
27.396,37
30.211,14
50
3.7
Pertumbuhan Beban Feeder Hasil prakiraan beban seperti yang telah diterangkan di paragraph
sebelumnya. telah memberikan hasil pertumbuhan beban puncak feeder sistem distribusi Cabang Makassar. Hasil tersebut dapat dilihat pada Lampiran B-2 Informasi
yang
dapat
digunakan
untuk
memperoleh
gambaran
pertumbuhan beban di sebuah feeder adalah data runtun waktu yang tercatat di APD (Unit Pengatur Distribusi) dan di GI. Hasil survey menunjukkan bahwa besar arus puncak suatu tahun di setiap feeder sangat bervariasi. dan data runtun waktu yang ada menunjukkan bahwa pola pertumbuhan di setiap feeder juga berbeda. Terlampir data runtun waktu arus beban puncak tahun 2000 s.d 2004 dan dengan model regresi linier sederhana, prakiraan arus sampai dengan tahun 2015 dapat dengan mudah diperoleh dan ditampilkan pada Tabel 3.4. Hasil prakiraan arus feeder sangat beragam, bergantung pada data historis masing-masing feeder. Dari data yang berhasil dikumpulkan, ada beberapa feeder yang perkembangan arusnya tidak berpola. Hal ini wajar dapat terjadi karena dinamika permintaan arus pada feeder tersebut, atau karena manuver jaringan yang mungkin telah terjadi. Dengan data semacam ini, model linear yang diterapkan tentu saja tidak dapat digunakan.
51
BAB IV PERENCANAAN PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBUSI 20 kV PT. PLN (PERSERO) CABANG MAKASSAR 4.1 Rencana Pengembangan GI dan Feeder JTM Pengembangan jaringan distribusi bertujuan untuk dapat memenuhi pertumbuhan kebutuhan daya listrik setidaknya 10 tahun kedepan. Dari seluruh Gardu Induk (GI) dan feeder yang telah ada perlu diketahui kapan masing-masing akan mengalami keadaan operasi yang melampaui batas sehingga memerlukan perluasan atau pengembangan. Keterlambatan melakukan pengembangan membawa akibat merosotnya kualitas pelayanan kepada konsumen, dan apabila diambil langkah-langkah sementara sebagai usaha mengatasi keadaan, hasilnya belum tentu optimal secara teknik dan ekonomis. Di sisi lain, pengembangan yang dilakukan terlampau dini, akan terjadi redundancy yang berlebih sehingga tidak optimal secara ekonomis. Berikut ini diajukan konsep pengembangan GI dan pengembangan feeder JTM berbentuk diagram alir (flowchart) seperti ditunjukkan pada Gambar 6.1, kemudian dilengkapi dengan pokok-pokok pikiran, batasanbatasan, dan langkah-langkah yang menjelaskan isi dari tiap kotak (blok). Patokan dan batasan yang digunakan pada setiap langkah dalam Gambar 4.1 dijabarkan sebagai berikut: Langkah A: Data yang diperlukan seperti yang terdapat pada Lampiran A Langkah B: Kapasitas GI maksimum disebuah lokasi yang densitas bebannya rendah, lebih kecil dibandingkan kapasitas maksimum GI di lokasi yang densitas bebannya tinggi. Kapasitas maksimum juga dibatasi oleh jumlah feeder maksimum yang dapat keluar dari GI bersangkutan, dan jumlah feeder ini dibatasi oleh keadaan jalan dimana GI tersebut dibangun. Patokan yang didapat adalah seperti pada Tabel 4.1.
52
A Data : Luas Pelayanan GI
B Cek
Apakah ? Ya Beban GI Apakah ?
≥
Tidak GI lain
C
tidak
1 B b
Beban tiap trafo ≥
k
it Ya
D
Pindahkan sebagian ya Beban C:
E
Tambahkan GI
Tambahkan unit trafo baru
F Batas Vdrop sampai ujung feeder
G Tidak Bandingkan Dengan existing
ya H Tambahkan feeder baru atau
Ya
I Cek : Ada perubahan luas tidak J
ya
Tambah T h ?
Tidak
STOP
Gambar 4.1 Diagram alir rencana pengembangan sistem distribusi
53
Tabel 4.1 Patokan lokasi GI terhadap jumlah maksimum feeder dan beban GI Lokasi GI
Jumlah maksimum Beban GI (MVA) Feeder (*) Normal (**) Maksimum
Satu jalan lurus
4
32
45
Simpang tiga
6
48
69
Simpang empat
8
64
92
Catatan : (*) Diasumsikan pembebanan normal feeder 8 MVA, dan tiap satu feeder disangga pada satu tiang (**) Pembebanan normal trafo GI diasumsikan sebesar 70% kapasitas rating trafo. Di daerah dengan densitas beban rendah momen beban lebih dipengaruh oleh panjang feeder dibadingkan besar beban. Untuk wilayah pelayanan feeder berupa segitiga, panjang efektif sebuah feeder = 2 3 panjang total. Jika panjang maksimum feeder 20 km dengan beban maksimum 8 MVA, maka momen beban maksimum = 2 3 x 20 km x 8 MVA = 107 MVA.km. Misalkan wilayah layanan berupa segitiga sama sisi dengan sisi-sisi = s, luasnya
3 2 s = 0,433s 2 . 4
Didapat hubungan konstruksi GI terhadap klasifikasi area sesuai Tabel 6.2 sebagai berikut :
54
Tabel 4.2 Hubungan konstruksi GI terhadap klasifikasi area Perkotaan
Total terlistriki
463
1853
772
Medium
Tinggi
Ekstra tinggi
Luas layanan maks. 69 km2
17,3
4,3
1,0
0,67
Panjang feeder km
19
9,5
4,7
2,3
1,9
5,6
11
22,7
(160A)
(326A)
(655A)
56,5*
56,3*
Kapasitas GI
23
45
91
(4 feeder)
MVA **
34
68
136
(6 feeder)
45
91
182
(8 feeder)
Area
Pesdesaan
Densitas kVA/km2
beban 116 rendah
Beban feeder MVA
Pinggiran kota
Komersial
11853
Catatan : *
Melampaui KHA kawat A3C 240 mm2
**
GI dengan 6 feeder sebagai dasar perhitungan. Untuk jumlah feeder < 6, kapasitas GI sedikit di bawah proporsional, sedangkan untuk jemlah feeder > 6, kapasitas GI sedikit di atas proporsional dengan jumlah feeder.
Langkah C: Beban tiap trafo yang dimaksud adalah beban puncak tahunan trafo yang bersangkutan. Jumlah beban puncak semua trafo pada sebuah GI dianggap sebagai beban puncak GI. Langkah D: Tambah GI baru berarti membangun GI baru di tempat lain, dan sebagian beban dari GI yang bebannya >70% rating trafo dipindahkan ke GI yang baru. Penambahan / pembangunan GI baru mempunyai fungsi yang sangat strategis dalam pengembangan jaringan distribusi, karena sangat berpotensi untuk menghasilkan perbaikan kualitas pelayanan dengan biaya relatif rendah (dibanding
dengan
sistem
pembangkit
dan
sistem
transmisi)
kalau
55
perencanaannya tepat. Diantara faktor-faktor perencanaan GI yang harus diperhitungkan, yang paling menentukan adalah lokasi dan kapasitas GI menentukan kebutuhan akan saluran transmisi (di sisi primer) dan sistem feeder (di sisi sekunder) yang biayanya relatif besar. Ada 4 bagian yang menjadikan rancangan sebuah GI: -
Buswork dan proteksi pada sisi primer GI
-
Buswork dan proteksi pada sisi sekunder GI
-
Transformator stepdown
-
Lokasi GI Bagian sisi primer menyerap 1/4 sampai 1/3 dari biaya total sebuah GI,
bagian sisi sekundernya sekitar 1/15 sampai 1/5, transformator daya sekitar 1/2 sampai 2/3, dan harga tanah mungkin bervariasi dari 1/10 sampai 2/3 harga GI. Dalam pemilihan lokasi GI, ada 4 hal yang perlu diperhatikan: 1. Kebutuhan tempat dan route untuk saluran transmisi yang masuk dan sejumlah feeder JTM yang menuju keluar GI. 2. Perlengkapan saluran transmisi masuk dan feeder-feeder JTM ke luar memerlukan tanah yang luas (kecuali jenis GIS) sehingga membatasi fleksibilitas pemilihan lokasi. 3. Lokasi GI harus merupakan kompromi antara kebutuhan segi transmisi dan kebutuhan segi distribusi, sehingga sukar menjadi ideal dari satu sisi saja. 4. Lokasi yang dapat dijadikan pilihan mungkin sudah sangat padat pemanfaatannya, sehingga yang dapat digunakan hanya secukupnya dan tidak memungkinkan pengembangan. Langkah E: Tambah unit trafo baru pada GI yang bersangkutan disertai memindah hubungan pangkal beberapa feeder ke trafo baru atau tukar trafo lama dengan trafo baru yang kapasitasnya lebih besar sehingga dapat mencatu tambahan beberapa feeder baru. Rating unit-unit trafo (MVA) : 16-30-60 (atau yang lain). Penambahan unit trafo GI dapat dilakukan kalau masih tersedia tempat (space) pada GI yang ada. Jika tidak peningkatan kapasitas GI dilakukan dengan
56
mengganti unit trafo lama dengan trafo baru yang kapasitasnya lebih besar. Pada awal pemasangan, pembebanan trafo rendah tetapi sebaiknya tidak di bawah 25% kapasitas trafo. Pembebanan tertinggi trafo GI sebesar 100% kapasitas hanya jika terjadi kontingensi. Dalam membangun GI baru perlu diperhatikan jarak antar GI agar ekonomis dari segi biaya untuk saluran subtransmisi yang diperlukan. Pada tegangan 150 kV, biaya subtransmisi yang optimal adalah untuk jarak 6 sampai 11 miles atau kira-kira 9,5 sampai 17,5 KMs, dengan kapasitas GI sekitar 60 MVA atau lebih. Pada jarak yang lebih jauh dan beban di atas 60 MVA, rugi-rugi daya yang lebih besar menyebabkan biaya tahunan naik (dalam hal ini saluran tersebut lebih mendekati sebagai fungsi transmisi). Di daerah pedesaan, densitas beban jauh lebih rendah dibandingkan di perkotaan. Agar biaya jaringan lebih rendah, tingkat maju tegangan dan keandalan dibuat lebih longgar. Sebagai misal, drop tegangan pada JTM perkotaan tidak boleh lebih dari 7,5%, tetapi di pedesaan diperbolehkan mencapai 9%. Walaupun jaringannya sebagian besar satu fase, biaya jaringan per kVA beban tetap lebih tinggi dibandingkan untuk perkotaan. Jarak antar GI juga dibuat lebih lebar, 12 sampai 40 km, dengan kapasitas GI yang lebih kecil 2,5 sampai 25 MVA. Jarak antar GI dan kapasitas GI tidak banyak mempengaruhi keandalan sistem distribusi. Tetapi jumlah unit trafo GI berpengaruh besar, karena perlunya tiap trafo menjalani pemeliharaan, dan karena outage – time trafo GI yang lama bila ada gangguan trafo. Jarak antar GI tidak banyak dipengaruhi oleh kapasitas GI : bila kapasitas dilipat-duakan, jarak antar GI hanya bertambah 41%. Apabila luas pelayanan GI tetap, maka bila beban (atau densitas beban) meningkat, kapasitas GI ditingkatkann secara proporsional, dan bilamana perlu diadakan penambahan feeder baru. Langkah F Batasan Vdrop maksimum ditetapkan 5,45% pada feeder. Jumlah feeder yang dibutuhkan = 1/8 (kapasitas semua trafo pada GI yang bersangkutan dalam MVA) dan ini dicek terhadap kurva aplikasi GI, dan yang sesungguhnya
57
ada. Vdrop sesungguhnya dihitung berdasar data feeder dan pembebanannya, dicek terhadap batas 5,44%. Langkah G Ada dua yang dicek : 1. Vdrop menurut hitungan vs batas Vdrop maksimum 2. Jumlah feeder yang dibutuhkan vs jumlah feeder “yang ada” pada tahun yang bersangkutan. Langkah H Penambahan feeder baru, untuk mengatasi tidak cukupnya jumlah feeder maupun feeder yang tidak dapat diatasi dengan peningkatan penampang feeder, untuk mengatasi feeder, apabila penampang feeder masih dapat ditingkatkan. Penambahan feeder baru diperlukan manakala : 1. Ada penambahan GI baru 2. Ada penambahan unit trafo GI baru atau ada peningkatan kapasitas trafo GI. 3. Ada feeder JTM yang Vdrop atau Ploss nya terlalu besar (Vdrop > 5,45%). Penampang feeder “standar” adalah 240 mm2. Penampang feeder yang lebih kecil dapat dipertimbangkan untuk wilayah yang jumlah bebannya sangat kecil (<1 MW ) atau densitas beban sangat rendah (< 50 kVA/km2). Penampang feeder yang lebih besar diperlukan di daerah urban, all electrical, atau komersial. Sejumlah koridor ke luar GI masih memungkinkan, kenaikan beban GI sebaiknya diatasi dengan menambah jumlah feeder daripada meningkatkan penampang feeder melebihi yang normal (240 mm2). Penampang feeder yang diatas normal hanya efektif
untuk meningkatkan daya hantar (KHA), tetapi
kurang efektif untuk mengatasi drop tegangan, karena masih X R yang tinggi. Apabila koridor ke luar GI sudah penuh, kenaikan beban (densitas beban) dapat diatasi dengan meningkatkan penampang hantaran hanya pada pangkal (permulaan) feeder dan diluar itu dibagi menjadi dua feeder. Apabila jarak antara GI bertambah, maka panjang jaring JTM juga bertambah. Pada awalnya, densitas beban GI relatif rendah dan kemudian
58
berkembang. Sampai pada batas jarak tertentu, kenaikan densitas beban itu menguntungkan, karena menyebabkan biaya feeder per MVA beban menurun. Batas pembebanan feeder dalam pengoperasian normal ada pada batas-batas pembebanan ekonomis, yaitu sekitar setengah dari nilai KHA feeder. Pada wilayah yang densitas bebannya sangat rendah, persoalan pelayanan didominasi oleh drop tegangan dan biaya instalasi yang tinggi diatasi dengan cara: 1. Diizinkan batas drop tegangan JTM yang lebih tinggi (9%). 2. Digunakan sebagian besar saluran satu fase 3. Dipasang perlengkapan pengatur tegangan pada jaringan/saluran 4. Pembebanan saluran di bawah batas terendah economic loading.
Perkembangan Beberapa Pusat Beban Yang Berdekatan Beberapa pusat beban yang berdekatan namun tidak bersebelahan dapat saja berkembang. Dengan demikian timbul kemungkinan harus diadakan Gardu Induk baru. Yang menjadi permasalahan adalah di mana sebaiknya didirikan Gardu Induk baru tersebut. Untuk menentukan letak tersebut dapat digunakan Metode Momen. Metode Momen membutuhkan data : besar daya dan letak (kordinat) pusat-pusat beban. Dengan mengandaikan besar beban sebagai suatu gaya yang menimbulkan momen terhadap titik origin (pusat salib sumbu x-y), maka langkah selanjunya adalah mencari titik berat gaya-gaya tadi. Hal tersebut dapat dijelaskan pada Gambar 6.2 berikut.
