TUGAS AKHIR
Review Automatic Meter Reading (AMR) dan Penerapannya pada pelanggan di lingkungan PT. PLN (Persero) Wilayah Sumatera Utara Rayon Binjai Timur Diajukan Guna Melengkapi Sebagian Syarat Dalam mencapai gelar Sarjana Strata Satu (S1)
Disusun oleh : Nama NIM Fakultas Jurusan
: Paulus Sriwidjanarko : 41405120137 : Teknik Industri : Teknik Industri
PROGRAM STUDI TEKNIK INDUSTRI FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI UNIVERSITAS MERCU BUANA JAKARTA 2009
LEMBAR PERNYATAAN
Yang bertanda tangan dibawah ini :
Nama
: Paulus Sriwidjanarko
NIM
: 41405120137
Fakultas
: Teknik Industri
Jurusan
: Teknik Industri
Judul Skripsi : Review Automatic Meter Reading (AMR) dan Penerapannya pada pelanggan di lingkungan PT. PLN (Persero) Wilayah Sumatera Utara Rayon Binjai Timur
Dengan ini menyatakan bahwa hasil penulisan Skripsi yang telah saya buat ini merupakan hasil karya sendiri dan benar keasliannya. Apabila ternyata di kemudian hari penulisan Skripsi ini merupakan hasil plagiat atau penjiplakan terhadap karya orang lain, maka saya bersedia mempertanggungjawabkan sekaligus bersedia menerima sanksi berdasarkan aturan tata tertib di Universitas Mercu Buana. Demikian, pernyataan ini saya buat dalam keadaan sadar dan tidak dipaksakan. Penulis,
Paulus Sriwidjanarko
iii
LEMBAR PENGESAHAN
Review Automatic Meter Reading (AMR) dan Penerapannya pada pelanggan di lingkungan PT. PLN (Persero) Wilayah Sumatera Utara Rayon Binjai Timur
dibuat oleh : Nama NIM Jurusan
: Paulus Sriwidjanarko : 41405120137 : Teknik Industri
Pembimbing
Mengetahui Koordinator TA/KA Prodi
( Drs. Bambang Trisno, MSc)
( Ir. Yudhi Gunadi MT. )
ABSTRAKSI
Susut KWh (Loses) menjadikan indikator khusus kinerja pada PT PLN (Persero) Rayon Binjai Timur, mengingat angka prosentase susut KWh yang berkisar 6 hingga 7 % pada tahun 2007 – 2008. Dengan total jumlah konsumen yang dilayani sampai dengan bulan Desember 2008 berjumlah 47.185 konsumen dengan tuntutan yang semakin hari semakin kompleks tentunya diperlukan strategi manajemen, khususnya dalam peningkatan kinerja dan pelayanan di PT PLN (Persero) Rayon Binjai Timur ini. Dengan jumlah pelanggan yang tersebar serta pegawai yang terbatas, untuk memudahkan monitoring dan evaluasi serta pelayanan agar dapat berjalan dengan baik, maka dibutuhkan pemasangan meter energi elektronik (meter transaksi) dan kelengkapannya di pelanggan dengan skala prioritas disesuaikan dengan pelanggan yang mempunyai kontribusi pendapatan besar ke PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur. Kebutuhan paling utama penggunaan Meter elektronik (ME) pada sisi Perusahaan adalah akurasi, kecepatan dan kemudahan dalam pengambilan data. Pada sisi akurasi dapat terpenuhi oleh klas ME yang terpasang, sedangkan untuk kecepatan dan kemudahan diperlukan sistem tersendiri yang sulit untuk dilakukan secara manual oleh manusia. Oleh karena itu dibutuhkan suatu sistem terintegrasi yang dapat memenuhi kebutuhan tersebut yaitu dengan sistem AMR (Automatic Meter Reading). Sebelum mengambil keputusan untuk menerapkan sistem AMR, harus dilakukan pengkajian yang komprehensif minimal mencakup : jenis media komunikasi, software AMR, spesifikasi Meter Elektronik, struktur organisasi dan pegawai yang mengelola, biaya operasional dan sarana/prasarana pendukung yang tersedia, sehingga sasaran yang dikehendaki dengan penerapan AMR tercapai. Kata kunci : AMR, Meter Elektronik
v
Kata Pengantar
Puji syukur penulis panjatkan ke hadirat Tuhan Yang Maha Esa, karena hanya berkat rahmat dan karunia-Nya penulis berhasil menyelesaikan skripsi dengan judul “Review Automatic Meter Reading (AMR) dan Penerapannya pada pelanggan di lingkungan PT. PLN (Persero) Wilayah Sumatera Utara Rayon Binjai Timur”. Skripsi ini diajukan untuk memenuhi salah satu syarat dalam menyelesaikan Program Sarjana (S-1) pada Program Sarjana Fakultas Teknik Industri Universitas Mercu Buana, Jakarta. Pada Kesempatan ini penulis menyampaikan terima kasih setulus-tulusnya atas segala dukungan, bantuan, dan bimbingan dari beberapa pihak selama proses studi dan juga selama proses penyusunan skripsi ini. Penulis mengucapkan terima kasih kepada : 1.
Bapak Ir. Yenon Orsa MT. selaku Direktur Universitas Mercu Buana, yang telah memberikan kesempatan kepada penyusun untuk menuntut ilmu di instansi yang bapak pimpin.
2.
Bapak Drs. Bambang Trisno Muchjidin M.Sc. selaku Dosen Pembimbing atas ketulusan hati dan kesabarannya dalam membimbing penulis dan memberikan masukan dalam menyelesaikan skripsi.
3.