59
1 X1 D1 Y1 Y3 3
X3
P
Y2
X2 2 D3 D2
Gambar 4.2 Contoh Diagram Beban Pada gambar terlihat, bahwa titik 1, dengan kordinat (X1, Y1) merupakan pusat beban dengan besar daya = D1. Untuk melihat berapa besar D1 dapat dipakai beban maximum dari transformator yang ada di sana, atau pembebanan pada beban puncak pada saat letak pusat beban P hendak dicari. Data yang diperlukan adalah seperti pada Tabel 4.3 berikut. Tabel 4.3 Data Untuk Contoh Diagram Beban Titik
Absis
Ordinat
Daya (MVA)
Absis*Daya
Ordinat*Daya
1
X1
Y1
D1
X1.D1
Y1.D1
2
X2
Y2
D2
X2.D2
Y2.D2
3
X3
Y3
D3
X3.D3
Y3.D3
∑ Dn
∑ Xn Dn
∑ Yn Dn
Total
60
Letak Gardu yang menjadi pusat beban adalah XP =
4.2
Σ X n Dn Σ Dn
YP =
ΣYn Dn Σ Dn
Analisis Sistem Jaringan Tegangan Menengah Suatu jaringan tegangan menengah telah dikembangkan sejak awal
penggunaan listrik untuk keperluan umum masyarakat. Dalam keadaan sekarang secara menyeluruh digunakan sistem tegangan mulai dari 2,4 kV sampai 35 kV, bentuk jaringan radial, loop dan grid sistem 3 fase 3 kawat dan 3 fase 4 kawat, sistem pentanahan efektif / solid, resistans dan netral mengambang, saluran udara dan kabel bawah tanah. Di Sulawesi Selatan dan Tenggara sejak tahun 1970-an telah digunakan tegangan 20/11,6 kV, sistem 3 fasa 4 kawat dengan pentanahan solid dan netral bersama (dengan netral TR). Yang ditinjau di bawah ini adalah aspek –aspek bentuk jaringan sistem 3 fase 4 kawat, dan sistem pentanahannya. Bentuk Jaringan Sampai sekarang di Sulawesi Selatan dan Tenggara masih digunakan sistem
jaringan radial, mulai dari yang sederhana sampai pada
penambahan saklar-saklar NC dan NO yang dipasang pada titik-titik tertentu yang dipandang strategis . Kalau variasi tegangan di wilayah jaringan ingin dibatasi sampai range A atau range B, hal tersebut dapat dicapai dengan perencanaan pengembangan dan pengoperasian yang cermat dan berkesinambungan, apalagi mengingat densitas beban yang dilayani kebanyakan belum tinggi. Pada beberapa wilayah berdensitas beban tinggi dengan bentuk jaringan radial tidak lagi memenuhi kualitas tegangan dan keandalannya, pada tempat-tempat itulah dipasang jaringan yang lebih “maju” misalnya jaringan loop. Sementara beban lainnya cukup dengan jaringan radial yang lebih dikembangkan, biayanya relatif lebih murah. Di daerah perkotaan, range tegangan distribusi primer maksimum dan minimum lebih sempit (5,4 % sampai dengan 3,3 %) dibandingkan di daerah pedesaan (8,3 % sampai dengan 10,8 %) seperti pada Tabel 6.4 berikut :
61
Tabel 4.4 Perbandingan ange distribusi primer maksimum dan minimum daerah perkotaan dan pedesaan Area pelayanan
Maksimum
Minimum Range %
Pusat kota
127
120
5,4
2
Pusat kota
126
117
7,5
3
Pusat kota
126
116
8,3
4
Pinggiran kota
126
114
10,0
5
Pinggiran kota
125
115
8,3
6
Pinggiran kota
127
116
7,5
7
Kawasan perkotaan
serbaguna 127
123
3,3
8
Kawasan serbaguna pedesaan 127
119
6,6
9
Pinggiran pedesaan
125
113
10,0
10
Kota dan desa
127
115
10,0
11
Desa pegunungan
126
116
8,3
12
Desa pegunungan
127
113
10,8
No 1
Tingkat keandalan sistem, selain bervariasi terhadap beda wilayah pelayanan juga dipengaruhi oleh musim atau keadaan cuaca. Karena itu ada baiknya indeks keandalan untuk musim yang aman dibedakan dengan indeks keandalan pada musim banyak gangguan luar karena alam. Tabel 6.5 berikut menunjukkan perbedaan indeks keandalan untuk jenis wilayah dan musim.
62
Tabel 4.5 Perbedaan indeks keandalan untuk jenis wilayah dan musim No Daerah pelayanan Iklim Musim
SAIFI SAIDI panas,
musim
dingin 1
Pusat kota terpadat
2
Pinggiran kota
3
13
16
2,7
34
Pinggiran pedesaan (lightining)
2,0
97
4
Kota dan desa
Pertengan tahun
2,1
122
5
Desa pegunungan
Cuaca
(mild 1,1
168
6
Desa pegunungan
2,3
220
Hot nearly year round High
isochronic
normal
seasons) Cuaca
buruk
(bitter
seasons)
Secara tradisional, klasifikasi pemadaman membedakan pemadaman berdasarkan lama berlangsungnya sebagai berikut : 1. Pemadaman seketika (instantaneous interruption), pemulihannya terjadi seketika oleh bekerjanya proteksi otomatis (<15 detik). 2. Pemadaman sesaat (momentary interruption), pemulihannya dapat dilakukan dalam waktu kurang dari 3 menit, oleh perlengkapan automatic switching, atau oleh petugas yang siap ditempat. 3. Pemadaman temporer (temporary interruption), pemulihannya dapat dilakukan lebih cepat dari 30 menit oleh petugas yang memerlukan waktu untuk melakukan pemulihan. 4. Pemadaman tetap (sustained interruption), pemadamannya lebih lama dari 30 menit, tetapi tidak lebih dari 1 jam.
63
Tetapi masing-masing utility mungkin menggunakan batasan yang sedikit berbeda dari patokan tersebut, seperti diperlihatkan pada Table 4.6 berikut.
Tabel 4.6 Klasifikasi pemadaman Utility Instantaneous
Momentary
Temporary
1
Not used
< 5 minutes
5 min. to 45 min.
2
< 15 secs
15 sec. to 1 min.
1 min. to 45 min.
3
Not used
Up to 30 seconds
30 sec. to 30 min
4
< 15 seconds
15 sec. to 2 min.
2 min. to 1 hour
5
< 60 seconds
60 sec. to 5 min.
5 min. to 2 hours
6
Not used
< 1 minute
1 min. to 52 min.
7
< 1 menute
Not used
1 min. to 2 hours
8
“cleared by inst. Relay”
Up to 2 minutes
1 min. to 1 hpur
Jaringan distribusi radial dapat dipertinggi tingkat keandalannya dengan disain yang cermat. Pengoperasian, pemulihan dan perawatan jaringan juga sangat menentukan keandalan sistem. Mengurangi durasi kontingensi misalnya, memperkecil kemungkinan terjadinya pemadaman pada saat jaringan dioperasikan darurat. Waktu perbaikan yang lebih pendek juga mengurangi indeks SAIDI. Yang sangat penting adalah pelaksanaan pemeliharaan berkala (preventive maintenance) pada jaringan dan peralatan, antara lain : 1. Pemangkasan pohon yang masuk kedalam ruang bebas saluran. 2. Penggantian penyambung dan sambungan sebelum terjadi penurunan kemampuan jaringan yang bersangkutan. 3. Penggantian trafo-trafo distribusi yang sering mengalami overload. 4. Memeriksa dan merawat trafo dan saklar-saklar NC dan NO yang umur pemakaiannya “tua”.
64
5. Memeriksa pembebanan saluran dan pertambahan panjang saluran akibat perkembangan beban. Sebuah indikator keandalan dengan nama MTTF (mean time to failure, disimbolkan dengan m) dapat menjelaskan perlunya pemeliharaan berkala, seperti Gambar 4.3 . MTTF
MTTF dengan pemeliharaan berkala
MTTF tanpa pemeliharaan berkala
m 0 Periode waktu antar pemeliharaan (T)
Gambar 4.3 Indikator keandalan dengan nama MTTF
Jika tanpa pemeliharaan preventif (T => ∞), MTTF mencapai nilai minimal m, tetapi dengan pemeliharaan yang lebih intensif (T makin kecil), MTTF meningkat jauh lebih tinggi. Ada pemeliharaan preventif yang perlu dilaksanakan dengan melakukan penggantian pada komponen secara berkala, sebelum komponen tersebut memasuki masa usang (wear out period). Apabila dilaksanakan secara cermat, maka MTTF komponen sebelum memasuki masa usang (=M) menjadi lebih panjang, sehingga sistem lebih lama dapat bertahan pada periode produktifnya (useful life period = T) seperti pada gambar berikut.
65
(a)
(b)
1.0
Rw (t) 1.0 Rw (t)
0.5
0.5
Rc (t)
Rc (t)
0.368
0
0.368
R (t)
T
R (t)
M
m
0
m
T
M
Gambar 4.4 Periode produktif peralatan 4.3
Analisis Keandalan Sistem Distribusi Keandalan pelayanan listrik kepada konsumen merupakan sebuah
persyaratan yang makin penting diperhatikan dalam era kehidupan modern. Cakupan sistem distribusi yang makin luas, kepadatan beban makin tinggi, dan lingkungan yang tidak bersahabat merupakan faktor-faktor yang cenderung menurunkan keandalan sistem. Karena itu perlu upaya berkelanjutan untuk mengevaluasi keandalan sistem dan melakukan langkah-langkah perbaikan. Perkembangan sistem distribusi biasanya dimulai dari bentuk saluran radial. Laju kegagalan (failure rate, λ) saluran radial, untuk suatu lingkungan tertentu yang homogen, sebanding dengan panjang saluran yang bersangkutan, dan lama pemadaman (outage time, r) tergantung waktu yang dibutuhkan untuk melakukan perbaikan dan pemulihan. Indikator keandalan yang paling mendasar untuk sistem distribusi ada tiga macam yaitu : 1. Frekuensi (laju) kegagalan rata-rata, λx =
∑λ
i
i
∑λ r ∑λ
i i
2. Lama pemadaman rata-rata gangguan, rs =
i
i
i
3. Lama pemadaman rata-rata tahunan, Us =
∑λ r
i i
i
66
dimana:
λ = failures / year = pemadaman per tahun r = hours / failures = jam per pemadaman U = hours / year = jam gangguan per tahun Ketiga indeks dasar keandalan tersebut tidak dapat menggambarkan seberapa besar dampak pemadaman itu bagi konsumen dan bagi pengusahaan. Oleh sebab itu, dalam praktek diperlukan indeks tambahan, yang dikenal dengan singkatan-singkatan: SAIFI, CAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI atau ASUI, AENS, atau ASCI, ACCI, dan lain-lain. Keandalan dan Perencanaan: Ketepatan dalam rancangan, pengoperasian, dan pemeliharaan / perawatan sistem distribusi sangat membantu untuk pencapaian indeks keandalan yang tinggi. Ketepatan rencananya berpengaruh terhadap tinggi atas rendahnya indeks frekuensi gangguan, sedangkan pemeliharaan / perawatan terutama berpengaruh terhadap indeks lama gangguan. Keandalan saluran radial adalah lebih rendah, dibandingkan saluran berbentuk loop dan berbentuk kisi (grid). Tetapi karena kesederhanaannya dan biaya investasinya yang paling murah, saluran distribusi berbentuk radial adalah yang paling banyak digunakan (80% sampai 90% dari jaringan distribusi). Dalam bentuk radial yang paling sederhana (Gambar 4.5), setiap gangguan dimanapun sepanjang feeder dan lateral menyebabkan pemadaman pada semua konsumen, dan semua konsumen mengalami pemadaman dalam waktu yang sama. Karena itu perlu dipasang perlengkapan tambahan untuk mengurangi frekuensi gangguan dan lama gangguan. Frekuensi gangguan dikurangi dengan memasang perlengkapan pemisah otomatis (PBO, SSO, Sekring) pada lokasilokasi strategis disaluran panjang (Gambar 4.6). CB
Feeder Lateral
Lateral
Gambar 4.5 Saluran radial sederhana
67
PBO
CB
Fuse
SSO
Gambar 4.6 Saluran radial dengan pemisah sederhana Dengan kombinasi dan koordinasi yang tepat, pemisah–pemisah otomatis tersebut dan juga dengan memasang saklar manual (LBS, DS) pada bagian-bagian
feeder dan lateral (Gambar 4.7) dapat mengurangi lama gangguan. Saklar-saklar tersebut dibuka manakala pada saluran di bawahnya terjadi gangguan tetap yang memerlukan perbaikan, sedangkan bagian lainnya dapat dipulihkan. CB LBS
LBS
DS atau LBS
DS atau LBS
Gambar 4.7 Saluran radial dengan pemisah manual Pengurangan lama gangguan lebih jauh didapat dengan memasang saklar sambung (tie switch) yang memungkinkan penyambungan sementara kepada sumber lain, atau melalui saluran lain (Gambar 4.8). CB LBS
DS atau LBS
LBS
LBS
Sumber / Catu Lain
DS atau LBS
Gambar 4.8 Saluran radial dengan saklar sambung (tie switch) Pemisahan otomatis (sectionalizing) dikerjakan oleh perlengkapan proteksi (CB, PBO, SSO atau sekring) bertujuan mengisolir gangguan (dan peralatan sistem yang terganggu) dengan batasan sesedikit mungkin konsumen yang mengalami pemadaman.
68
Pengsaklaran (switching) dikerjakan dengan membuka saklar NC di bagian hulu yang terdekat untuk pemulihan sebelum perbaikan gangguan, dan (bila mungkin) menutup saklar NO (TS) guna mendapat sambungan sementara ke saluran lain. Dengan demikian, sectionalizing dan switching merupakan dua cara meningkatkan keandalan jaringan distribusi radial. Pemanfaatannya dibatasi oleh beberapa kendala, seperti: 1. Keterbatasan dalam koordinasi peralatan proteksi 2. Jumlah dan lokasi saklar yang makin banyak dan meluas memerlukan operator yang terdistribusi dan terkoordinir dengan baik. 3. Kapasitas feeder perlu ditingkatkan 33%, 50%, atau bahkan lebih dari batas pembebanan maksimum dan keandalan normal (contingency). 4. Keruwetan yang dihadapi dalam switching apabila pembagian zone untuk
switching terlalu banyak. 5. Biaya untuk peralatan proteksi dan switching. Sebagian kendala-kendala tersebut dapat diatasi melalui perancanaan sistem distribusi dengan memperhatikan empat pokok pertimbangan yaitu: konfigurasi jaringan, kapasitas saluran, zone seksionalisasi, dan kecepatan
switching. a. Konfigurasi jaringan: Perencanaan konfigurasi jaringan merupakan faktor utama yang menentukan rancangan yang andal. Beberapa route dan layout saluran yang memungkinkan penempatan saklar-saklar (NC dan NO) dapat dioperasikan secara tepat untuk pemulihan pelayanan. Beberapa feeder, di tempat-tempat tertentu perlu berdekatan agar ada cadangan kontingensi, minimal satu feeder tetangga. b. Kapasitas saluran: Setiap feeder atau cabangnya perlu mempunyai kapasitas ekstra agar dapat membantu feeder tetangga (mengambil sebagian beban) pada saat diperlukan. Besar kapasitas tambahan yang diperlukan tergantung beban yang dipindah kepadanya. c. Pemisahan (seksionalisasi): Pemilihan dan penempatan peralatan proteksi dan saklar NC pada jaringan berpegang pada prinsip bahwa sesedikit
69
mungkin konsumen mengalami pemadaman tetap. Pemisahan ini perlu memperhatikan konfigurasi dan kapasitas jaringan. d. Kecepatan Switching: Untuk saklar yang dioperasikan secara manual, perlu diperhatikan waktu yang dibutuhkan untuk mencapai lokasi saklar dan seberapa
cepat
switching
dapat
dilakukan.
Penempatan
petugas,
keterampilan, dan perlengkapan yang memadai perlu mendapat perhatian. Penggunaan penutup balik otomatis (recloser) memungkinkan dicapainya pemisahan switching otomatis dan cepat. Pendekatan Perencanaan: Keempat pokok pertimbangan tersebut di atas saling bergantung. Tetapi perencanaan dimulai dari penentuan layout (route) jaringan yang memungkinkan pembagian pelayanan atas beberapa zone dan adanya back up terhadap zone-zone tersebut. Kemudian ditentukan kapasitas saluran dan saklar-saklar, dengan bantuan analisis aliran beban termasuk memperhitungkan kriteria operasi contingency, lalu ditetapkan bagian-bagian yang memerlukan pemisahan
(sectionalizing) dengan pemasangan pengaman atau saklar-saklar,
termasuk memperhitungkan kecepatan pensaklarannya. Solusi paling memuaskan biasanya diperoleh melalui beberapa iterasi (Gambar 4.9).
70
Configuration
Capacities
Layout and
Normal and
Realibility
Electrical
Meets criteria Reaches targets
Satisfies Loading And voltage criteria
Basic Switch
Sectionalization
Protection Engineering
Switch Speed To meet
Final Plan
Gambar 4.9 Aliran pertimbangan empat aspek perencanaan keandalan Sesungguhnya ada tiga indikator keandalan yang perlu diperhatikan dalam perencanaan yang berkaitan dengan pelayanan konsumen:
1.
Frekuensi pemadamannya tetap (misal : SAIFI)
2.
Lama pemadaman tetap (misal: SAIDI)
3.
Jumlah pemadaman sesaat (momentary, MAIFI)
71
Pemisahan otomatis yang tepat, langsung dapat menurunkan indeks SAIFI dan MAIFI, sedangkan konfigurasi dan kapasitas jaringan yang tepat akan menurunkan indeks SAIDI. Kecepatan switching menurunkan indeks SAIDI. Misalkan waktu untuk switching dapat dipercepat menjadi setengahnya, berarti lama pemadaman berkurang menjadi setengahnya, berarti lama pemadaman berkurang setengahnya (kalau kapasitas cukup). Tetapi karena tidak semua beban yang terganggu dapat dipulihkan sebelum perbaikan selesai, pada kebanyakan kasus percepatan waktu switching dengan 50% hanya menurunkan indeks SAIDI 33%. Apabila digunakan switching otomatis yang dapat mempercepat switching sampai di bawah ambang waktu untuk MAIFI (temporary outage ≤ 5 sec) maka indeks SAIFI akan berkurang. Kapasitas feeder di atas beban puncaknya, yang dapat dipakai untuk membantu memikul beban feeder yang lain dalam keadaan darurat, disebut
contingency strength atau feeder strength. Contingency Support dan Switching Design: Setiap rancangan yang mengutamakan keandalan perlu menyiapkan adanya sumber ataupun saluran alternative, supaya setiap kelompok beban tidak mengalami pemadaman yang lama apabila dalam beroperasinya sistem terdapat 1. Gangguan yang tidak dapat dihindarkan karena peralatan menjadi tua atau karena sebab-sebab dari luar. 2. Pemeliharaan, perbaikan atau penggantian peralatan disetiap bagian jaringan. Dalam keadaan kontingensi tegangan sistem “dilonggarkan” agar biaya jaringan tidak terlampau mahal. Dalam keadaan normal drop tegangan maksimum diperbolehkan 7,5% tetapi dalam keadaan kontingensi boleh mencapai 10,8%. Begitu pula kriteria pembebanan saluran dan trafo, dalam keadaan kontingensi saluran dapat dibebani sampai 133% dari kapasitas normalnya selama 6 jam, dan trafo sampai 125% selama 4 jam. Batas-batas tersebut dapat ditepati apabila konfigurasi dan zone pelayanan
feeder telah dirancang dengan pembagian zone yang tepat (tidak terlalu banyak, karena switching akan menjadi rumit, dan juga tidak terlalu sedikit, karena membutuhkan feeder strength yang tinggi.
72
Umumnya sistem feeder untuk daerah urban dan suburban dirancang untuk mempunyai kemampuan kontingensi penuh. Apabila gangguan atau perbaikan terjadi pada pangkal feeder, maka hampir seluruh beban feeder yang bersangkutan harus dapat dipindahkan ke feeder yang lain. Untuk mengatasi keadaan ini sistem radial dapat dirancang untuk : 1.
Mendapat support dan feeder lain yang berasal dari GI yang sama
2.
Mendapat support dan feeder lain yang berasal dari GI berbeda Berikut adalah beberapa cara untuk memperoleh kontingensi pada JTM
radial. 1.
Dua feeder yang dipasang dengan bentuk loop terbuka (disebut single
zone atau loop contingency backup) adalah cara paling sederhana pengoperasiannya, tetapi memerlukan penampang feeder paling besar, karena baik jumlah beban maupun jarak feeder berlipat hampir dua kali gangguan pada pangkal feeder. Loop contingency backup cocok diterapkan pada sistem distribusi bawah tanah. 2.
Feeder–feeder dibagi ke dalam beberapa zone kontingensi (contingency zones) yang dilengkapi pensaklaran (disebut multizone contingency schemes). Apabila sebuah feeder gagal pada pangkalnya, setiap bagian zone feeder dihubungkan ke feeder-feeder tetangga yang berbeda, sehingga feeder kontingensi hanya mendapat sebahagian saja dari seluruh beban feeder yang gagal, demikian pula jarak pelayanan ke pelanggan terjauh, tidak terlalu panjang. Untuk menjaga tegangan dalam kontingensi tidak melampaui kisaran B (range B), pangkal feeder sampai ke percabangan terdekat (disebut feeder trunk) diperbesar penampangnya seperlunya.
3.
Fleksibilitas switching disekitar GI diperoleh apabila beberapa blok di luar GI dipasang saluran penghubung antar feeder yang dilengkapi dengan saklar NC dan saklar NO seperti pada Gambar 4.10. Cara ini memungkinkan pemisahan pangkal feeder dan pemulihan beban di dekat GI dapat dipercepat.
73
Tambahan rangkaian switching
Substation
Feeder Normally Closed Switch
Gambar 4.10 Fleksibilitas Switching di sekitar GI 4. Fleksibilitas yang tinggi bersamaan dengan kesederhanaan pengoperasian diperoleh dari bentuk jaringan spindle
Proteksi dan Seksionalisasi Sistem Feeder Pemilhan jenis peralatan proteksi, penentuan lokasinya pada jaringan, dan penetapan rating serta settingnya mempunyai dua tujuan. 1. Untuk pengaman peralatan terhadap kerusakan apabila terjadi gangguan, dan 2. Untuk memisahkan peralatan atau bagian jaringan yang mengalami gangguan dari bagian sistem yang normal Untuk sebuah sistem yang besar, pekerjaan ini menjadi rumit dan sangat berpengaruh terhadap keandalan sistem. Permasalahan dan batasan yang dihadapi anatara lain : 1. Jenis–jenis gangguan yang perlu ditanggulangi, dan jenis gangguan yang mana saja yang dapat diatasi oleh sebuah alat pengaman. 2. Jangkauan alat pengaman atau zone proteksi yang bias diperoleh dari sebuah alat pengaman. 3. Bagaimana menyediakan backup apabila sebuah pengaman utama gagal melakukan tugasnya. 4. Selektivitas dan koordinasi diantara piranti pengaman arus lebih pada
feeder yang panjang.
74
5. Menjaga perimbangan yang layak antara biaya untuk sistem proteksi dan tingkat keamanan serta keandalan yang didapat. Piranti proteksi yang umum digunakan pada jaringan distribusi adalah: 1. Sekering atau fuse cutout 2. Non-directional overcurrent relays untuk gangguan fasa, mungkin perlu dilengkapi overcurrent relays untuk gangguan tanah. 3. Directional overcurrent relays 4. Pilot wire differential relays 5. Automatic circuit reclosers atau PBO 6. Saklar seksi otomatis atau SSO Pada JTM radial, yang dipilih dalam berbagai kombinasi adalah nomor 1, 2, 5, dan 6. Semuanya bekerja otomatis dalam pemisahan gangguan, hanya PBO dan reclosing relays yang dapat melakukan pemulihan secara otomatis. Kombinasi ditetapkan dengan memperhatikan beberapa patokan, untuk SUTM: 1. Pada pangkal feeder (di GI) dipasang OCR, GFR dan CB serta reclosing
relay (apabila diperlukan). 2. Sepanjang feeder dipasang beberapa pengaman arus lebih (PBO atau sekring) untuk pemisahan gangguan secara otomatis, dan beberapa LBS yang dioperasikan NC untuk seksionalisasi feeder secara manual. Pemasangan SSO mungkin perlu dipertimbangkan kegunaannya. 3. Pada pangkal percabangan (lateral) mungkin perlu dipasang PBO, sekring, atau SSO sebagai pemisah otomatis , atau saklar LBS atau DS, tergantung kepada panjang dan penampang lateral, jumlah bebannya, dan sifat gangguan. 4. Sebuah SSI hanya dapat menjadi pilihan (untuk pemisahan) apabila di sisi sumber terdapat PBO atau reclosing CB. 5. Dalam beroperasi kontingensi, piranti pengaman harus masih dapat berfungsi secara selektif.
75
Koordinasi yang tepat diperoleh dengan memperhatikan penempatan piranti dan penetapan setting (OCR, PBO, dan SSO) atau rating arus sekring yang tepat. Ini akan menghasilkan pemisahan gangguan yang jumlah pemadamannya perkonsumen rendah. Sampai batas tertentu keadaan tersebut dapat diperbaiki dengan menambah jumlah piranti pengaman di jaringan yang bersangkutan, seperti pada Tabel 4.7.
Tabel 4.7 Perbaikan SAIFI dan SAIDI akibat tambahan Piranti pengaman pada Gambar 4.10. Number of Sections
Subst. Breaker
MidTrunk Fuse
Lateral Fuses
Realibility SAIFI SAIDI
Comments
1
Yes
No
No
3.24
12.96
Protection not feasible with one
2
Yes
At A
No
2.95
11.87
device
2
Yes
At A
No
2.47
10.25
Least
2
Yes
At B
No
2.43
9.73
sectionalization
34
Yes
At A
Yes
.38
1.51
Least
34
Yes
At B
Yes
.36
1.45
sectionalization
33
Yes
No
Yes
.4
1.71
Optimum two-device scheme
cost
Protection
cost
+
poor
Protection
+
Lateral fuses added to scheme above Scheme above + opt. loc. For midtrunk fuse Breakers + lat. Fuses works well
76
Arus beban puncak = 3 A
Arus Beban Puncak = 3 amp Arus Gangguan = 160 amp
Arus beban puncak = 162 A
Arus Beban Puncak =162 amp Arus Gangguan = 3800 amp
A
A
BB
Gambar 4.11 Arus gangguan minimum pada ujung feeder dan lateral Sekring dan saklar dapat ditempatkan secara optimal pada saluran sehingga perbaikan yang diakibatkannya maksimum. Pertanyaan yang perlu dijawab adalah: 1. Di bagian mana sekring atau saklar harus dipasang? 2. Berapa jarak optimum antara lokasi sekring dan lokasi saklar (NC) ? Sekring meningkatkan keandalan kalau makin banyak gangguan yang diisolir tanpa menggangu pelayanan pada sisi hulu (upstream) saluran. Saklar meningkatkan keandalan apabila ada gangguan di sisi hulu, makin banyak konsumen di sisi hilir (downstream) yang dipulihkan dengan menutup saklar NO (tie switch) ke saluran lain yang dapat membantu. Tetapi baik sekring maupun saklar NC dapat dioptimasikan lokasinya, berdasarkan hasil kali :
(jumlah pelanggan disisi hulu, Ups) x (jumlah pelanggan disisi hilir Dwn) Mengacu pada Gambar 6.11, dengan distribusi beban seperti itu, diperoleh perbaikan relatif seperti pada Gambar 4.12. Perbaikan keandalan makin tinggi apabila hasil kali Ups x Dwn makin besar.
77
Perkembangan Relatif
Tanpa fuse cabang
Fuse
1.0
Saklar 0.8 0.6 0.4 0.2 0
0
1
3
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Jarak dari subtation (segmen jaringan)
Fuse
1.0 Perkembangan Relatif
2
Dengan fuse cabang
Saklar 0.8 0.6 0.4 0.2 0
0
1
2
3
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Jarak dari subtation (segmen jaringan)
Gambar 4.12 Relative improvement versus location along the trunk Dari Gambar 4.12 didapat beberapa petunjuk penting : 1. Perbaikan keandalan optimum didapat bila sekring atau saklar ditempatkan pada kisaran jarak 1/2 - 2/3 kali panjang feeder dari GI 2. Pemasangan sekring cabang (lateral fuse) sedikit menggeser lokasi optimal ke arah sumber. 3. Apabila sekring dan saklar NC digunakan bersama-sama, maka lokasinya dapat dipilih di tempat yang sama, atau saklar ditempatkan di sisi hulu sekring.
4.4 Lokasi GI dan Jangkauan Feeder JTM 4.4.1 Wilayah Pelayanan GI Wilayah pelayanan tiap GI, masing-masing mempunyai ciri-ciri : 1. Contigous (i.e not broken into two or more separate parts) 2. Exclusive (substation areas do not partially overlap) 3. Roughly circular in shape 4. Centered upon the substation
78
Biaya untuk GI berkisar 5% sampai dengan 20% dari jumlah biaya untuk subtransmisi + GI + sistem JTM. Pentingnya perencanaan GI bukan terutama karena biaya sendiri, akan tetapi karena pengaruhnya terhadap biaya maupun kinerja saluran transmisi dan sistem JTM-nya. Tentunya akan ada sebuah lokasi yang paling baik untuk tiap GI, yang menyebabkan paling ekonomis dan sebuah lokasi yang menghasilkan kinerja yang terbaik. Bila keduanya berimpit (sebuah lokasi adalah sekaligus paling ekonomis dan paling bagus dari segi kinerja), maka itu adalah posisi yang ideal. Tetapi umumnya masih diperlukan kompromi (bila kedua tuntutan menghasilkan lokasi yang berbeda) yang harus dioptimalkan. Sebuah GI yang lokasinya telah ditetapkan, mempunyai luas pelayanan yang optimal, yang berisikan tiap beban yang cocok dilayani dari GI tersebut dibandingkan dilayani dari GI yang lainnya. Setelah mempertimbangkan segala sesuatu (lokasi, wilayah, layanan, pembatasan oleh subtransmisi dan sistem feeder kapasitas GI – GI tetangga), maka dari wilayah layanan yang optimal dapat dihitung kapasitas GI yang optimal. Cara dasar untuk memadukan ketiga tuntutan tersebut adalah dengan
perpendicular bisector rule. Diimbangi dengan memperhatikan pusat beban dari wilayah layanan GI baru tersebut, dilakukan iterasi, sampai lokasi berdasarkan
bisector rule dan berdasarkan titik berat, menjadi satu. Apabila GI baru tersebut, terutama untuk mengurangi beban GI lama yang berbeban lebih, maka iterasi letak GI baru diarahkan ke GI berbeban lebih, sampai jumlah beban yang mau dipindahkan tercapai.
Langkah Penentuan Lokasi GI (a) Identifikasi satu atau lebih GI yang mengalami beban lebih atau dalam waktu dekat akan mengalami beban lebih (b) Plot lokasi GI baru diantara sebanyak mungkin GI lama yang berindikasi beban lebih.
79
(c) Dengan the perpendicular bisector rule, terhadap semua GI lama yang berdekatan, tentukan wilayah pelayanan GI baru. (d) Hitung jumlah beban yang dialokasikan ke GI baru, dari luas wilayah yang didapat dari langkah 3. (e) Temukan titik berat beban dari wilayah pelayanan GI yang baru. (f) Cek apakah lokasi GI yang diplot tersebut berimpit atau berjauhan dengan titik berat beban wilayah. Apabila berimpit: cukup. Apabila bejauhan, dekatkan plot lokasi ke titik berat beban dan iterasikan (kelangkah 1). Lokasi yang didapat merupakan lokasi optimum, asalkan : a. Radius layanan dijadikan dasar pemilihan feeder (economic load reach sama dengan radius layanan). b. Lokasi GI sedekat mungkin dengan rute saluran subtransmisi yang ada. c. Radius pelayanan ke arah memanjang tidak hanya berbeda dengan radius ke arah melebar. d. Di dekat GI tidak terdapat hambatan untuk menarik feeder pada arah langsung. Penentuan kapasitas trafo GI yang dipasang pertama dan unit – unit berikutnya perlu memperhatikan pertumbuhan beban di wilayah GI tersebut, yang besar kemungkinannya berbeda dengan pertumbuhan wilayah PLN Cabang Makassar. Penentuan penampang feeder perlu mempertimbangkan pertumbuhan beban pada wilayah masing–masing feeder. Pertumbuhan beban pada wilayah masing–masing feeder dapat berbeda satu dengan lainnya. Kurva pertumbuhan beban pada wilayah feeder berbentuk kurva S, berawal dengan pertumbuhan sangat rendah (dormant period), diikuti dengan pertumbuhan yang lebih cepat (growth ramp), dan berakhir dengan keadaan jenuh (saturated period). Posisi waktu dan bentuk kurva S tiap feeder umumnya berbeda. “Jumlah” kurva S semua
feeder menjadikan kurva S untuk GI yang bersangkutan. Tersedianya kurva S tersebut dapat membantu ketepatan keputusan yang diambil, misalnya : 1. Apabila dormant period beban GI lama dan bebannya sangat rendah, maka dapat dipertimbangkan untuk menunda beberapa tahun pembangunan GI.
80
Sementara itu beban dilayani dari beberapa GI terdekat. Tetapi bila dormat
period pendek, pembangunan GI jangan ditunda karena segera akan diikuti pertumbuhan beban yang cepat. 2. Meningkatnya penampang feeder dengan mengganti feeder lama yang dengan cepat menjadi tidak cukup, adalah sebuah pekerjaan yang mahal. Umur ekonomis feeder setidaknya 30 tahun, karena itu beban feeder yang pada periode tidur (dormant period)–nya rendah rendah dan pertumbuhannya rendah tidak prospektif bila dilayani dengan penampang feeder kecil.