Bapak Indri Artono Selaku General Manager PT PLN (Persero) Pusat Pendidikan dan Pelatihan (periode 2004-2008) dan Bapak Budi Santoso Selaku General Manager PT PLN (Persero) Pusat Pendidikan dan
v
vi
Pelatihan (periode 2008-Sekarang), yang telah memberikan kesempatan penyusun untuk melanjutkan menuntut ilmu serta memberikan dukungan finansial dan moril. 4.
Bapak Wahyudi SN, selaku instruktur senior bidang proteksi dan jaringan pada PT PLN (Persero) Pusat Pendidikan dan Pelatihan yang telah membimbing penulis dan memberikan masukan dalam menyelesaikan skripsi.
5.
Bapak A. Sebayang selaku manager PLN PLN (Persero) Rayon Binjai Timur, yang dengan kebaikannya memberikan penyusun tempat penelitian.
6.
Istriku dan anakku tercinta Nathania, terima kasih atas dukungan, doa, kasih sayang, dan perhatianmu yang telah diberikan padaku.
7.
Ayahku dan Ibuku, Ayah dan Ibu Mertua,
Mas Slamet, kakaku Mbak
Tanti, adikku Aris dan Neni, kakak iparku Ferzi, Adik iparku Roy, Zico dan Ronny, terima kasih atas semua kasih sayang, dorongan, doa dan support-nya. 8.
Seluruh sivitas akademika Universitas Mercu Buana Jakarta yang telah memberikan iklim kondusif dalam menimba ilmu.
9.
Seluruh Staff PLN PLN (Persero) Rayon Binjai Timur, yang telah bersedia memberikan kerjasamanya dalam memberikan informasi dan data-data penelitian.
10.
Seluruh Staf PLN PLN (Persero) Pusat Pendidikan dan Pelatihan yang telah memberikan iklim kondusif dalam menimba ilmu.
vi
vii
11.
Semua Pihak yang telah membantu penulisan skripsi ini, yang tidak dapat penulis sebutkan namanya satu persatu, terima kasih. Penulis menyadari bahwa skripsi ini masih jauh dari sempurna. Oleh sebab
itu, saran dan kritik yang membangun sangat diharapkan untuk perbaikan di masa mendatang. Akhir kata, semoga skripsi ini dapat bermanfaat dan berguna bagi banyak pihak terutama untuk pengembangan ilmu pengetahuan.
Jakarta, Juli 2009
Paulus Sriwidjanarko
vii
Kupersembahkan karya kecil ini kepada: Kedua Orang Tua ku, dan Kedua Mertua ku Doa tulus kepada ananda seperti air dan tak pernah berhenti yang terus mengalir, pengorbanan, motivasi, kesabaran, ketabahan dan tetes air matamu yang terlalu mustahil untuk dinilai. Istriku dan Anakku Tersayang “mama Nathania dan Nathania” Kebersamaan, dukungan, doa, kasih sayang, dan perhatianmu yang telah diberikan pada ku.
Motto : Tidak tahu ……………. Belajarlah Tidak bisa ………….…. Cobalah Tidak Mungkin……….. Bersungguh-sungguhlah
(dikutip dari : “Doa Sang Katak 2” Anthony De Mello)
DAFTAR ISI
Halaman Judul …………………………………………………………………
i
Halaman Pernyataan …………………………………………………………..
ii
Halaman Pengesahan ………………………………………………………….
iii
Abstraksi ………………………………………………………………………
iv
Kata Pengantar ………………………………………………………………..
v
Halaman Persembahan ………………………………………………………..
viii
Daftar Isi ………………………………………………………………………
ix
Daftar Gambar ………………………………………………………………...
xii
Daftar Tabel …………………………………………………………………...
xiv
BAB I
BAB II
PENDAHULUAN 1.1
Latar Belakang Masalah …………………………………..
1
1.2
Pokok Masalah ……………………………………………
2
1.3
Tujuan Penelitian ………………………………………….
3
1.4
Metodologi Penelitian ……………………………………..
3
1.5
Sistematika Penulisan ……………………………………..
3
DASAR TEORI 2.1
Transformator Instrumen ………………………………….
6
2.2
Kwh Meter Induksi ………………………………………..
7
2.1.1
8
Konstruksi dan Cara KerjaKwh Meter Induksi ...
viii
ix 2.1.2
Pembacaan Kwh Meter Induksi ………………..
12
2.3
Voltage Dividers ………………………………………….
13
2.4
Teknik Digital …………………………………………….
14
2.4.1
Gerbang Logika ………………………………...
14
2.4.2
Multiplexer ……………………………………..
15
Daya ………………………………………………………
16
2.5.1
Daya Pada Sistem 1 Phasa ……………………..
16
2.5.2
Daya Pada Sistem 3 Phasa …………………….
16
2.5
BAB III
BAB IV
DATA PENYULANG DAN DATA PELANGGAN 3.1
Data Penyulang ……………………………………………
18
3.2
Analisis data ………………………………………………
22
3.3
Data Pembacaan AMR ……………………………………..
26
ANALISIS AMR 4.1
Proses kerja AMR ………………………………………..
31
4.2
Sinyal Input ………………………………………………
33
4.2.1
Sensor Arus ……………………………………
34
4.2.2
Voltage divider …………………………………
35
4.2.3
Analog to Digital Converter …………………..
36
4.2.4
Perhitungan data ……………………………….
37
4.2.5
Proses komunikasi data ………………………..
43
Istilah umum AMR ………………………………………
44
4.3
Daftar Isi
x
BAB V
PERENCANAAN DAN PENERAPAN AMR 5.1
Perencanaan ………………………………………………..
47
5.1.1
Infrastruktur Telekomunikasi …………………...
48
5.1.2
Jumlah Pelanggan dan klasifikasi ………………
48
5.1.3
Pemilihan Trafo Arus dan Trafo Tegangan ……
49
5.1.3.1
Pemilihan Trafo Arus ………………
49
5.1.3.2
Pemilihan Trafo Tegangan ………….