Jangkauan Beban (Load Reach) Setiap saluran mempunyai batas jarak penyaluran, yang bergantung kepada besar beban (MVA atau Amp), tegangan kerja (kV), dan luas penampang saluran yang bersangkutan. Batas jarak penyaluran tersebut dinamakan jangkauan beban (load reach). Jangkauan terutama dibatasi oleh drop tegangan maksimum yang ditentukan. Dalam batas drop tegangan maksimum tersebut, saluran dengan penampang tertentu boleh menyalurkan arus maksimum (sebesar KHA penghantar), atau dalam batas – batas pembebanan ekonomisnya (sebesar 35% sampai dengan 65% dari batas pembeban nominalnya). Jangkauan pembebanan termis (thermal load reach) adalah jarak penyaluran daya maksimum (sebesar KHA penghantar) yang menimbulkan drop tegangan maksimum yang diizinkan. Misalkan penghantar COSMOS 477 MCM dengan KHA 635 A, mempunyai drop tegangan 1,41% per km. Dengan drop tegangan maksimum 5,45%, jangkauan pembebanan termisnya hanya 3,9 km pada 20 kV juga naik. Dalam operasi normal, bila saluran dibebani sebatas pembebanan ekonomisnya, Dalam operasi kontingensi, batas drop tegangan boleh naik, misalnya menjadi 7,5% sehingga pada keadaan darurat dan pembebanan yang sama jangkauannya juga naik. Dalam operasi normal, bila saluran dibebani sebatas pembebanan ekonomisnya, maka jangkauannya merupakan economic load reach, dan baik untuk dijadikan pedoman perencanaan yang sekaligus menghasilkan
81
present worth cost yang terendah dan drop tegangan tidak melebihi batas maksimum.
Pembebanan Feeder Pembebanan awal suatu penghantar harus ditata sedemikian rupa, sehingga menjamin kualitas tegangan dan menekan aspek termal sekecil mungkin. Penataan beban suatu feeder seperti ditunjukkan Tabel 4.8 .
Tabel 4.8 Pembatasan beban feeder Feeder
Yang dianjurkan
Ukuran
Jenis
KHA
Beban
%
Sistem
25 mm2
AAC
140 A
< 400 kW
29
1 fase
50 mm2
AAC
250 A
400 s.d. 750 kW
30
1 fase
70 mm2
AAC
291 A
750 s.d. 1500 kW
39
3 fase
120 mm2
SAC, AAAC 385 A
1500 s.d.5000 kW
44
3 fase
240 mm2
SAC, AAAC 640 A
> 5000 kW
53
3 fase
Catatan: Sistem satu fase diajurkan berbeban di bawah 750 kW, sistem tiga fase dianjurkan untuk beban di atas 750 kW Batasan drop tegangan pada sistem tegangan menengah sebesar 5,45%, sementara itu drop tegangan yang diizinkan anatara sisi sumber dan beban perlatan listrik maksimal 9,5% (total 21 volt ditransfer ke sisi tegangan rendah), hal ini sesuai kawasan tap trafo, ± 9,5% atau tap 1 12.702, tap 3 = 11,547, tap 5 = 10.392). Adapun distribusi drop tegangan 9,5% berbasis 220V tersebut dapat dirinci sebagai berikut :
•
Feeder primer antar trafo ke 1 dan trafo terakhir : 6,5 volt (2,95%)
•
Dalam trfao distribusi
: 3,0 volt (1,36%)
•
Feeder sekunder
: 6,5 volt (2,95%)
•
Sambungan layanan
: 2,0 volt (0,91%)
82
•
Instalasi interior
: 3,0 volt (1,96%)
•
Total drop tegangan
: 21 volt (9,50%)
Sebagai awal analisis, dianggap feeder tiga fase tersambung pada sisi paling ujung feeder utama, yaitu sebagai gambaran kondisi terburuk. Feeder utama pada beban puncak telah mengalami drop tegangan sebesar 5,45% maka
drop tegangan untuk masukan trafo pada tap rendah, yaitu 9,5%. Selanjutnya standar drop tegangan pada feeder primer senilai 2,95% tersebut di atas akan dicapai pada kondisi beban 70%. Batas atas pembebanan ekonomis suatu penghantar yang didefinisikan 65% dari KHA (kemampuan hantar arus) nya, menyebabkan drop tegangan sebesar 2,63%. Angka terakhir ini jaminan angka aman untuk mendefinisikan kawasan pembebanan ekonomis. Selanjutnya analisis feeder tiga fasa dapat menggunakan pendekatan dengan ETAP
4.4.4.1 Pendekatan ETAP ETAP merupakan singkatan dari Electrical Transient Analyzer Program. Sebuah program aliran daya yang dapat dengan mudah memodelkan suatu sistem kelistrikan. ETAP disamping dapat menganalisis aliran daya di setiap bus, juga dapat digunakan untuk studi hubung singkat, analisis starting motor, analisis harmonic, analisis stabilitas transient, koordinasi relay proteksi, maupun studi keandalan sistem. Program ETAP menyediakan 3 metode perhitungan aliran daya, yakni; Newton Raphson, Fast-Decoupled, dan Accelerated Gauss-Seidel. Berdasarkan konfigurasi sistem, pembangkitan, kondisi pembebanan, maupun tegangan awal bus, maka pendekatan ETAP dalam pembuatan master plan Sistem Distribusi 20 kV Cabang Makassar ini dilakukan dengan metode Newton Raphson. Kriteria konvergensi dengan metode ini sebesar 0.001 MW dan 0.001 Mvar. Pendekatan ETAP dilakukan dengan mengasumsikan bahwa beban tiga fase dalam keadaan seimbang. Semua beban trafo dalam hal ini dianggap sebagai beban statis. Nilai beban statis yang dimasukkan adalah hasil pengukuran beban
83
maksimum trafo yang diperoleh dari Unit-Unit PLN Cabang Makassar. Trafo distribusi yang tidak mempunyai data pembebanan, diasumsikan dibebani pada 80% dari kapasitasnya. Dari hasil running ETAP akan ditemukan nilai tegangan di masing-masing bus. Demikian pula dengan losses yang terjadi. Dengan demikian dapat diketahui
drop tegangan pada feeder. Dengan memperhatikan nilai drop tegangan yang ada kemudian dibandingkan dengan standar drop tegangan 2,95%, maka dapat dihitung letak titik yang menunjukkan drop tegangan kritis, dengan asumsi jarak sebanding dengan perubahan drop tegangan. Berdasar presentase pembebanan
feeder dapat didefinisikan berbagai kondisi pembebanan, seperti berikut :
Tabel 4.9 Pemilihan kondisi pembebanan No.
Definisi Pembebanan
Pembebanan
1
Pembebanan awal
< 35 %
2
Pembebanan ekonomis
35 % s.d. 55 %
3
Pengoperasian Kontingensi A
55 % s.d. 65 %
dianjurkan
4
Pengoperasian Kontingensi B
65 % s.d. 80 %
Manuver jaringan
5
Pengoperasian kritis
80 % s.d. 100 %
Limpahan beban
6
Batas termal (Harus dihindari)
> 100 %
Sebelum menentukan jangkauan
Keterangan
feeder, perlu didefinisikan dahulu
kondisi pembebanan yang diinginkan, misalnya feeder dirancang bekerja pada kondisi pembebanan ekonomis dengan kontingensi B. Feeder tersebut dirancang mampu menyalurkan daya 65% kapasitasnya secara kontinu dan hanya mampu mendapat tambahan beban dari luar sekitar 15% untuk keperluan manuver jaringan, tetapi tidak dinginkan menerima limpahan sebagian besar beban dari jaringan lain, yang disebabkan kondisi gangguan. Dengan demikian batasan drop tegangan maksimum akan dicapai pada kondisi kontingensi B (pembebanan 80%).
84
Seandainya dalam keadaan terpaksa, wilayah kontingensi B dapat dipakai untuk pembebanan kontinnu, meskipun tidak ekonomis lagi, tetapi dari sisi kualitas tegangan masih memenuhi syarat, yaitu masih mempunyai bentang 2,95– 2,75 = 0,20% ke arah batas drop tegangan maksimum. Perancangan kondisi ekonomis (beban 65%) dengan kontingensi B memiliki jangkauan dan drop tegangan yang diijinkan seperti ditunjukkan pada Tabel 4.10.
Tabel 4.10 Rekapitulasi jangkauan dan drop tegangan suatu feeder Pembebanan ekonomis
Feeder
SistemDiameter Arus KHA
1 fase
3 fase
Daya
Batas
Jangkauan Drop teg Arus
KET Daya
Drop teg
mm2
(A)
(A)
(MVA)
(kms)
%
(A)
(MVA)
%
25
140
91
1,1
2,578
2,30
112
1,3
1,3
35
187
122
1,4
2,600
2,10
150
1,7
1,7
50
250
163
1,9
2,762
2,14
200
2,3
2,3
70
291
189
2,2
2,640
1,32
233
2,7
2,7
35
187
122
4,2
11,000
0,92
150
5,1
5,1
50
250
163
5,6
12,430
0,44
200
7,0
7,0
70
291
189
6,5
12,500
0,85
233
8,0
8,0
120
385
250
9,0
12,189
0,89
308
11,0
11,0
150
448
291
10,0
12,665
0,86
358
12,0
12,0
240
635
433
15,0
11,333
0,96
520
18,0
18,0
kritis
85
Tabel 4.11 Losses dan Drop Tegangan Tiap Penyulang GARDU INDUK BONTOALA
PANAKKUKANG
TALLO LAMA
TELLO
PANGKEP
MANDAI
DAYA
BORONGLOE
SUNGGUMINASA
TALLASA
MAROS BARU
Losses
FEEDER AKMIS ANDLS AYANI BAKAR MESRA MTGIN PLMNA KKTUA POLDA GHMNS IKIP LTNTE PBB PENAS TPULI UP2B VTRAN WIL8 YAKSA BWAJA CRAKA FOOD1 PINDO PTERE RMRIO SUNU TOL TUMAR KODAM PAM PNARA SIRUA TMREA UNHAS MNTNE PKEP SGERI SLORO AURI BDARA MAROS PALIS UJPDG BDOKA EFFEM KIMA KPASA LGOLF PCRK RINDAM MAWANG KAMPILI PALGA GMTDC GHSM BAROMBONG TAKALAR RRI PARAMBANUA JENEPONTO LENGKESE PALLEKO PABRIK GULA GALESONG LEMPANGAN TAMBUA BOSOWA
MW 0.00 0.00 0.05 0.02 0.00 0.10 0.00 0.00 0.02
MVAR 0.01 0.00 0.07 0.03 0.00 0.14 0.00 0.00 0.03
V drop (%) 2005 0.25 0.17 1.60 0.80 0.17 2.51 0.14 0.27 0.82
V Ujung (kV) 2005 19.95 19.97 19.68 19.84 19.97 19.50 19.97 19.95 19.84
0.02 0.00 0.09 0.03 0.00 0.00 0.02 0.00 0.04 0.00 0.07 0.22 0.02 0.06 0.00 0.01 0.02 0.02 0.10 0.00 0.77 0.00 0.02 0.00 0.02 0.05 0.02 0.01 0.00 0.00 0.29 0.35 0.02 0.11 0.01 0.03 0.02 0.00 0.02 0.29 0.01 0.00 0.00 0.06 0.20 0.16 0.00 0.65 0.09 0.02 0.18 0.04 0.05 0.16 0.00 0.08 0.15
0.03 0.01 0.13 0.05 0.00 0.00 0.03 0.00 0.06 0.00 0.11 0.32 0.03 0.08 0.00 0.01 0.03 0.03 0.13 0.00 0.74 0.00 0.02 0.00 0.02 0.07 0.03 0.00 0.00 0.00 0.14 0.22 0.02 0.14 0.01 0.05 0.03 0.00 0.02 0.41 0.02 0.00 0.00 0.09 0.28 0.24 0.00 0.93 0.13 0.03 0.26 0.06 0.08 0.24 0.00 0.14 0.20
0.92 0.43 2.80 1.65 0.17 0.01 1.28 0.04 1.02 0.30 3.36 5.12 1.16 2.38 0.17 0.40 1.13 0.90 2.27 0.14 6.86 0.18 0.90 0.14 2.04 2.54 1.85 1.48 0.21 0.55 4.96 11.09 1.08 3.13 0.62 0.79 0.52 0.29 0.94 23.00 1.77 0.18 0.14 3.98 6.05 10.56 0.20 34.03 12.59 0.50 5.21 4.16 8.02 14.75 0.04 4.43 8.65
19.82 19.91 19.44 19.67 19.97 20.00 19.75 19.99 19.80 19.94 19.33 18.98 19.77 19.52 19.97 19.92 19.77 19.82 19.55 19.97 18.63 19.97 19.82 19.97 19.59 19.49 19.63 19.70 19.96 19.89 19.01 17.78 19.78 19.38 19.88 19.84 19.90 19.94 19.81 15.40 19.65 19.96 19.97 19.21 18.79 17.89 19.96 13.20 17.48 19.90 18.96 19.17 18.40 17.05 19.99 19.12 18.27
86
Proses penyaluran energi elektrik selalu mengalami losses atau disebut juga sebagai penyusutan energi. Susut energi terjadi pada saluran, trafo, dan peralatan lain yang terpasang pada sistem. Di dalam sistem tenaga, susut energi sebagian besar terjadi pada jaringan distribusi, oleh karena itu susut energi yang terjadi pada jaringan distribusi perlu diperhitungkan dengan lebih teliti. Untuk memperluas jaringan distribusi, salah satu kriteria yang harus dipenuhi adalah efisiensi sistem distribusi yang baik, dengan tanpa mengabaikan aspek ekonomis. Efisiensi yang baik akan dicapai apabila susut energi dapat ditekan sekecil mungkin. Pada umumnya untuk menurunkan susut energi diperlukan tambahan biaya investasi. Akibatnya harga jual energi elektrik mungkin naik. Sebaliknya bila susut energi dibiarkan besar, maka harga daya juga akan menjadi relatif mahal. Untuk melayani kebutuhan beban yang semakin meningkat maka perlu dilakukan perluasan jaringan distribusi. Sehubungan dengan hal tersebut maka besar susut energi yang terjadi pada jaringan distribusi haruslah dipertimbangkan, baik dalam perencanaan maupun operasi jaringan tersebut.
Dengan dapat
diketahuinya besar susut energi tersebut, maka dapat dilakukan penelitian mengenai kemungkinan investasi tambahan untuk mengurangi susut energi tersebut Beberapa penyulang menunjukkan Vdrop dan losses yang cenderung menyimpang dari penyulang lainnya.
Beberapa penyulang yang melewati
ambang batas standar drop tegangan, diantaranya ; GI-Tello (Pannara), GIMandai (PalisI), GI-Borongloe (Rindam), GI-Sungguminasa (GHSM, Barombong, RRI, Parambanua), dan GI Tallasa (Pabrik Gula, Galesong), dan Maros Baru (Bosowa). Walaupun secara umum Vdrop dan losses masih berada dalam batas kewajaran yakni di bawah 5.45%, namun beberapa penyulang sudah mulai mendekati batas kritis standar Vdrop. Adapun penyulang-penyulang yang mendekati batas standar Vdrop adalah GI Tallo Lama (Indofood), GI Mandai (Maros), GI Tallasa (Palleko), dan GI Maros Baru (Tambua). Untuk mengantisipasi pertumbuhan beban yang sudah tentu akan diikuti oleh naiknya
losses dan Vdrop, maka perlu dilakukan rekonfigurasi pada penyulang-penyulang
87
tersebut seperti melakukan manuver dan pemotongan, ataupun melalui pemasangan Kapasitor Shunt di ujung penyulang. 4.5
Rencana Pengembangan Tahun 2006 – 2015 di Cabang Makassar Seperti
diketahui
bersama,
di
balik
persamaan
prinsip–prinsip
pengembangan, setiap wilayah distribusi mempunyai kekhususan – kekhususan yang harus diperhatikan, terutama dalam sifat beban dan keterbatasannya. Wilayah pelayanan Sistem Kelistrikan Cabang Makassar pada tahun 2005 mempunyai keadaan dan ciri – ciri antara lain sebagai berikut: 1. Sistem Distibusi Cabang Makassar disuplai dari 14 GI dengan kapasitas trafo 509,2 MVA, melayani seluruh wilayahnya dengan penyulang sebanyak 73 buah, melayani SUTM dengan panjang jaring TM ± 2.257 kms, Gardu Distribusi 2.524 ( 353.128 kVA ) buah serta JTR ± 3.096 kms. 2. Sampai akhir April 2005, memiliki total 420.359 pelanggan dengan Daya Tersambung 701,53 MVA, Energi Sales rata2 per bulan : 122 GWH dan Beban puncak rata2 : 222 MW. 3. Pertumbuhan beban feeder JTM di Sistem Cabang Makassar, juga berbeda – beda , sehingga ada beberapa feeder yang dengan cepat mencapai beban maksimum, walaupun beban awalnya rendah. 4. Panjang feeder JTM sangat bervariasi. Panjang feeder ini bersifat dinamis, mengikuti manuver feeder dan penambahan feeder baru yang relatif sering dilakukan, dan ini langsung mempengaruhi pembebanan. Berdasarkan keadaan tersebut dan dengan dasar pikiran seperti diuraikan pada bagian awal bab ini, dibuat rencana pengembangan, yang hasilnya seperti berikut, yang didasarkan pada keadaan seperti pada tabel Beban Trafo (Tabel 6.13 dan 6.14). Rencana pengembangan tersebut disusun berbentuk uraian dan tabel dalam 3 kelompok sebagai berikut. 1. Rencana pengembangan Gardu Induk (GI) 2. Rencana pengembangan feeder jaringan tegangan menengah (JTM) 3. Rencana pembangunan GI baru
88
4.5.1 Rencana Pengembangan GI Melalui pertimbangan ekonomis dan keamanan, pelayanan pembebanan tiap trafo GI dalam keandalan normal adalah 70 % kapasitas nominal trafo. Sebagian besar trafo GI mengalami beban “penuh” sebelum tahun 2015 sehingga diperlukan peningkatan kapasitas unit trafo atau penambahan unit baru, Tabel 4.12. Gardu Induk Bontoala tidak memungkinkan untuk pengembangan, sehingga mulai tahun 2006 memerlukan pengalihan sebagian beban ke GI lain yang berada disekitarnya. Mengingat lokasinya yang terbatas dalam luas dan akses feeder keluar, Gardu Induk Bontoala tidak dapat dikembangkan baik kapasitas trafonya maupun jumlah feedernya.
Karena itu beban feeder yang melebihi batas
economic loading perlu dipindahkan ke feeder yang berasal dari beberapa GI terdekat, diantaranya Gardu Induk Tanjung Bunga, Gardu Induk Panakkukang, dan Gardu Induk Tallo Lama. Untuk memungkinkan kondisi tersebut, diperlukan penambahan kapasitas GI Tanjung Bunga sebesar 90 MVA yang dilakukan secara bertahap masing-masing 30 MVA pada tahun 2006 dan 60 MVA tahun 2011. Demikian pula halnya dengan Gardu Induk Panakkukang yang memerlukan penambahan kapasitas sebesar 60 MVA pada tahun 2007 untuk mengantisipasi lonjakan kebutuhan beban baik dari feeder yang diasuhnya maupun untuk melayani pengalihan beban dari Gardu Induk Bontoala.
Sementara dengan
pertimbangan yang sama, Gardu Induk Tallo Lama memerlukan tambahan kapasitas sebesar masing-masing 30 MVA pada tahun 2008, 2009, dan 2011. Selain ketiga Gardu Induk di atas, beberapa Gardu Induk lainnya perlu mendapatkan penambahan kapasitas trafo untuk mengantisipasi tingginya kebutuhan beban hingga tahun 2015. Penambahan kapasitas trafo dapat dilakukan dengan dua cara, yakni dengan menambahkan unit trafo baru atau dengan cara mengganti unit trafo yang kapasitasnya kecil dengan trafo yang kapasitasnya lebih besar, seperti pada Tabel 4.12.
89
Tabel 4.12 Rencana Pengembangan GI Cabang Makassar
Nama GI
Keadaan Awal Tahun 2005 Kapasitas Trafo Jumlah Beban MVA MW % Feeder
GI Pangkep
1 x 30
8.77
34
4
GI Mandai
2 x 20
11.54
34
5
GI Maros
1 x 10
7.31
86
3
GI Daya
2 x 20
16.81
49
6
GI Tello
1 x 30
17.76
69
6
GI Tallo Lama
2 x 30
28.67
56
9
GI Bontoala
2 x 20 1 x 30
34.75
58
9
GI Panakkukang
2 x 30
29.6
58
10
GI. Borongloe
1 x 10
4.35
51
4
GI Sungguminasa
1 x 30
22.93
90
GI Takalar
1 x 20 1 x 30
19.4
46
0
0
GI Daya Baru
GI Tanjung Bunga
1 x 30
0
Tambahan Kapasitas GI Tahun MVA 2009 0 2009
0
2006
1 x 20
2007
1 x 30
2013 2012
1 x 30 1 x 30
Menggantikan Trafo 10 MVA dgn Trafo 20 MVA eks GI Panakukang 70 KV Mengganti Trafo 20 MVA menjadi 30 MVA T/L 150 KV lintas tengah Tambahan Trafo 30 MVA eks GI Panakukang Tambahan Trafo 30 MVA eks GI Panakukang
2009
1 x30
Tambahan Trafo 30 MVA Baru
2011
1 x 30
Tambahan Trafo 30 MVA eks GI Tanjung Bunga
2009
0
2006 2012 2010
1 x 60 2 x 60 1 x 10
5
2009
0
5
2006
-20
2009
1 x 30
2006 2011
Pengembangan Tahun 2006 - 2015 Pekerjaan STATUS GI Sebagian beban dialihkan ke GI Daya Baru Lama Sebagian beban dialihkan ke GI Daya Baru
Pengalihan sebagian beban ke GI T. Bunga, GI Tallo Lama dan GI Panakukang Menggantikan trafo 30 MVA dengan 60 MVA Menggantikan trafo 30 MVA dengan 60 MVA Tambahan Trafo 10 MVA ext GI Mandai
Total TH 2015 MVA Feeder 30
5
Lama
40
6
Lama
60
4
Lama
70
6
Lama
60
8
Lama
90
11
Lama
70
10
Lama
180
12
Lama
20
5
30
6
Pengalihan sebagian beban ke GI T. Bunga Beban GI Takalar dialihkan ke GI Jeneponto sebesar 20 MW
Lama
50
4
Pemindahan beban dari GI Daya, Mandai dan Tello
Baru
30
5
Baru
120
5
Penambahan trafo 1 x 60 MVA(Pemindahan 1 x 60 Beban dari GI Panakukang,GI Tallo Lama & GI Bontoala) 1 x 60 Menggantikan trafo 30 MVA dengan 60 MVA
90
Tabel 4.13 Rencana Penambahan Gardu Trafo
2005 2006 2007 2008 2009 2010 Kapasitas Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo GI Pangkep 30 11.54 13.09 15.60 18.76 22.87 17.36 45% 51% 61% 74% 90% 68% GI Mandai 40 11.54 11.91 12.91 14.13 15.67 17.05 34% 35% 38% 42% 46% 50% GI Maros 10 7.31 7.48 10.00 8.04 10.00 8.73 10.00 9.60 10.36 86% 44% 32% 26% 28% 30% GI Daya 40 16.81 19.11 22.83 27.53 22.66 10.20 49% 56% 67% 81% 67% 30% GI Tello 30 17.76 18.24 19.68 21.44 23.67 30.00 25.64 70% 72% 77% 84% 46% 50% GI Tallo Lama 60 28.67 29.50 31.91 34.82 38.53 41.83 56% 58% 63% 68% 76% 82% GI Bontoala 70 34.75 36.05 29.32 33.26 39.86 45.93 58% 61% 49% 56% 67% 77% GI Panakkukang 60 29.60 29.04 30.00 29.94 31.16 32.87 34.02 58% 38% 39% 41% 43% 44% GI. Borongloe 10 4.35 4.47 4.84 5.28 5.85 6.35 10.00 51% 53% 57% 62% 69% 37% GI Sungguminasa 30 22.93 23.75 12.10 14.20 15.80 17.30 90% 93% 47% 56% 62% 68% GI Takalar 50 19.40 0.12 1.93 4.12 6.90 9.43 46% 0% -20 5% -20 10% -20 16% -20 22% -20 GI Daya Baru 30 10 20 0% 0% 0% 0% 39% 78% GI Tanjung Bunga 30 22.9 24.2 24.2 24.2 0% 0% 90% 95% 95% 95% Nama GI
91
Tabel 4.14 Rencana Penambahan Gardu Trafo (Lanjutan) 2011 2012 2013 2014 2015 Kapasitas Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo Peak (MW) Add Trafo GI Pangkep 30 20.00 20.92 22.28 24.90 25.00 78% 82% 87% 98% 98% GI Mandai 20 18.52 20.08 21.72 23.45 33.22 54% 59% 64% 69% 98% GI Maros 20 16.16 30.00 30.00 36.88 53.79 59.00 48% 50% 62% 90% 99% GI Daya 20 31.10 33.60 30.00 44.70 47.76 59.03 91% 56% 75% 80% 99% GI Tello 70 27.71 29.91 32.20 34.59 37.07 54% 59% 63% 68% 73% GI Tallo Lama 60 45.30 30.00 49.00 52.88 56.92 30.00 61.14 59% 64% 69% 56% 60% GI Bontoala 70 37.69 42.92 38.46 34.31 40.47 63% 72% 65% 58% 68% GI Panakkukang 60 35.12 36.22 39.07 30.00 41.85 44.83 46% 47% 38% 41% 44% GI. Borongloe 10 6.88 7.44 8.03 8.65 9.29 40% 44% 47% 51% 55% GI Sungguminasa 30 18.80 20.50 22.30 24.10 24.16 74% 80% 87% 95% 95% GI Takalar 50 12.12 15.01 18.08 21.31 24.72 29% -20 35% -20 43% -20 50% -20 58% -20 GI Daya Baru 30 24.7 24.1 24.1 24.1 25.1 97% 95% 95% 95% 98% GI Tanjung Bunga 30 38.8 60 40.50 50.5 60.5 62.5 51% 53% 66% 79% 82% Nama GI
92
4.5.2 Rencana Pengembangan Feeder JTM Dalam rencana pengembangan JTM, jenis penghantar feeder dapat berupa penghantar dengan diameter yang bervariasi mulai 150 mm2, 240 mm2, dan 300 mm2 sehingga bisa diperoleh
kapasitas hantar arus yang lebih besar. Feeder
yang penghantarnya direncanakan mempunyai diameter 150 mm2 diantaranya adalah feeder Express ke ATSC Bandara Baru, feeder Barombong yang di--
uprating dari 16
mm2, serta rencana pembangunan SKTM Outgoing Gardu
Hubung Stella Maris ke Penyulang POLDA.
Feeder yang penghantarnya
direncanakan mempunyai diameter 240 mm2 diantaranya adalah feeder Mall Panakukang, OGP Gardu Induk Tanjung Bunga yang terdiri atas
feeder Ex
GMTD, feeder Ex Pa'baeng, feeder Express Metro, feeder Barombong, dan feeder GTC, feeder Latanete dari Gardu Induk Panakkukang yang di-uprating dari 70 mm2. Sedangkan Feeder yang penghantarnya direncanakan mempunyai diameter 300 mm2 diantaranya adalah Feeder Express Gardu Induk Tello–Gardu Hubung Mall Panakukkang, feeder Ahmad Yani dari Gardu Induk Bontoala sepanjang Jalan G. Bulusaraung – Jl. Ahmad Yani.yang di-uprating dari 150 mm2. Untuk Cabang Makassar, pemindahan sebagian feeder yang berbeban lebih harus dilakukan dengan pembangunan feeder baru, karena feeder yang lain pada GI yang bersangkutan umumnya segera akan mencapai beban penuh atau sudah dalam keadaan pembebanan ekonomis.
Sebagian feeder
yang mengalami
overload – bebannya dapat dipindahkan ke feeder – feeder baru setempat (pada GI yang sama), sedangkan yang lain memerlukan pemindahan beban ke feeder baru dari GI yang lain. Disamping feeder overload terdapat beberapa feeder yang KMS-nya terlalu panjang, atau feeder yang wilayah pelayanannya masuk ke wilayah pelayanan GI yang lain. Feeder tersebut perlu ditata kembali, karena berpotensi tinggi untuk mengurangi drop tegangan dan susut energi. Penataan dilakukan dengan memindahkan sebagian beban feeder lama tersebut ke feeder baru atau ke
feeder lama yang lain memungkinkan. Berdasarkan rekapitulasi jangkauan dan drop tegangan pada Tebel 4.9, maka dengan mengutamakan pembebanan feeder
93
yang lebih ekonomis, diperoleh rencana pengembangan kapasitas penghantar hingga tahun 2015 sebagaiaman terlihat pada tabel 4.14.
4.5.3 Rencana Pembangunan Gardu Hubung dan Gardu Induk Baru Selama periode tahun 2006-2015, di cabang Makassar direncanakan beberapa pembangunan Gardu Hubung dan Gardu Induk baru. Pembangunan Gardu Hubung akan membuat jaringan distribusi menjadi sistem ”loop terbuka”. Hal ini sangat penting artinya dalam rangka meningkatkan keandalan jaringan sistem distribusi. Dengan demikian pada akhirnya akan menjamin keberlanjutan pasokan daya setiap saat akibat tingginya permintaan dengan tetap memenuhi standar mutu pelayanan. Untuk Gardu Hubung, direncanakan pembangunan sekitar 16 buah yang tersebar di 9 unit Rayon dan Ranting se-Cabang Makassar. Rayon/ Ranting yang hanya memerlukan 1 kali pembangunan Gardu Hubung sebanyak 5 unit, diantaranya; GH. Cakalang (Rayon Makassar Utara), GH. Maros (Ranting Maros), GH. Pangkep (Ranting Pangkep), GH. Takalar (Ranting Takalar), dan GH. Malino (Ranting Malino) yang akan menghubungkan Penyulang Parangbanua GI Sungguminasa dengan Penyulang Rindam GI Borongloe.
94
Tabel 4.15 Rekonfigurasi Feeder Cabang Makassar GARDU INDUK DAN PENYULANG
NO I 1 2 3 4 5 6 7 II 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 III
GI. TELLO KODAM PAM PNARA SIRUA TANUR TMREA UNHAS GI. BONTOALA AKMIS ANDLS AYANI BAKAR JBD MAMAS MESRA MTGIN PLMNA POLDA
1 2 3 4
GI. BORONGLOE RINDAM KAMPI MAWAN PALGA
1 2 3 4 5
GI. MANDAI AURI BDARA MAROS PALIS UJPDG
IV
V
KEADAAN AWAL Penghantar
JTM
A
11.10 8.50 42.30 13.80 9.50 22.70 6.30 114.20
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
130.53 21.07 162.79 121.09
3.00 3.80 9.60 1.40 6.00
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
134.24 121.58 224.18 205.49 182.71 78.72 266.50 49.51 198.44
20.00 7.00 8.00 6.00 41.00
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
90.32 4.24 52.45 34.44
35.00 19.00 168.00 176.00 18.70 416.70
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
47.60 45.42 192.66 68.33 225.61
19.50 5.40 3.80 36.10 23.90 1.90 0.50 4.80 10.35 8.30 114.55
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
195.53 191.24 135.54 199.86 154.18 146.03 6.16 220.80 22.01 219.20
245.00 46.00 65.00 329.00 685.00
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
37.80 4.00 6.90 5.90 8.00 18.40 81.00 5.50 12.10 8.00
4.10 14.10 4.20 8.80 55.00
TAHUN
RENCANA PENGEMBANGAN
2006
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2012
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2007
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2006
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2015 2006 2009
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2014
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2011
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2012
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
203.92 133.91 119.40 131.28
2014
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
196.80 91.27 114.71 149.88 33.90 96.57
2012
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
66.11 181.87 273.54
2015 2007
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2010
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
110.51 113.79 206.72 121.41 152.39 20.10
2007 2008 2010
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2006
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
108.54 231.54 232.90 54.68 73.02
2006 2010 2010 2007 2009
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
2008 2006
Pindahkan sebagian beban ke feeder baru Pindahkan sebagian beban ke feeder baru
160.41 86.13
GI. PANAKKUKANG Trafo I 20 MVA Trafo II 20 MVA Trafo III 20 MVA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
VI
GHMNS IKIP KKTUA LTNTE PBB PENAS TPULI UPB VTRAN WIL8 YAKSA
1 2 3 4
GI. PANGKEP MNTNE PKEP SGERI SLORO
1 2 3 4 5 6
GI. DAYA BDOKA EFFEM KIMA KPASA LGOLF PCRK
VII
VIII 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 IX
GI. TALLO LAMA BWAJA CRAKA FOOD1 FOOD2 PINDO PTERE RMRIO SUNU TOL TUMAR
1 2 3 4 5 6 7 8
GI. SUNGGUMINASA BANUA BRBON GHSM GMTDC RRI TKLAR MALINO MANGASA
1 2 3 4 5
GI. TALLASA GLS JNPTO LKESE PGULA PLEKO
1 2 3
GI. MAROS BARU LEMPANGAN TAMBUA BOSOWA
8.00 15.30 3.70 6.10 13.20 71.90 135.00 24.00 15.00 22.00 141.00 14.00 25.00 13.00 389.00
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
129.90 92.28 49.89 166.84 210.87 172.13
AAC 150mm2 X
XI
105.00 186.14 62.00 97.00 36.00 486.14
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
2.57 102.90 105.47 210.94
AAC 150mm2 AAC 150mm2 AAC 150mm2
95
Pembangunan Gardu Hubung pada kelima Rayon/ Ranting di atas walaupun hanya dilakukan sebanyak satu kali namun diproyeksikan mampu melayani perkembangan beban disekitarnya. Sedangkan Rayon Makassar Selatan dan Rayon Makassar Timur, masing-masing memerlukan pembangunan Gardu Hubung sebanyak 2 unit. Keempat Gardu Hubung yang dimaksud adalah GH Kelapa Tiga yang akan menghubungkan GI Panakukkang dan GI Bontoala, GH Samata yang akan menghubungkan GI Panakkukang - GI Tello - GI Daya Baru, GH. Tamalanrea yang akan menghubungkan GI Daya- GI Tello – GI Daya Baru, dan GH KNPI yang akan menghubungkan GI Daya – GI Daya Baru. Ranting Sungguminasa hingga tahun 2015 memerlukan pembangunan Gardu Hubung sebanyak 4 buah, yakni untuk GH Sungguminasa, GH Tombolo, GH Pattallassang, dan GH PAM yang akan menghubungkan Penyulang Express dari GI Sungguminasa ke GI Tanjung Bunga. Salah satu alasan diperlukannya pembangunan GH PAM ini adalah untuk menjamin ketersediaan pasokan air bersih di Sungguminasa.