52
Pemilihan AMR ………………………………...
52
5.1.4.1
Spesifikasi software aplikasi FEP …..
53
5.1.4.2
Spesifikasi software pada database …
57
5.1.4.3
Spesifikasi Hardware pada Meter
5.1.4
Elektronik …………………………… 5.1.4.4
Spesifikasi hardware, Front End Prosessor dan database ……………..
60
SDM dan Organisasi ……………………………
61
5.1.5.1
Pegawai PT. PLN (Persero) …………
61
5.1.5.2
Tenaga Outsourcing …………………
62
5.2
Implementasi AMR ……………………………………….
63
5.3
Operasi dan Pemeliharaan AMR …………………………
65
5.3.1
Parameterisasi Meter Elektronik dan Modem …
65
5.3.2
Pemasangan Meter Elektronik …………………
66
5.3.3
Pendataan / registrasi Meter Elektronik ………..
66
5.1.5
Daftar Isi
60
xi
BAB VI
5.3.4
Pangarsipan Data Pelanggan …………………...
66
5.3.5
Pembacaan Meter Elektronik …………………...
67
5.3.6
Analisis dan Pemanfatan Data Hasil Pengukuran..
68
5.3.7
Penyelesaian Gangguan …………………………
69
5.3.8
Pemeliharaan Software dan Hardware ………….
69
5.3.9
Penyimpanan Data Back Up …………………….
70
5.3.10
Pemanfaatan Data hasil Pengukuran ……………
71
5.3.11
Sistem Pengamanan …………………………….
71
KESIMPULAN DAN SARAN 6.1
Kesimpulan ………………………………………………..
74
6.2
Saran ………………………………………………………
75
DAFTAR PUSTAKA …………………………………………………………
76
Daftar Isi
DAFTAR GAMBAR Gambar 2. 1. Konstruksi Kwh meter…….……………………………………
8
Gambar 2.2. Mekanik meter induksi elektromekanik ……………………….
10
Gambar 2.3. Meter induksi elektromekanik, 100 A 230/400 V …………….
11
Gambar 2.4. Rangkaian sederhanan pembagi tegangan …………………….
13
Gambar 2.5. simbol dan relasi tabel kebenaran ……………………………..
14
Gambar 2.6. simbol multiplexer dan tabel kebenaran ………………………
15
Gambar 2.7. multiplexer yang tersusun dari gerbang logika ……………….
15
Gambar 4.1.
Blok diagram Meter eletronik dan sambungan ke jaringan Listrik ………………………………………………………….
31
Gambar 4.2. Skematik diagram KWH Meter Elektronik ………………….
32
Gambar 4.3. Ringkasan Prinsip kerja ……………………………………….
32
Gambar 4.4. Konfigurasi Input tegangan Analog internal …………………
33
Gambar 4.5. Konfigurasi Input arus Analog internal ………………………
33
Gambar 4.6 . Konfigurasi sensor arus ………………………………………
34
Gambar 4.7 Konfigurasi pembagi tegangan (voltage divider) …………….
35
Gambar 4.8. Pengolah data analog menjadi digital ………………………..
37
Gambar 4.9. Flow Pemroses sinyal ……………………………………….
38
Gambar 4.10. Pemroses sinyal ………………………………………………
39
Gambar 4.11. Perhitungan daya nyata dari P dan Q ……………………….
40
Gambar 4.12. Kuadran energi ……………………..……………………….
40
Gambar 4.13. Perhitungan daya nyata dari harga efektif U dan I ………….
41
xii
xiii Gambar 4.14. Pengukuran Power Faktor …………………………………..
42
Gambar 4.15. Blok diagram AMR sistem ....................................................
43
Gambar 5.1. Tampilan menu DLPD ………………………………………..
59
Gambar 5.2. Hasil DLPD Reactive Energy Undetected……………………
59
Gambar 5.3. Hasil DLPD Unbalance Current……………………………….
60
DAFTAR TABEL
Tabel 3.1
Panjang Jaringan Distribusi …………………………………..
18
Tabel 3.2
Jumlah Tiang pada sub unit pelayanan ……………………….
18
Tabel 3.3
Trafo terhadap Sub Area Pelayanan ………………………….
19
Tabel 3.4
Jumlah trafo Terhadap penyulang ……………………………
19
Tabel 3.5
Jumlah trafo Terhadap penyulang ……………………………
20
Tabel 3.6
Jumlah Pelangan perPenyulang ………………………………
20
Tabel 3.7
Implementasi AMR ………………………………………….
21
Tabel 3.8
Spesifikasi CT dan kelas ketelitian …………………………..
21
Tabel 3.9
Spesifikasi CT dan kelas ketelitian tipe S ……………………
21
Tabel 3.10
Kelas Ketelitian meter ……………………………………….
21
Tabel 3.11
Data pelanggan PLN (Persero) Rayon binjai timur (sampling)
22
Tabel 3.12
Perhitungan jika klas akurasi 0,2 S dan rasio CT 100/5 ……..
23
Tabel 3.13
Perhitungan jika klas akurasi 0,5 dan rasio CT 100/5 ……….
24
Tabel 3.14
Perhitungan jika klas akurasi 0,5 dan rasio CT 200/5 ……….
24
Tabel 3.15
Data pelanggan daya sama beda CT ………………………….
25
Tabel 3.16
Perhitungan jika klas akurasi 0,2 S Pada pelanggan …………
25
Tabel 3.17
Perhitungan jika klas akurasi 0,5 S Pada pelanggan …………
26
xiv
xv
Tabel 3.18
Tarif Dasar Listrik tahun 2003 Golongan Tarif Industri …….
27
Tabel 3.19
Pembacaan stand Meter ………………………………………
28
Tabel 5.1
Target penerapan AMR ………………………………………
48
Tabel 5.2
Load profile beberapa AMR ………………………………….
54
Tabel 5.3
Kemapuan ME membaca stand meter ………………………..
55
Tabel 5.4
Contoh pembacaan stand meter ………………………………
56
Tabel 5.5
Paramenter even log pada beberapa Meter Elektronik ………..
57
Tabel 5.6
Level Sekurity untuk meter elektronik ......................................
73
xvi
BAB I PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang Masalah Salah satu indikator keberhasilan kinerja di PT. PLN (persero) adalah
berdasarkan besaran nilai prosentase susut kWh (losses wilayah pelayanan). Berdasarkan data di PT PLN Rayon Binjai Timur diketahui angka prosentase susut kWh pada tahun 2007 – 2007 mencapai kisaran 6 – 7 % dengan total jumlah konsumen yang dilayani sampai dengan bulan Desember 2008 adalah berjumlah 47.185 konsumen. Hal ini tentunya memerlukan penanganan strategi manajemen khusus dalam melayani tuntutan kebutuhan konsumen tersebut , sebab kondisi ini akan mempengaruhi tingkat kompleksitas keberhasilan kinerja pelayanan PT PLN di wilayah rayon Binjai Timur. Area pelayanan PLN Binjai Timur melayani konsumen di Kabupaten Binjai Timur, Kotamadya Binjai, Propinsi Sumatera Utara. Konsumen PLN Binjai Timur terbagi menjadi 5 (lima) golongan tarif, yaitu Golongan tarif Sosial 461 pelanggan (0.98%), Golongan tarif Rumah tangga 45.328 pelanggan (96,06%), golongan tarif bisnis 1.054 pelanggan (2,23%), golongan tarif industri 313 pelanggan (0,66%) dan golongan tarif pemerintah 29 pelanggan (0,06%). Dengan jumlah pelanggan yang tersebar dituntut kemampuan perusahaan dalam menangani setiap gangguan yang terjadi dengan cepat dan akurat teratasi
1
2
dan pembacaan stand meter berlangsung dengan akurat sehingga kondisi susut kWh pun dapat dikurangi. Dengan jumlah pelanggan yang tersebar serta jumlah pegawai di PT PLN Wilayah rayon Binjai Timur yang terbatas, dibutuhkan satu perangkat system yang mampu membantu kemudahan dalam monitoring dan evaluasi semua pelayanan dengan baik, salah satu alternatifnya adalah adanya pemasangan meter energi elektronik (meter transaksi) pada pelanggan yang dapat memberikan kontribusi pendapatan besar ke PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur. Kebutuhan paling utama penggunaan Meter elektronik (ME) disini pada sisi Perusahaan adalah akurasi, kecepatan dan kemudahan dalam pengambilan data. Pada sisi akurasi dapat terpenuhi oleh klas ME yang terpasang, sedangkan untuk kecepatan dan kemudahan diperlukan sistem tersendiri yang sulit untuk dilakukan secara manual oleh manusia. Oleh karena itu dibutuhkan suatu sistem yang terintegrasi yaitu dengan menggunakan sistem AMR (Automatic Meter Reading). Dengan adanya pembacaan meter yang akurat, tingkat kepuasan pelanggan akan menjadi meningkat dan tuntutan kemudahan dalam pengambilan data akan dapat terpenuhi. 1.2.
Pokok Masalah
Permasalahan yang akan dibahas pada tugas akhir ini adalah proses kerja dan proses pengukuran energi listrik pada KWH meter Elektronik.
3
1.4.
Tujuan Penelitian
Mempelajari dan memahami penggunaan AMR pada pelanggan industri di lingkungan PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur. 1.5.
Metodologi Penelitian
1. Studi Pustaka Dalam penulisan tugas akhir ini perlu diketahui teori yang digunakan sebagai dasar untuk mengolah data yang ada. Studi literatur meliputi : •
Studi penggunaan AMR
•
Tahapan penerapan AMR
•
Proses Operasi AMR
2. Pengumpulan data Data-data yang diperlukan antara lain : •
Data pengusahaan PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur
•
Data CT dan PT yang dipakai oleh AMR
•
Data Penggunaan AMR
3. Analisa data Metode berikut adalah menganalisis data-data yang telah dikumpulkan dalam menerapkan atau menggunakan AMR untuk tegangan menengah. 4. Kesimpulan Dari hasil analisis data dapat disimpulkan apakah penerapan AMR dapat meningkatkan keakuratan dan efisiensi dalam pembacaan meter. 1.6. Bab I
Sistematika Penulisan. Pendahuluan
4
Pada Bab Pendahuluan ini terdiri dari beberapa sub pokok bab yang meliputi antara lain :latar belakang masalah, rumusan masalah, batasan masalah, tujuan penelitian, metode penelitian dan sistematika penulisan Bab II
Teori Pendukung
Pada Bab ini terdiri dari beberapa sub pokok bab yang meliputi antara lain : •
Transformer (CT dan PT)
•
Watt Meter Induksi
•
Teori pendukung (teknik digital)
Bab III
Data penyulang
Pada bab ini menampilkan data-data pengusahaan PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur Bab IV
Proses kerja AMR
Pada Bab ini Proses kerja AMR dalam mengolah transaksi enegi listrik pelanggan. Bab V
Perencanaan dan penerapan AMR
Pada Bab ini membahas tahapan yang dilalui dalam perencanaan dan penerapan AMR yang meliputi : • Tahapan perencanaan, tahapan ini meliputi : o Perencanaan infrastruktur o Perencanaan pemilihan transformer (arus dan tegangan) o Pemilihan spesifikasi Meter elektronik yang tepat. o Perencanaan SDM dan struktur organisasi. • Tahapan Implementasi
5 • Tahapan Operasi dan Pemeliharaan Bab VI
Penutup
Dari hasil analisis data dapat disimpulkan apakah penerapan KWH eletronik dapat meningkatkan keakuratan dan efisiensi dalam membaca data.