Pembangunan
keempatnya diperkirakan rampung hingga tahun 2011. Berdasarkan proyeksi kebutuhan beban, pembangunan Gardu Hubung yang paling mendesak untuk dilaksanakan terletak pada Rayon Makassar Barat. Untuk tahun 2006 diperlukan pembangunan 3 buah Gardu Hubung, masing-masing untuk GH. Stella Maris, GH. Akkarena, dan GH. Panakkukang.
Selanjutnya pada tahun 2010
direncanakan pembangunan GH. Hartaco. Jika pembangunan Celebes Convention
Centre (CCC) dapat terealisasi, maka perencanaan GH. CCC diperlukan pada tahun 2015. Untuk pembangunan Gardu Induk, hingga tahun 2015, di Cabang Makassar diperlukan penambahan sebanyak 2 Unit. Pada dasarnya pembangunan Gardu Induk yang diperlukan sebanyak tiga buah, namun Gardu Induk Maros Baru dengan kapasitas 1 x 10 MVA telah beroperasi dan masuk sistem Sulsel sejak Juni 2005. Pembangunan Gardu Induk pertama adalah Gardu Induk Daya Baru. Pembangunan Gardu Induk ini dilatarbelakangi oleh kondisi sistem kelistrikan di daerah Daya dan sekitarnya yang dicatu dari Gardu Induk Mandai, Gardu Induk
96
Kima, Gardu Induk Borongloe dengan titik simpul
di daerah Pattallasang.
Dengan laju pertumbuhan beban sangat besar mengingat daerah tersebut dibuka untuk kawasan perumahan serta dengan dioperasikannya bandara internasional Hasanuddin tahun 2006 yang membutuhkan daya 12 MVA, GI Daya Baru akan sangat membantu sistem distribusi kota Makassar khususnya penurunan susut jaringan. Adapun data beban yang ada saat ini dan rencana pertumbuhan beban sebesar 5 % adalah sebagai berikut : - Beban di daerah Daya yang disuplai oleh 3 penyulang
: 4.150 kVA
- Rencana kontrak Bandara Hasanuddin
: 12.000 kVA
- Ratio pertumbuhan beban rata-rata 5 % pertahun
: 1.030 kVA
- Total kebutuhan daya listrik GI Daya Baru
: 17.180 kVA
Pada tahun 2006, direncanakan untuk mengoperasikan Gardu Induk Tanjung Bunga dengan kapasitas 1 x 30 MVA yang saat ini pembangunannya telah rampung. Keberadaan Gardu Induk Tanjung Bunga sangat diperlukan untuk memenuhi kebutuhan beban yang cukup tinggi di kawasan tersebut yang dapat dikategorikan sebagai pusat beban baru. Apalagi Gardu Induk Tanjung Bunga juga diproyeksikan untuk melayani pengalihan sebagian beban GI Bontoala yang sudah tidak dapat dikembangkan lagi.
GI
Tanjung Bunga juga diharapkan
mampu mengambil alih sebagian beban feeder Panakkukang yang jaraknya terlalu jauh. Sebagai antisipasi pertumbuhan beban, maka pada tahun 2011, GI Tanjung Bunga dijadwalkan untuk ditambah kapasitasnya sebesar 1 x 60 MVA.
4.6
Perkembangan Wilayah Rencana pengembangan kelistrikan suatu daerah atau wilayah harus
mengacu pada rencana tata ruang daerah atau perkembangan wilayah tersebut sehingga peramalan beban listrik secara khusus dapat diprediksi. Dalam penyusunan master plan distribusi 20 kV PT. PLN (Persero) Cabang Makassar meliputi wilayah administratif Kota Makassar, Kabupaten Pangkep, Kabupaten Maros, Kabupaten Gowa dan Kabupaten Takalar yang termasuk dalam Provinsi Sulawesi Selatan. Data yang telah dikumpulkan dan dianalisis adalah yang terkait
97
dengan perkembangan wilayah yaitu data geografis, sosio-ekonomis dan data demografi. Secara geografis wilayah Cabang Makassar terletak di bagian Selatan Pulau Sulawesi pada pantai Barat Selat Makassar (lihat Citra Landsat). Sejak 5 tahun terakhir daerah ini telah menjadi fokus perencanaan kawasan terpadu yaitu MAMMINASATA (Makassar, Maros, Sungguminasa dan Takalar). Sebuah kawasan yang diharapkan pada masa mendatang menjadi salah satu kawasan andalan di Provinsi Sulawesi Selatan. Dengan mengacu pada data perkembangan wilayah dari Kawasan Terpadu ini ditambah dengan rencana tata ruang Kabupaten Pangkep, beban kelistrikan daerah ini dapat diramalkan. Secara spasial, daerah pusat-pusat beban di wilayah cabang Makassar dapat dilihat pada gambar peta tematik berupa peta tata guna lahan yang dibuat berdasarkan citra Landsat 2002 dan kondisi topografi terakhir tahun 2004 seperti ditunjukkan pada Gambar 5.1. Pada peta tersebut pola pemanfaatan ruang yang menggambarkan daerah pusat-pusat beban dapat dilihat. Daerah pemukiman dan daerah komersial biasanya terkonsentrasi pada ibu kota
kabupaten dan kota
kecamatan, sedangkan daerah industri dapat dilihat dengan kode legenda tertentu. Daerah pusat-pusat beban tersebut merupakan pertimbangan dalam menentukan lokasi gardu induk baru dan merencanakan rute feeder-feeder primer baru serta pembebanan pada feeder primer lama yang dipotong ujungnya. Mengacu pada rencana tata ruang kawasan Mamminasata dan Tata Ruang Kabupaten Pangkep, pusat-pusat pemukiman yang sekarang eksis cenderung akan berkembang sesuai dengan lokasi pusat kota. Kota Makassar sebagai pusat beban terbesar cenderung akan berkembang secara radial ke arah Timur, Kota Sungguminasa cenderung akan bergeser ke arah Barat dengan distribusi spasial alokasi industri dan pendidikan, Kota Takalar cenderung berkembang secara radial, Kota Maros ke arah Utara dan Pangkep ke arah industri khususnya pada keberadaan dua Pabrik Semen, PT Semen Tonasa dan PT. Semen Bosowa. Secara spesifik, beberapa kawasan andalan dalam kawasan Mamminasata juga difokuskan untuk dikembangkan dan secara khusus pula harus direncanakan penambahan bebannya (lihat peta pengembangan Mamminasata). Kawasan
98
pemanfaatan ruang tersebut adalah Kawasan Pesisir Pantai Galesong, Kawasan Pengembangan Sudiang, Kawasan Pengembangan Bontomarannu, Kawasan Pengembangan Kota Takalar sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 4.13.
Sel at M akassa r
PETA PENGGUNAAN LAHAN DAERAH CABANG MAKASSAR Pangkep
Maros
Makassar Tata Guna Lahan Daerah Semak Belukar Daerah Komersial Daerah Kering Hutan Padang Rumput Daerah Industri Pertanian Daerah terbuka Pertanian Tambak Daerah Pemukiman Sawah Sungai Daerah Terbuka Waduk
Gowa
N
Takalar W
E S
Jeneponto
1:500000
Gambar 4.13 Peta Tata Guna Lahan Wilayah PT.PLN (Persero) Cabang Makassar
99
Gambar 4.14 Peta Pemanafaatan Ruang Wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar 4.7
Perkembangan Beban Pengembangan sistem dimulai dari pengembangan beban. Secara
kenyataan, bila pembebanan dibiarkan berkembang dengan normal, maka dari tahun ke tahun beban akan bertambah. Perkembangan beban ini dapat menyebabkan : a. Transformator distribusi tidak mampu lagi menanggulangi sehingga harus diganti dengan yang lebih besar kapasitasnya atau harus diadakan penyisipan diantara transformator yang sudah ada. b. Penghantar jaringan tegangan menengah sudah tidak mampu lagi menahan arus beban yang melaluinya, atau sudah menyebabkan jatuh tegangan dan rugi daya jaringan melebihi batas maksimum yang diizinkan. c. Bila beban bertambah terus maka feeder-feeder yang ada tidak mampu lagi menahan beban, sehingga perlu diadakan penambahan gardu induk baru,
100
diantara gardu induk yang telah ada. Disamping itu perlu pula diupayakan pengalihan beban dari gardu Induk terdekat yang masih memenuhi kemampuan KHA serta belum melampaui drop tegangan yang diizinkan. Berdasarkan daerah pusat beban, maka beban yang dilayani oleh sistem distribusi secara umum dibedakan menjadi: 1. Beban daerah pemukiman a. beban daerah pemukiman perkotaan dan daerah pinggiran kota b. beban daerah pemukiman pedesaan 2. Beban daerah komersial a. beban daerah pusat perkotaaan b. beban daerah pusat perbelanjaan c. beban daerah bangunan komersial 3. Beban daerah industri a. beban daerah pabrik-pabrik besar b. beban daerah pabrik-pabrik kecil Perkembangan beban di daerah pemukiman, komersial dan industri yang berlangsung dari waktu ke waktu melalui proses sebagai berikut: a. Daerah tidak berbeban atau berbeban relatif kecil tiba-tiba menjadi daerah berbeban besar, seperti tanah kosong yang dibuat perumahan, pertokoan atau perkantoran bahkan industri. Perkembangan semacam ini tidak dapat diperkirakan sebelumnya, karena tidak berkembang secara normal. Keadaan seperti ini, PLN harus menangani secara khusus. Perhitungan penambahan transformator distribusi disesuaikan dengan permintaan, namun bila tidak pasti dapat memakai pola perkembangan di sekitarnya atau memperkirakan permintaan beban berdasarkan luas lahan yang akan dibangun tersebut. b. Daerah berbeban normal, namun di sekitarnya muncul beban-beban baru, sebagai konsekwensi perkembangan lahan, baik untuk perumahan, pertokoan, perkantoran maupun industri yang relatif tidak besar.
101
Perkembangan seperti ini dapat diterima sebagai perkembangan normal, bila daerah yang ditinjau merupakan satu titik atau satu pusat beban. Namun, PLN sebaiknya menangani hal ini dengan membagi area. Yang pertama: daerah lama yang dianggap berkembang secara normal, dan yang kedua: daerah pinggiran yang berupa beban baru. c. Daerah yang berkembang tidak keluar, yang mana pada lahan yang konstan terjadi pengembangan permintaan beban. Hal ini dapat diperkirakan dengan menggunakan analisa statistik. Mengacu pada peta distribusi aliran listrik dan ketersediaan suplai listrik di wilayah Sulawesi Selatan khususnya untuk wilayah distribusi PT. PLN (Persero) Cabang Makassar, kapasitas GI dan eksisting feeder beberapa sudah tidak akan mampu memikul beban puncaknya. Secara teknis, kelebihan beban yang dipikul oleh gardu induk lama akan dapat dilimpahkan ke gardu induk baru dan feeder primer baru. Sedangkan feeder primer yang sudah kelebihan beban maka bebannya akan dipindahkan ke feeder primer yang baru. Cara lain untuk mengurangi beban pada feeder primer yang sudah ada adalah dengan memotong sebagian feeder primer yang diujung, kemudian feeder primer yang di ujung tersebut disuplai dari Gardu Induk Baru. Secara spasial pertimbangan pertama dalam menentukan pembangunan GI baru adalah lokasinya di dekat pusat beban. Demikian juga dengan feeder primer yang baru, di mana rute-rute yang dilewati harus melihat lokasi pusat-pusat beban. Posisi GI existing dan committed planning yang tersebar di beberapa lokasi secara geografis di tunjukkan pada Gambar 4.15.
102
N W
E S
1:500000
Ma ka
ssa r
%GI Tonasa %GI Pangkep
Se lat
%
%
GI Maros
%GI Bosowa
GI Mandai
GI Tallo Lama GI Bontoala%
% %GI Daya %GI Barawaja % GI Tello %GI Panakkukang
% GI Tj. Bunga GI Sunggumina
%
% GI Borongloe
Legenda
%
Existing Gardu Induk Sungai Jalur Transmisi Jalan Arteri
%
GI Takalar
Nama Kabupaten Kab. Gowa Kota Makassar Kab. Maros Kab. Pangkep Kab. Takalar
Gambar 4.15 Peta Area Distribusi dan Posisi GI PT.PLN Cabang Makassar
103
4.8
Peramalan Kebutuhan Beban Peramalan beban diperlukan untuk mencoba mengetahui beban di periode
mendatang, untuk itu diperlukan data yang mempengaruhi pertumbuhan permintaan listrik. Banyak metode prakiraan telah dikembangkan dan digunakan, dengan berbagai macam pendekatan.
4.8.1
Faktor-faktor Penentu Prakiraan Beban Beberapa faktor yang dapat digunakan untuk melakukan prakiraan beban
antara lain faktor: ekonomi, penduduk, konsumsi listrik dan penyediaan tenaga listrik. a.
Faktor ekonomi Pertumbuhan PDRB (Pendapatan Domestik Regional Bruto) merupakan indikator pertumbuhan ekonomi, data PDRB terkumpul yang digunakan untuk prakiraan adalah data historis dari tahun 2000 sampai dengan tahun 2004. Untuk penyusunan master plan ini, skenario prakiraan akan menggunakan proyeksi pertumbuhan ekonomi pada tahun 2015 sebesar 8.3 %.
b.
Faktor penduduk Pertumbuhan penduduk merupaka faktor penting dalam memproyeksikan kebutuhan energi listrik di masa depan. Data lima tahun terakhir menunjukan kisaran pertumbuhan penduduk Makassar antara 0.6 % - 2.63 %, dan proyeksi pertumbuhan penduduk pada tahun 2015 sebesar 2.12 %.
c.
Faktor konsumsi dan penyediaan tenaga listrik Pola konsumsi energi listrik pada beberapa sektor mempengaruhi permintaan tenaga listrik pada masa mendatang. Selain data pengusahaan, data rasio elektrifikasi juga diperlukan untuk prakiraan. Skenario yang diambil untuk prakiraan rasio elektrifikasi ini adalah 2015.