BAB II DASAR TEORI 2.1.
Transformator Instrumen Meter Transaksi Tenaga Listrik adalah peralatan ukur untuk transaksi jual
beli energi listrik, dari pemasok tenaga listrik ke pemakai tenaga listrik. Yang pemasangannya dapat di Pusat listrik, di Gardu induk atau di tempat pelanggan. Tetapi Meter Transaksi Tenaga Listrik yang dipergunakan mempunyai batasan arus dan tegangan, bila penyambungannya ke sistem dengan tegangan ≥ 20.000 volt dengan arus besar, Meter Transaksi Tenaga Listrik tidak dapat merekam arus yang terpakai, untuk itu dibutuhkan trafo arus dan trafo tegangan sebagai penurun arus dan tegangan. Kita tahu bersama, bahwa pemakaian trafo arus dan tegangan terdapat kerugian yang disebabkan pemilihan peralatan transformator instrumen yang tidak sesuai dengan arus atau tegangan yang masuk, sehingga terdapat kerugian yang tidak diinginkan, yang berakibat pada pengukuran arus disisi primer dengan sisi sekunder tidak sesuai dengan yang diinginkan. Transformator instrumen adalah trafo yang mana dipergunakan bersama dengan peralatan lain seperti: relai proteksi, alat ukur atau rangkaian kontrol. yang termasuk trafo instrumen adalah current transformers dan potensial transformers. Kegunaan trafo instrumen antara lain: a. Mengisolasi rangkaian meter dari sisi primer yang dipasok dengan tegangan tinggi dan arus besar.
6
7 b. Menyediakan kemungkinan standar arus atau tegangan yang dipergunakan untuk pengukuran atau proteksi. Perbandingan antara belitan primer dan sekunder pada trafo arus dapat dijelaskan menurut persamaan: (2.1)
Persamaan diatas adalah untuk trafo arus ideal dimana tegangan sekunder = nol dan arus magnetizing diabaikan. Potensial transformers Perbandingan antara belitan primer dan belitan sekun-der tanpa beban adalah (2.2)
Persamaan diatas adalah untuk trafo tegangan (potensial transformers) ideal tanpa beban, arus beban = nol dan arus magnetizing diabaikan. 2.2.
Kwh Meter Induksi Kwh meter merupakan alat ukur untuk mengukur energi listrik yang
bekerja atas dasar perkalian antara daya dengan waktu. Pada prinsipnya, Kwh adalah sebuah motor kecil yang mempunyai kecepatan sebanding dengan daya
8 yang melaluinya. Total putaran dalam suatu waktu sebanding dengan total energi, atau watt-jam, yang dikonsumsi selama waktu tersebut. 2.2.1. Konstruksi dan Cara Kerja Kwh Meter Induksi Elemen alat ukur Kwh satu fasa ditunjukkan pada gambar 2.1 dalam bentuk skema. Kumparan arus dihubungkan seri dengan jala-jala, dan kumparan tegangan dihubungkan paralel. Kedua kumparan yang dililitkan pada sebuah kerangka logam dengan desain khusus melengkapi dua rangkaian magnet. Sebuah piringan aluminium ringan digantung di dalam senjang udara medan kumparan arus yang menyebabkan arus pusar mengalir di dalam piringan. Reaksi arus pusar dan medan kumparan tegangan membangkitkan sebuah torsi (aksi motor) terhadap piringan dan menyebabkannya berputar.
Gambar 2. 1. Konstruksi Kwh meter Torsi yang dibangkitkan sebanding dengan kuat medan kumparan tegangan dan arus pusar di dalam piringan yang berturut-turut adalah fungsi kuat medan kumparan arus. Berarti jumlah putaran piringan sebanding dengan energi
9 yang telah dipakai oleh beban dalam selang waktu tertentu, dan diukur dalam kilowatt-jam (kWh, kilowatt jam). Poros yang menopang piringan aluminium dihubungkan melalui susunan roda gigi ke mekanisme jam dipanel alat ukur, melengkapi suatu pembacaan kWh yang terkalibrasi dalam desimal. Redaman piringan diberikan oleh dua magnet permanen kecil yang ditempatkan saling berhadapan pada sisi piringan. Bila piringan berputar, magnet-magnet permanen mengindusir arus pusar di dalamnya. Arus-arus pusar ini bereaksi dengan medan magnet dari magnet-magnet permanen kecil dan meredam gerakan piringan. Kalibrasi alat ukur Kwh dilakukan pada kondisi beban penuh yang diijinkan dan pada kondisi 10% dari beban yang diijinkan. Pada beban penuh, kalibrasi terdiri dari pengaturan posisi magnet-magnet permanen kecil agar alat ukur membaca dengan tepat. Pada beban-beban yang sangat ringan, komponen tegangan dari medan menghasilkan suatu torsi yang tidak berbanding langsung dengan beban. Kompensasi kesalahan diperoleh dengan menyisipkan sebuah kumparan pelindung atau pelat diatas sebagian kumparan tegangan dengan membuat alat ukur bekerja pada 10% beban yang diijinkan. Kalibrasi alat ukur pada kedua posisi ini biasanya menghasilkan pembacaan yang memuaskan untuk semua beban-beban lainnya. Sebuah alat ukur Kwh satu fasa ditunjukkan pada gambar 2.2.
10
Gambar 2.2. Mekanik meter induksi elektromekanik Keterangan : 1.
Kumparan tegangan, yang dihubungkan paralel dengan beban
2.
Kumparan arus, dihubungkan seri dengan beban
3.
Stator
4.
Piringan Aluminium Rotor
5.
rotor brake magnets
6.
spindle dengan worm gear
7.
Display dial : 1/10, 10 dan 1000 , 1, 100 dan 10000.dials berputar searah jarum jam
Meter induksi elektromekanik beroperasi dengan menghitung putaran dari cakram aluminium yang dibuat berputar dengan kecepatan proporsional dengan power yang digunakan. Alat ini mengkonsumsi power yang kecil sekitar 2 watts. Cakram metalik bekerja dengan dua kumparan. Kumparan satu disambungkan
11 dengan sebuah benda yang menghasilkan flux magnetik yang proporsional dengan tegangan dan kumparan kedua disambungkan dengan benda yang menghasilkan flux magnetik yang proporsional dengan arus. Keadaan ini menghasilkan eddy currents di cakram dan efeknya adalah gaya yang digunakan dalam cakram proporsional dengan hasil arus dan tegangan. Magnet permanen menggunakan gaya berlawanan yang proporsional dengan kecepatan rotasi cakram, hal ini menyebabkan sebuah pengereman yang menyebabkan cakram berhenti berputar. Tipe meter yg didiskripsikan di atas digunakan pada AC fasa tunggal. Perbedaan konfigurasi antara fasa tunggal dan tiga fasa adalah terletak adanya tambahan kumparan tegangan dan arus.
Gambar 2.3. Meter induksi elektromekanik, 100 A 230/400 V. Cakram baling-baling aluminium horisontal merupakan pusat meter
12 Pengukuran energi dalam sistem tiga fasa dilakukan oleh alat ukur Kwh fasa banyak. Kumparan arus dan kumparan tegangan dihubungkan dengan cara yang sama seperti wattmeter tiga fasa. Masing-masing fasa alat ukur Kwh mempunyai rangkaian maghnetik dan piringan tersendiri, tetapi semua piringan dijumlahkan secara mekanis dan putaran total permenit dari poros sebanding dengan energi total tiga fasa yang dipakai. 2.2.2. Pembacaan Kwh Meter Induksi Cakram aluminium dilengkapi dengan sebuah spindle yang mempunyai worm-gear untuk menggerakkan register. Register seri dengan dial yang berfungsi untuk merekam jumlah energiyang digunakan. Dial termasuk tipe cyclometer, yaitu sebuah display seperti odometer yang menampilkan setiap dial digit tunggal lewat jendela pada permukaan meter, atau tipe Pointer dimana sebuah pointer menunjukkan setiap digit. Pointer biasanya berputar dalam arah berlawanan dengan mekanik ulir. Jumlah energi yang dipergunakan ditunjukkan oleh putaran cakram, dinotasikan dengan simbol KWh yang diberikan dalam unit watt jam per putaran. Dengan mengetahui nilai KWh, seorang pelanggan dapat menentukan konsumsi daya yang dipergunakan dengan cara menghitung putaran cakram dengan stopwatch. Jika waktu yang dibutuhkan cakram dalam detik untuk menyelesaikan satu putaran adalah t, dan daya dalam watt adalah P=3600xKWh/t.
13 Contoh, jika KWh=7.2 dan satu putaran membutuhkan waktu 14.4 detik, maka dayanya adalah 1800 watts. Metode ini dapat digunakan untuk menentukan konsumsi daya dari peralatan rumah tangga. Sebagian besar meter listrik domestik masih dicatat secara manual, dengan cara petugas dari perusahaan listrik atau oleh pelanggan. Seorang petugas perusahaan listrik biasanya mengunjungi pelanggan setiap bulan dengan tanggal periode pembacaan yang relatif tetap. 2.3. Voltage Dividers Pada banyak jaringan diperlukan tegangan tertentu, tapi kadang tidak dapat disediakan oleh sumber tegangan. Dari pada kita menyiapkan banyak sumber tegangan,
kita dapat memperolehnya cara lain untuk mendapatkan
tegangan yang berbeda dari tegangan sumber. Pada banyak kasus tegangan yang diperlukan dari rangkaian lebih kecil dari tegangan sumber, maka kita dapat mengunakan resistor untuk menurunkan tegangan dari sumber tegangan sesuai dengan tegangan yang diperlukan oleh suatu rangkaian.
Gambar 2.4. Rangkaian sederhanan pembagi tegangan
14 Pada gambar 2.4. , kita dapat menghitung tegangan Vout dengan cara :
(2.3)
2.4. Teknik Digital 2.4.1. Gerbang Logika Gebang logika adalah dasar untuk membangun rangkaian digital. Sebagai fungsi menerima atau menolak aliran informasi yang masuk atau keluar sistem. Gerbang menerapkan operasi logis secara elektronis sederhana dengan menggunakan boolean variabel (arjabar boolean). Variabel hanya mempunyai 2 status , logika 0 atau logika 1 (0/1 , low/high , false/true). Berikut adalah simbol umum elektronik yang ditunjukkan dalam simbol logika dan relasi dari tabel kebenaran.
Gambar 2.5. simbol dan relasi tabel kebenaran
15 2.4.2. Multiplexer Multiplexer adalah rangkaian kontrol saklar yang berputar, salah satu input akan dipilih sebagai output . Multiplexer merupakan kombinasi beberapa gerbang logika kedalam 1 rangkaian, dari beberapa input menjadi 1 output (gambar 2.7). Pemilihan berdasarkan dari digit yang spesifik untuk membedapan pemilihan input, seperti terlihat pada gambar 2.6.
Gambar 2.6. simbol Multiplexer dan tabel kebenaran
Gambar 2.7. Multiplexer yang tersusun dari gerbang logika
16 2.5. Daya1 2.5.1. Daya Pada Sistem 1 Phasa Daya listrik pada suatu elemen adalah hasil kali tegangan dan arus yang mengalir pada elemen tersebut.
P
= |V| |I| cos ?
(2.4)
Q
= |V| |I| sin ?