84.1 % pada tahun
104
4.8.2
Metode Peramalan Metode peramalan yang biasa digunakan adalah metode pendekatan yang
berbasis pada data historis, yaitu data yang diperoleh pada periode tertentu, lazim disebut data runtun waktu (time series data). Metode pendekatan yang lain memperhitungkan besaran-besaran ekonomi adalah pendekatan ekonometris, yang akan memberikan hasil yang lebih mencerminkan dinamika pertumbuhahan beban. Dalam penyusunan master plan ini, telah digunakan metode gabungan, dengan model yang dikembangkan oleh Dinas Penelitian Tenaga Listrik, yaitu Model DKL 3.2. Data yang dibutuhkan telah dikumpulkan dan beberapa parameter ekonomik telah dipilih, hasil pengelolaan data memberikan ramalan beban puncak sampai tahun 2015.
4.8.3
Hasil Peramalan Data yang digunakan untuk melakukan peramalan kebutuhan daya listrik
sampai tahun 2015 diperoleh dari sumber-sumber resmi seperti BPS, PT.PLN. Data tersebut meliputi data: pertumbuhan penduduk, PDRB, pengusahaan tenaga listrik, dan rasio elektrifikasi. Selain data, prakiraan juga memerlukan nilai target yang akan dicapai di akhir prakiraan, data proyeksi ini diperoleh dari Bappeda atau diperoleh berdasarkan pertimbangan tertentu. Berikut adalah data penduduk dan pertumbuhan yang akan digunakan untuk prakiraan. Tabel 4.16 Jumlah Penduduk dan Produk Domestik Regional Bruto PT. PLN Cabang Makassar Jumlah Penduduk
PDRB
(Ribu Jiwa )
(Juta Rp)
2000
2.369
3.803.850,41
2001
2.412
3.999.848,37
2002
2.430
4.229.622,75
Tahun
105
2003
2.500
4.521.310,63
2004
2.542
4.703.201,59
Proyeksi pertumbuhan penduduk penduduk, PDRB, losses, rasio elektrifikasi, beban puncak dapat dilihat pada Gambar 4.16 sampai Gambar 4.20. Sementara
pertumbuhan
pelanggan,
load
factor,
konsumsi
energi
per
rayon/ranting ditunjukkan pada Tabel 4.17 sampai Tabel 4.20.
Pertumbuhan Penduduk (%)
2.35%
2.30%
2.25%
2.20%
2.15%
2.10% 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tahun
Gambar 4.16 Proyeksi laju pertumbuhan penduduk Cabang Makassar sampai tahun 2015. 9.00%
Pertumbuhan PDRB (%)
8.00% 7.00% 6.00% 5.00% 4.00% 3.00% 2.00% 1.00% 0.00% 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tahun
Gambar 4.17 Proyeksi PDRB di wilayah PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015.
106
10,00 9,00
Losses (%)
8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2014
2015
Tahun
Gambar 4.18 Proyeksi losess di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015.
84,00
Rasio Elektrifikasi (%)
82,00 80,00 78,00 76,00 74,00 72,00 70,00 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Tahun
Gambar 4.19 Proyeksi rasio elektrifikasi di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015.
107
700 600
Peak Load
500 400 300 200 100 0 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Tahun
Gambar 4.20 Proyeksi beban puncak di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar sampai tahun 2015
2015
108
Tabel 4.17 ENERGY AND LOAD DEMAND FORECAST Calender Year
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total Population (10^3) 2,600.97
2,660.80
2,721.46
2,782.97
2,845.31
2,908.47
2,972.46
3,037.26
3,102.86
3,169.26
3,236.45
- Growth Rate (%) 2.32 Growth of Total GDP (%) 6.06 Electrification Ratio (%) 71.52
2.30
2.28
2.26
2.24
2.22
2.20
2.18
2.16
2.14
2.12
6.56
7.06
7.50
8.00
8.26
8.26
8.33
8.33
8.33
8.33
72.04
72.77
73.69
74.82
76.09
77.39
78.75
80.16
81.60
83.08
Energy Sales (GWh)
1,391.72
1,493.57
1,614.14
1,755.28
1,922.18
2,112.99
2,323.64
2,558.72
2,818.83
3,106.85
3,426.02
6.26
7.32
8.07
8.74
9.51
9.93
9.97
10.12
10.17
10.22
10.27
- Residential
523.44
577.61
642.12
718.46
809.74
916.09
1,036.48
1,173.93
1,329.68
1,506.15
1,706.10
- Commercial
224.14
235.54
248.88
264.17
281.85
301.30
321.59
342.97
365.11
387.91
411.26
- Public
117.73
136.92
159.70
186.73
219.09
257.24
301.38
352.67
411.91
480.27
559.07
- Industrial
526.41
543.50
563.44
585.93
611.50
638.36
664.20
689.15
712.13
732.51
749.59
Contracted 714.76
734.62
757.43
783.12
812.20
843.61
875.89
909.34
943.36
977.76
1,012.28
- Growth Rate (%)
Power (MVA)
2005
- Residential
322.53
332.01
342.72
354.66
368.03
382.55
397.80
413.95
430.90
448.68
467.31
- Commercial
147.31
151.91
157.33
163.56
170.77
178.67
186.86
195.44
204.24
213.23
222.36
- Public
71.60
73.07
74.59
76.14
77.74
79.38
81.07
82.79
84.57
86.38
88.24
109
- Industrial
173.32
177.63
182.80
188.76
195.65
203.00
210.17
217.16
223.66
229.47
234.37
Number of Customer 429,748.10 444,783.91 461,549.86 480,044.59 500,579.44 522,685.00 545,738.46 569,986.57 595,274.09 621,639.59 649,122.30 - Residential
402,994.73 417,105.00 432,822.44 450,148.63 469,369.71 490,062.88 511,668.35 534,417.52 558,178.13 582,995.15 608,915.56
- Commercial
18,672.53 19,408.65 20,259.99 21,223.96 22,324.90 23,518.63 24,745.28 26,019.93 27,321.06 28,643.04 29,979.06
- Public
7,365.10
7,530.59
7,699.79
7,872.79
8,049.69
8,230.55
8,415.48
8,604.57
8,797.91
8,995.58
9,197.70
- Industrial
715.73
739.67
767.64
799.20
835.14
872.94
909.34
944.55
977.00
1,005.81
1,029.97
1,640.83
1,766.56
1,915.84
2,100.27
2,293.87
2,523.91
2,780.74
3,065.07
3,376.43
3,721.30
1,625.21
1,749.74
1,897.60
2,080.28
2,272.04
2,499.88
2,754.28
3,035.90
3,344.29
3,685.88
Station Use (%) 0.95 Distribution Losses (%) +) 8.94
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
8.10
7.75
7.50
7.60
7.00
7.05
7.10
7.15
7.10
7.05
Load Factor (%)
63.50
64.66
63.77
62.89
62.00
62.45
62.91
63.36
63.82
64.27
64.73
Peak Load (MW)
293.92
289.68
316.22
347.77
386.70
419.28
457.99
500.98
548.27
599.69
656.30
Total (GWh) Energy (GWh)
Production 1,635.00 Requirement 1,619.44
110
Tabel 4.18 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 - 2015 Jenis Tarif
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
S-1 / 220 VA S-2 / 450 VA S-2 / 900 VA S-2 / 1300 VA S-2 /2200 VA S-2 / > 2200 S/D 200 S-3 / > 200 kVa Sosial R-1 / 450 VA R-1 / 900 VA R-1 / 1300 VA R-1 / 2200 VA R-2 / 2200 S/D 6600 VA R-3 / > 6600 VA R. Tangga B-1 s/d 450 VA B-1 / 900 VA B-1 / 1300 VA B-1 / 2200 VA B-2 / > 2200 S/D 200 B-3 / > 200 kVA Bisnis
1.582 1.611 525 382 732 7 4838 209.25 150.63 24.945 13.239 4.426 488 402995 1.048 3.204 3.216 4.084 7.048 73 18673
1.618 1.647 537 390 749 7 4947 216.58 155.91 25.819 13.703 4.581 505 417105 1.090 3.330 3.343 4.245 7.325 76 19409
1.654 1.684 549 399 766 7 5058 224.74 161.78 26.791 14.219 4.754 524 432822 1.137 3.476 3.489 4.431 7.647 79 20260
1.691 1.722 561 408 783 7 5172 233.74 168.26 27.864 14.789 4.944 545 450149 1.192 3.642 3.655 4.642 8.011 83 21224
1.729 1.760 574 417 800 7 5288 243.72 175.44 29.054 15.420 5.155 569 469370 1.253 3.831 3.845 4.883 8.426 87 22325
1.768 1.800 587 427 818 7 5407 254.47 183.18 30.335 16.100 5.382 594 490063 1.320 4.036 4.050 5.144 8.877 92 23519
1.808 1.840 600 436 837 8 5528 265.68 191.25 31.672 16.810 5.620 620 511668 1.389 4.246 4.262 5.412 9.340 97 24745
1.849 1.882 613 446 856 8 5653 277.50 199.76 33.080 17.557 5.870 647 534418 1.461 4.465 4.481 5.691 9.821 102 26020
1.890 1.924 627 456 875 8 5780 289.84 208.64 34.551 18.338 6.131 676 558178 1.534 4.688 4.705 5.975 10.312 107 27321
1.933 1.967 641 466 894 8 5910 302.72 217.91 36.087 19.153 6.403 706 582995 1.608 4.915 4.933 6.265 10.811 112 28643
1.976 2.011 656 477 914 8 6042 316.18 227.60 37.692 20.005 6.688 738 608916 1.683 5.144 5.163 6.557 11.315 117 29979
111
Tabel 4.19 Hasil Proyeksi Pelanggan Per Golongan Tarif 2005 – 2015 (lanjutan)
Jenis Tarif
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
I-1 s/d 450 VA I-1 / 900 VA I-1 / 1300 VA I-1 / 2200 VA I-1 / > 2200 S/D 14 kVA I-2 / > 14 S/D 200 kVA I-3 / > 200 kVA I-4 / 30.000 kVA Industri P-1 s/d 450 VA P-1 / 900 VA P-1 / 1300 VA P-1 / 2200 VA P-1 / > 2200 S/D 200 kVA P-2 / > 200 kVA P-3 Pemerintah JUMLAH
2 58 19 19
2 60 20 20
2 62 20 20
2 65 21 21
2 68 22 22
3 71 23 23
3 74 24 24
3 77 25 25
3 79 26 26
3 82 27 27
3 84 27 27
143 396 77 2 716 234 255 111 125
147 409 80 2 740 239 261 114 128
153 425 83 2 768 244 267 116 131
159 442 86 2 799 250 273 119 134
166 462 90 2 835 255 279 122 137
174 483 94 3 873 261 285 124 140
181 503 98 3 909 267 292 127 143
188 522 102 3 945 273 298 130 146
195 540 105 3 977 279 305 133 150
200 556 108 3 1006 285 312 136 153
205 570 111 3 1030 292 319 139 157
594 21 1.187 2527 429748
607 21 1.213 2583 444784
621 22 1.240 2641 461550
635 22 1.268 2701 480045
649 23 1.297 2762 500579
663 23 1.326 2824 522685
678 24 1.356 2887 545738
694 24 1.386 2952 569987
709 25 1.417 3018 595274
725 25 1.449 3086 621640
741 26 1.482 3155 649122
112
Tabel 4.20 Konsumsi Energi Listrik Per Rayon dan Ranting 2005 – 2015 Unit Rayon Selatan Rayon Utara Rayon Timur Rayon Barat Rtg. Pangkep Rtg. Maros Rtg. S. Minasa Rtg. Malino Rtg. Takalar Jumlah
Lokasi
Konsumsi Energi (MWh) 2005 2006 2007
KMUP
302.803,50 324.974,72 351.192,88 381.914,92 418.228,71 459.742,62 505.564,58 556.717,20 613.309,27 675.971,78 745.422,72
KMUP
311.791,21 334.620,50 361.616,87 393.250,78 430.642,43 473.388,54 520.570,57 573.241,48 631.513,30 696.035,73 767.548,10
KMUP
220.926,34 237.102,52 256.231,38 278.646,26 305.140,91 335.429,59 368.861,42 406.182,53 447.472,28 493.191,03 543.862,64
KMUP
209.313,33 224.639,21 242.762,56 263.999,21 289.101,16 317.797,71 349.472,20 384.831,52 423.950,87 467.266,41 515.274,47
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pangkep 85.114,03
91.346,07
98.715,64
107.351,20 117.558,52 129.227,53 142.107,47 156.485,79 172.393,07 190.006,67 209.528,40
Maros
84.514,59
90.702,73
98.020,41
106.595,14 116.730,58 128.317,40 141.106,64 155.383,69 171.178,94 188.668,49 208.052,73
Gowa
108.861,69 116.832,53 126.258,29 137.303,25 150.358,52 165.283,29 181.756,87 200.146,88 220.492,45 243.020,42 267.988,91
Gowa
12.272,28
13.170,86
14.233,45
15.478,58
16.950,33
18.632,85
20.489,96
22.563,12
Takalar
56.103,01 1.391.700,
60.210,86 1.493.600
65.068,53 1.614.100
70.760,66 1.755.300
77.488,83 1.922.200
85.180,47 2.113.000
93.670,30 2.323.600
103.147,79 113.633,09 125.243,11 138.110,88 2.558.700 2.818.800 3.106.800 3.426.000
24.856,73
27.396,37
30.211,14
113
4.8
Pertumbuhan Beban Feeder Hasil prakiraan beban seperti yang telah diterangkan di paragraph
sebelumnya. telah memberikan hasil pertumbuhan beban puncak feeder sistem distribusi Cabang Makassar. Hasil tersebut dapat dilihat pada lampiran Informasi
yang
dapat
digunakan
untuk
memperoleh
gambaran
pertumbuhan beban di sebuah feeder adalah data runtun waktu yang tercatat di APD (Unit Pengatur Distribusi) dan di GI. Hasil survey menunjukkan bahwa besar arus puncak suatu tahun di setiap feeder sangat bervariasi. dan data runtun waktu yang ada menunjukkan bahwa pola pertumbuhan di setiap feeder juga berbeda. Terlampir data runtun waktu arus beban puncak tahun 2000 s.d 2004 dan dengan model regresi linier sederhana, prakiraan arus sampai dengan tahun 2015 dapat dengan mudah diperoleh. Hasil prakiraan arus feeder sangat beragam, bergantung pada data historis masing-masing feeder. Dari data yang berhasil dikumpulkan, ada beberapa feeder yang perkembangan arusnya tidak berpola. Hal ini wajar dapat terjadi karena dinamika permintaan arus pada feeder tersebut, atau karena manuver jaringan yang mungkin telah terjadi. Dengan data semacam ini, model linear yang diterapkan tentu saja tidak dapat digunakan.
BAB V KESIMPULAN DAN REKOMENDASI
5.1 KESIMPULAN Setelah melakukan penelitian, peneliti dapat mengambil kesimpulan mengenai evaluasi kondisi eksisting jaringan distribusi, prakiraan kebutuhan beban listrik, rencana pengembangan sistem dan rencana tahapan investasi. Secara komprehensif
kesimpulan
dari hasil penelitian ini dapat diuraikan sebagai
berikut : 5.1.1 Evaluasi Kondisi Eksisting Jaringan Distribusi Evaluasi jatuh tegangan per feeder per GI di PT. PLN (Persero) Cabang Makassar menunjukkan bahwa 10 buah feeder dari 6 GI yang tidak memenuhi standar jatuh tegangan ± 5,45 % yaitu : •
GI Borongloe : feeder Rindam
•
GI Mandai : feeder Palisi
•
GI Sungguminasa : feeder GHSM, Barombong, RRI dan Parambanua
•
GI Tallasa : feeder Pabrik Gula dan Galesong
•
GI Tello : feeder Pannara
•
GI Maros Baru : feeder Bosowa
5.1.2 Prakiraan Beban PT PLN (Persero) Cabang Makassar Prakiraan beban listrik PT. PLN (Persero) Cabang Makassar dalam kurun waktu 10 tahun ke depan (tahun 2006-2015) dengan menggunakan model DKL 3.2 berbasis data ekonomi berupa pertumbuhan PDRB, pertumbuhan penduduk, konsumsi energi listrik dan statistik pengusahaan energi listrik dan
telah
didapatkan hasil sebagai berikut :
- Pertumbuhan beban puncak rata-rata pertahun sebesar 36,24 MW atau 8,42 % per tahun dan diperkirakan akan meningkat menjadi 656,30 MW pada tahun 2015. - Load factor rata-rata per tahun sebesar 63,49 %
114
115
- Pertumbuhan jumlah pelanggan rata-rata pertahun sebesar 21.937 pelanggan atau 4,21 % pertahun, dan diperkirakan pada tahun 2015 akan meningkat menjadi 649.122 pelanggan. - Pertumbuhan konsumsi energi listrik rata-rata per tahun sebesar 203.430 MWh atau 9,43 % per tahun. Konsumsi energi listrik terbesar terjadi di Rayon Makassar Utara dan terkecil di Ranting Sungguminasa. Prakiraan konsumsi energi listrik pada tahun 2015 akan meningkat menjadi 3.426.000 MWh.
5.1.3
Rencana Pengembangan Sistem Rencana
pengembangan
sistem
mencakup
3
hal
yaitu
rencana
pengembangan GI, rencana pengembangan feeder JTM dan rencana pembangunan GI dan GH baru:
a. Rencana Pengembangan GI Rencana ini berupa pengalihan beban GI, penambahan kapasitas GI yang dapat dilakukan dengan penambahan transfomator (baru atau eks GI lain) ataupun penggantian transformator lama dengan trafo berkapasitas lebih besar (baru atau ex GI lain) Berdasarkan hasil analisa didapatkan bahwa: 1. GI Pangkep : pengalihan sebagian beban ke GI Daya Baru tahun 2009 2. GI Mandai : pengalihan sebagian beban ke GI Daya Baru tahun 2009 3. GI Maros : penggantian trafo 1x10 MVA dengan trafo 1x20 MVA eks GI Panakukang pada tahun 2006, penggantian transformator 1x20 MVA dengan transformator 1x30 MVA eks Lintas Tengah tahun 2007, penambahan transformator baru 1x30 MVA eks GI Panakukang tahun 2012. 4. GI Daya : penambahan transformator 1x30 MVA eks GI Panakukang pada tahun 2012 5. GI Tello : penambahan transformator baru 1x30 MVA 6. GI Tallo Lama : penambahan transformator 1x30 MVA eks GI Tanjung Bunga pada tahun 2011
116
7. GI Bontoala : pengalihan sebagian beban ke GI Tanjung Bunga, GI Tallo Lama, dan GI Panakukang pada tahun 2009 8. GI Panakukang : penggantian transformator 1x30 MVA dengan transformator 1x60 MVA pada tahun 2006 dan penggantian transformator 1x30 MVA dengan transformator 2x60 MVA pada tahun 2012 9. GI Borongloe : penambahan transformator 1x10 MVA eks GI Mandai pada tahun 2010 10. GI Sungguminasa: pengalihan sebagian beban ke GI Tanjung Bunga tahun 2009 11. GI Takalar : pengalihan beban sebesar 20 MW ke GI Jeneponto pada tahun 2006. 12. GI Daya Baru : pembangunan pada tahun 2009 dengan kapasitas 1x30 MVA dan menerima pemindahan sebagian beban dari GI Daya, GI Mandai,GI Pangkep dan GI Tello pada tahun 2009. 13. GI Tanjung Bunga : penambahan transformator baru 1x60 MVA dan menerima pengalihan sebagian beban GI Panakukang, GI Tallo Lama dan GI Bontoala pada tahun 2006, penggantian trafo 1x30 MVA dengan transformator 1x60 MVA pada tahun 2011.
b. Rencana pengembangan feeder Jaringan Tegangan Menengah (JTM) Rencana pengembangan JTM berupa pembangunan feeder baru, uprating konduktor feeder dan penataan feeder. Peningkatan kapasitas GI memungkinkan penambahan jumlah feeder GI yang bersangkutan. •
Rencana Pembangunan Feeder
Feeder baru yang perlu dibangun dalam kurun waktu 2005 -2015 sebanyak 22 buah feeder pada 11 GI yaitu :
- GI Pangkep
: 1 feeder
- GI Mandai
: 1 feeder
- GI Maros
: 1 feeder
- GI Tello
: 2 feeder
- GI Tallo Lama
: 2 feeder
117
- GI Bontoala
: 1 feeder
- GI Panakukang
: 2 feeder
- GI Borongloe
: 1 feeder
- GI Sungguminasa
: 1 feeder
- GI Daya Baru
: 5 feeder
- GI Tanjung Bunga : 5 feeder Khusus untuk GI Takalar mengalami pengurangan 1 buah feeder karena adanya rencana pemindahan beban sebesar 20 MW ke GI Jeneponto. Pembangunan feeder baru dan up rating konduktor feeder yang sudah diprogramkan oleh PT. PLN (Persero) dan direncanakan memiliki konduktor berpenampang 150 mm2, 240 mm2 dan 300 mm2 yaitu : a. Feeder yang penghantarnya direncanakan mempunyai diameter 150 mm2 adalah feeder Express ke ATSC Bandara Baru (tahun 2005), feeder Barombong yang diuprating dari 16 mm2 (tahun 2006), serta rencana pembangunan SKTM Outgoing Gardu Hubung Stella Maris ke Penyulang Polda (tahun 2006) b. Feeder yang penghantarnya direncanakan mempunyai diameter 240 mm2 adalah feeder Mall Panakukang (tahun 2005), OGP GI Tanjung Bunga yang terdiri atas feeder Ex GMTD, feeder Ex Pa'baeng, feeder Express Metro, feeder Barombong, dan feeder GTC (tahun 2006), feeder Latanete dari GI Panakkukang yang di-uprating dari 70 mm2 (tahun 2007), SKTM Outgoing Feeder Hertasning Baru (tahun 2006) serta SKTM outgoing
feeder ke CCC dari GH Stella Maris (tahun 2007) c. Feeder yang penghantarnya direncanakan mempunyai diameter 300 mm2 diantaranya adalah Feeder Express GI Tello–Gardu Hubung Mall Panakukkang (tahun 2005), feeder Ahmad Yani dari GI Bontoala sepanjang Jalan G. Bulusaraung – Jl. Ahmad Yani yang di-uprating dari 150 mm2 (tahun 2009)
118
•
Penataan feeder Penataan feeder berupa pemindahan sebagian beban feeder ke feeder baru
dari GI yang sama atau ke feeder GI yang lain. Adapun feeder tersebut adalah: - GI Bontoala :
- feeder Mattoangin tahun 2007 - feeder Bawakaraeng tahun 2012
- GI Mandai:
- feeder Ujung Pandang tahun 2009 - feeder Maros tahun 2015 - feeder Palisi tahun 2006
- GI Borongloe :
- feeder Rindam tahun 2006
- GI Panakukang :
- feeder Veteran tahun 2011 - feeder Adiyaksa tahun tahun 2012 - feeder GHMNS tahun 2014
- GI Pangkep :
- feeder Minasa Te’ne tahun 2014
- GI Daya :
- feeder Baddoka tahun 2012
- GI Tello :
- feeder Pannara tahun 2006
- GI Tallo Lama :
- feeder Indofood 1 tahun 2007 - feeder Tol tahun 2010 - feeder Caraka tahun 2015
- GI Sungguminasa :
- feeder GHSM tahun 2010 - feeder RRI tahun 2006 - feeder Parambanua tahun 2007 - feeder Barombong tahun 2008
- GI Tallasa
- feeder Jeneponto tahun 2010 - feeder Galesong tahun 2006 - feeder Lengkese tahun 2010 - feeder Pabrik Gula tahun 2007 - feeder Palleko tahun 2009
- GI Maros Baru :
- feeder Bosowa tahun 2006 - feeder Tambua tahun 2008
119
c. Rencana Pembangunan GI dan Gardu Hubung Baru •
Pembangunan GI Baru Pada dasarnya untuk lingkup kerja PT. PLN (Persero) Cabang Makassar
membutuhkan tambahan 2 GI baru: 1. GI Tanjung Bunga berkapasitas 1 x 30 MVA (pembangunannya sudah rampung dan siap dioperasikan pada tahun 2006). Pada tahun 2006 mendapatkan penambahan kapasitas 1x60 MVA dan penggantian transformator 1x30 MVA dengan transformator baru 1x60 MVA 2. Pembangunan GI Daya Baru, GI ini diharapkan mengambilalih sebagian beban GI Pangkep, GI Mandai, GI Daya, GI Tello dengan titik simpul di daerah Pattallasang. Hal ini dilandasi pertimbangan laju pertumbuhan beban sangat besar karena adanya rencana pembangunan kawasan perumahan (±120 A = 4.150 MVA) dan pengoperasian bandara internasional Hasanuddin tahun 2006 yang membutuhkan daya 12 MVA. •
Pembangunan Gardu Hubung Pembangunan Gardu Hubung sebanyak 16 di 9 rayon/ranting
kurun waktu 2006-2015. 1. GH. Stella Maris pada tahun 2006 2. GH. Akkarena pada tahun 2006 3. GH Mall Panakukang 2006 4. GH Sungguminasa 2006 5. GH Cakalang tahun 2007 6. GH Malino tahun 2007 7. GH Kelapa Tiga tahun 2007 8. GH PAM tahun 2007 9. GH Pattallassang tahun 2008 10. GH Takalar tahun 2009 11. GH Hartaco tahun 2010 12. GH Tombolo tahun 2011 13. GH Pangkep tahun 2012
dalam
120
14. GH Tamalanrea tahun 2013 15. GH Maros tahun 2014 16. GH KNPI tahun 2015
5.1.4 Tahapan Kebutuhan Investasi Tahapan kebutuhan investasi terdiri atas tahapan penambahan sambungan rumah, tahapan kebutuhan penambahan JTM ,tahapan rekonduktor JTM, tahapan kebutuhan penambahan JTR, tahapan kebutuhan penambahan gardu distribusi, tahapan kebutuhan penambahan gardu hubung dan tahapan kebutuhan penambahan peralatan area pengatur distribusi (APD). Penambahan sambungan rumah (SR) rata-rata 20.451 sambungan per tahun atau membutuhkan investasi Rp 12.143.395.000,- per tahun. Penambahan JTM rata-rata 59,19 kms per tahun atau membutuhkan investasi Rp 20.011.935.600,- per tahun. Penggantian atau rekonduktor JTM rata-rata 14,27 kms per tahun atau setara dengan investasi Rp 1.348.507.630,- per tahun. Penambahan JTR rata-rata 71,22 kms per tahun atau setara dengan investasi Rp 7.929.049.990,- per tahun. Penambahan gardu distribusi rata-rata sebesar 14.11 MVA per tahun per tahun atau setara dengan investasi Rp 8.258.362.160 per tahun. Penambahan gardu hubung rata-rata 1,6 buah per tahun setara dengan investasi Rp 1.523.402.000,- per tahun. Penambahan peralatan area pengatur distribusi setara dengan investasi Rp 8.728.733.000,- per tahun. Total dana investasi yang dibutuhkan PT PLN (Persero) Cabang Makassar untuk pengembangan sistem distribusi 20 kV mulai tahun 2006 sampai dengan tahun 2015 adalah sebesar Rp 607.216.925.000,-
121
5.2 Saran-Saran 1.
Pembangunan GI Daya Baru perlu untuk mendapatkan prioritas utama. Pembangunan GI baru di tempat yang tepat merupakan cara efektif untuk mengurangi rugi daya dan drop tegangan. Karena itu walaupun pembebanan transformator feeder dapat lebih tinggi (> 70 % untuk transformator dan >320 A untuk AAAC 240 mm2), sebaiknya pembangunan GI baru tidak ditunda. GI Bontoala tidak mungkin dikembangkan lagi baik kapasitas transformator
2.
maupun jumlah feedernya sehingga bebannya pada tahun 2006 sebagian harus dipindahkan ke feeder GI Tanjung Bunga, GI Panakukang dan GI Tallo Lama. Untuk mengantisipasi hal tersebut maka diperlukan penambahan kapasitas ketiga GI tersebut. Indeks SAIDI dan SAIFI masih memungkinkan untuk diperbaiki dengan
3.
meningkatkan pengoperasian, pemulihan dan perawatan jaringan agar lebih baik lagi. Yang juga sangat penting berupa pelaksanaan pemeliharaan berkala (preventive maintenance) pada jaringan dan peralatan antara lain: -
Perabasan pohon yang masuk ke dalam ruang bebas saluran
-
Penggantian penyambung dan sambungan sebelum terjadi
penurunan
kemampuan jaringan yang bersangkutan -
Penggantian tranformator distribusi yang sering mengalami overload
-
Pemeriksaan dan perawatan transformator dan saklar NC-NO yang umur pemakaiannya tua.
-
Pemeriksaan pembebanan saluran dan pertambahan panjang saluran akibat perkembangan beban
4. Pengembangan jaringan distribusi di PT PLN (Persero) Cabang Makassar berdasarkan pola sebagai berikut : i. Penambahan kapasitas GI yang ada dengan cara : 1. Meningkatkan kapasitas unit transformator 2. Menambah unit transformator baru ii. Pengembangan feeder JTM dengan cara : 1. Peningkatan kapasitas feeder JTM dengan uprating penghantar 2. Pemindahkan sebagian beban feeder lama ke feeder baru
122
3. Penambahan feeder baru iii. Pembangunan GI baru 5. Pengembangan feeder JTM agar dilakukan sedemikian rupa
agar
meminimalkan rugi-rugi daya dan drop tegangan melalui titik-titik beban di sepanjang rutenya. Di samping itu mengoptimalkan pemanfaatan tiang-tiang di tepi jalan yang yang sudah ada serta menghindarkan wilayah-wilayah yang sulit dilalui. Terdapat beberapa patokan antara lain : a. Titik beban dengan daya besar dilayani dengan rute terpendek yang dasarnya tetap berpatokan pada perpendicular bisector rule dalam melayani beban GI b. Selalu mengusahakan pelayanan dengan saluran JTM 3 fasa untuk beban yang jumlahnya >750 kVA dan selalu mengusahakan pembagian beban 1 fasa secara merata pada tiap fasa (R,S,T). 6. Pada umumnya Gardu Hubung (GH) dipergunakan untuk memudahkan manuver feeder bila ada feeder yang mengalami gangguan atau pemeliharaan pada sistem primer yang berbentuk spindle.Juga pemakaian GH untuk pelayanan daerah beban tertentu yang tegangannya selalu dipertahankan dalam mutu yang terbaik yaitu daerah yang terletak cukup jauh dari lokasi GI atau GI yang bersangkutan terletak di luar kota. Semua GH tersebut dilayani dari GI melalui sebuah feeder ekspres. 7. Apabila diperlukan pemasangan kabel tanah sebagai pangkal feeder outgoing GI dan tetap menggunakan sistem 3 fasa 4 kawat maka hal tersebut dapat dilakukan dengan menggunakan 4 buah single core cable atau sebuah three core cable ditambah satu single core cable, tanpa cabang dan tanpa beban sepanjang feeder SKTM tersebut (seperti feeder ekspress). Dalam hal ini semua kabel dipasang saling berdekatan untuk memperkecil reaktansinya.
DAFTAR PUSTAKA
123
1. Turan Gonen, 1987, Electric Power Distribution System Engineering, International Edition, McGraw-Hill Inc., 2. IEEE Red Book, Electric Power Distribution For Industrial Plants, IEEE Std 141-1993 3. ETAP Newsletter, 1996, Introducing : ETAP PowerSattion, Operation Technology, Inc. 4. Dr. A. Arismunandar , S.Kuwaraha , 1975,Buku Pegangan Teknik Tenaga Listrik , Jilid 1 s.d. III Pradnya Paramita, Jakarta. 5. Ronald E. Walpole, Raymond H. Myers, 1989, Ilmu Peluang Dan Statistika Untuk Insinyur Dan Ilmuwan, Edisi Keempat, , Penerbit ITB Bandung. 6. J. Supranto, 2001, Statistik : Teori dan Aplikasi, Jilid 2, Edisi VI, Erlangga, Jakarta. 7. Jay L. Devore, 2000, Probability and Statistic For Engineering and The Sciences, Fifth Edition, Library of Congress Catalog-in-Publication Data,. 8. RK. Sembiring,1995, Analisa Regresi, , Penerbit ITB Bandung. 9. Catapult, 2000 , Microsoft Excel 2000, Step By Step, Microsoft Press, Penerbit PT.Elex Media Komputindo, Edisi Kedua,Jakarta. 10. Dugan, R.C., 1996, Electrical Power System Quality, Mc Graw Hill, London. 11. Kersting, W.H. 2002, Distribution System Modeling and Analysis, CRC Press,. 12. PT. PLN (Persero) Cabang Makassar , Rencana Kerja dan Syarat-Syarat Untuk Pekerjaan : Pembuatan Master Plan Sistem Distribusi 20 kV.