(2.5)
(2.6)
(2.7)
2.5.2. Daya Pada Sistem 3 Phasa P3f = 3 x Ptf
(2.8)
P3f = 3 Vp Ip cos ? = √3 VL IL cos φ
(2.9)
Q3f = 3 Vp Ip sin ? = √3 VL IL sin φ
(2.10)
|S| = √(P2 + Q2) = √3 VL IL
(2.11)
Dimana : P
1
p.65
= Daya aktif
(Watt)
Weedy, B, M, Electric Power Systems. Great Britain : John Wiley & Sons Ltd, 1979,
17 Q
= Daya semu/reaktif
(Var)
S
= Daya listrik
(VA)
|V|
= Harga tegangan efektif
(Volt)
|I|
= Harga arus efektif
(A)
BAB III Data Penyulang dan Data Pelanggan 3.1.
Data Penyulang PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur secara umum terbagi menjadi 4
sub unit pelayanan yaitu : 1. Kantor Ranting Binjai Timur 2. Kantor Jaga Medan Krio 3. Kantor Jaga Silebo-lebo 4. Kantor Jaga Telaga Sari Tabel 3.1 Panjang Jaringan Distribusi SUB UNIT PELAYANAN RAYON BINJAI TIMUR K.J. MEDAN KRIO K.J. SILEBO-LEBO K.J. TELAGA SARI TOTAL
SALURAN DISTRIBUSI (Kilo Meter) TEGANGAN MENENGAH TEGANGAN RENDAH SUTM 20 KV SKTM 20 KV SUTR 380 V SKTR 380 V 129.306 9.287 174.771 20.783 42.556 34.488 69.658 29.220 39.808 213.797 9.287 326.793 -
Tabel 3.2. Jumlah Tiang pada sub unit pelayanan SUB UNIT PELAYANAN
Jumlah Tiang SUTM (Batang) Kayu
Beton
Total
254
73
1.912
2.239
K.J. MEDAN KRIO
98
-
359
K.J. SILEBO-LEBO
49
-
K.J. TELAGA SARI
130 531
RAYON BINJAI TIMUR
TOTAL
Besi
Jumlah Tiang SUTR (Batang) Kayu
Beton
Total
436
384
819
1.639
457
86
64
453
603
507
556
38
10
736
784
-
515
645
115
94
432
641
73
3.293
3.897
675
552
2.440
3.667
18
Besi
19
Tabel 3.3. Trafo terhadap Sub Area Pelayanan SUB UNIT PELAYANAN
1 Phasa Teg Daya 11,5 Kv (Kva)
Trafo Tegangan Menengah 3 Phasa TOTAL Teg Daya Daya 20 Kv (Kva) Trafo (Kva)
RAYON BINJAI TIMUR
6
290
215
30.585
221
30.875
K.J. MEDAN KRIO
1
25
36
3.700
37
3.725
K.J. SILEBO-LEBO
-
-
32
2.235
32
2.235
K.J. TELAGA SARI
-
-
27
1.885
27
1.885
TOTAL
7
315
310
38.405
317
38.720
Berikut data penyulang (31 Desember 2008) yang terdapat dalam area pengusahaan PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur : Tabel 3.4 Jumlah trafo Terhadap penyulang Nama Penyulang Nama lama PL 1 PL 2 PL 3 PG 1 PG 4 PG 6
PG 7 PG.8 PA 4
Nama Baru TIRAM BULUS PENYU UDANG KETAM PARI SM.01 (P.BESAR) SM.02 (JL.BINJAI) SM.03 (BT.TERANG) SM.04 (JL.MEDAN) RAJUNGAN SOTONG SIPUT
Jumlah Trafo ( Bh/Kva) 1 Phasa Trafo 3 Phasa Bh
Kva 1
25
1 3 -
25 65 -
1
25
1 7
Bh
Kva
Total Trafo 1 & 3 Phs Bh
Kva
15
15 13 47 23 37 10 38 21 85 1 20
1.950 1.655 7.185 2.720 4.720 995 5.700 3.065 6.410 50 3.375
15 14 47 24 40 10 38 21 86 1 21
1.950 1.680 7.185 2.745 4.785 995 5.700 3.065 6.435 50 3.390
155
310
37.825
317
37.980
20
Tabel 3.5. Jumlah trafo Terhadap penyulang Nama Penyulang Baru Lama PL 1 PL 2 PL 3 PG 1 PG 4 PG 6
PG 7 PG.8 PA 4
TIRAM BULUS PENYU UDANG KETAM PARI SM.01 (P.BESAR) SM.02 (JL.BINJAI) SM.03 (BT.TERANG) SM.04 (JL.MEDAN) RAJUNGAN SOTONG SIPUT
Panjang Penyulang Main 9.215 6.824 15.895 9.250 18.870 6.140 12.038 8.796 3.798 74 56.375 2.467 16.298 166.040
Lateral 1.835 4.450 4.145 3.655 5.845 5.658 2.788 1.024
Total
Hutr (kms)
14.056 4.301
11.050 11.274 20.040 12.905 24.715 6.140 17.696 11.584 4.822 74 70.431 2.467 20.599
140.793 8.300
47.757
213.797
326.793
Tabel 3.6. Jumlah Pelangan perPenyulang Nama Penyulang Baru Lama PL 1 TIRAM PL 2 BULUS PL 3 PENYU PG 1 UDANG PG 4 KETAM PG 6 PARI SM.01 ( P.BESAR ) SM.02 ( JL.BINJAI ) SM.03 ( BT.TERANG ) SM.04 ( JL.MEDAN ) PG 7 RAJUNGAN PG.8 SOTONG PA 4 SIPUT
1 Phasa 4.765 4.915 7.323 5.415 6.592 1.393 2.585 1.845 10.223 4 1.828 46.888
Jumlah Pelanggan TOTAL 3 Phasa 25 4.790 25 4.940 50 7.373 23 5.438 39 6.631 10 1.403 25 2.610 15 1.860 52 10.275 4 8 29 1.857 297 47.185
12.202 22.655 36.219 13.699 25.945 28.061 26.337 12.582
21
Tabel 3.7. Implementasi AMR Tegangan
Jumlah Pelanggan
Daya
TM TM TM TR
1 MVA > plg ≥ 500 KVA 500 KVA > plg ≥ 240 KVA 240 KVA > plg ≥ 105 KVA 105 KVA > plg ≥ 53 KVA
35 47 88 37
Total
207
Implementasi AMR Tahun 2006 Tahun 2007 Tahun 2007 Tahun 2008
Tabel 3.8. Spesifikasi CT dan kelas ketelitian Sumber : Standar IEC-99044-1 Kelas ketelitian
0,1 0,2 0,5 1
+/- % kesalahan ratio arus pada % dari arus pengenal 5 0,4 0,75 1,5 3
20 0,2 0,35 0,75 1,5
100 0,1 0,2 0,5 1
120 0,1 0,2 0,5 1
+/- % pergeseran fase pada % dari arus pengenal , menit (centiradians) 5 20 100 120 15 8 5 5 30 15 10 10 90 45 30 30 180 90 60 60
Tabel 3.9. Spesifikasi CT dan kelas ketelitian tipe S Sumber : Standar IEC-99044-1 Kelas ketelitian
+/- % kesalahan ratio arus pada % dari arus pengenal
1 5 20 0,2S 0,75 0,35 0,2 0,5S 1,5 0,75 0,5 Berdasarkan datasheet meter,
+/- % pergeseran fase pada % dari arus pengenal , menit (centiradians) 100 120 1 5 20 100 120 0,2 0,2 30 15 10 10 10 0,5 0,5 90 45 30 30 30 kelas ketelitian meter yang digunakan pada PT.
PLN (Persero) Rayon binjai timur adalah: Tabel 3.10. Kelas Ketelitian meter Jenis Meter Actaris SL 7000 EDMI MK6 EDMI MK10
Kelas ketelitian 0,2 S 0,5 S 1
22
Tabel 3. 11. Data pelanggan PLN (Persero) Rayon binjai timur (sampling) RATIO CT/PT ID PELANGGAN
No.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
ID 122020146628 ID 122020057502 ID 122020117103 ID 122020315159 ID 122020004847 ID 122020409502 ID 122020006815 ID 122020090511 ID 122020155291 ID 122020427868 ID 122020437851 ID 122020105104 ID 122020121513 ID 122020017259 ID 122020027409 ID 122020048639 ID 122020355151 ID 122020009697 ID 122020046027 ID 122020083810 ID 122020325517 ID 122020332427 ID 122020344827 ID 122020347645 ID 122020270139
3.2.
TRF
I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I3 I2
DAYA (VA)
Meter Type
3.465.000 2.180.000 2.180.000 1.385.000 1.110.000 1.110.000 865.000 865.000 865.000 865.000 865.000 690.000 690.000 555.000 555.000 420.000 420.000 345.000 345.000 345.000 240.000 240.000 240.000 240.000 53.000
mk6-Genius mk6-Genius mk6-Genius SL7000 mk6-Genius mk6-Genius mk6-Genius SL7000 SL7000 SL7000 mk6-Genius SL7000 mk6-Genius SL7000 mk6-Genius mk6-Genius SL7000 SL7000 SL7000 mk6-Genius SL7000 SL7000 SL7000 SL7000 SL7000
Meter CT
Meter PT
100/5 75/5 80/5 50/5 40/5 30/5 25/5 25/5 40/5 40/5 30/5 20/5 20/5 20/5 20/5 15/5 20/5 10/5 10/5 10/5 15/5 10/5 10/5 10/5 100/5
20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 20000/100 1/1
FAKTOR X
Rasio CT Perhitungan I=P/√3.V
4000 3000 3200 2000 1600 1200 1000 1000 1600 1600 1200 800 800 800 800 600 800 400 400 400 600 400 400 400 20
Analisa data CT Pelanggan nomer urut 1 dengan ID pelanggan adalah 122020146628, data
pada tabel 3.11 : Daya
: 3.465 KVA
Tegangan (TM )
:20 KV
CT pada meter
: 100/5
Faktor kali
: 4000
Merk AMR
: Edmi MK6 Genius
100,03 62,93 62,93 39,98 32,04 32,04 24,97 24,97 24,97 24,97 24,97 19,92 19,92 16,02 16,02 12,12 12,12 9,96 9,96 9,96 6,93 6,93 6,93 6,93 80,53
23
Stand meter bln 12
: 7952
Stand meter bln 11
: 7852
Pemakaian kwh : (Stand bln 12-stand bln 11) x faktor kali = 400.000 Maka secara perhitungan : Tabel 3.12. Perhitungan jika klas akurasi 0,2 S dan rasio CT 100/5 Parameter DAYA Tegangan Arus Ratio CT pemakaian Kerugian CT Is Arus sebenarnya Selisih arus di transf ke Primer Beban perhari Cos Φ
Nilai 3.465 20 100 100/5 70 (0,002) 3,49 3,50 0,007 0,14 24 0,86
Keterangan kVA kV Amp
Amp Amp Amp Amp jam
Pebandingan CT teori dgn kondisi sebenarnya Spesifikasi klas CT (tabel 3.8) (Persen pemakaian x akurasi)/rasio CT Persen pemakaian x rasio CT selisi arus pemakaian dgn sebenarnya selisi arus x rasio CT
(3x akurasi CT )x tegangan x ditransfer ke primer x beban perhari x cos phi x 30 hari
Kerugian energi
(3x0,5 )x 20.000 x 0,007 x24 jam x 0,86 x 30 hari = Jika rupiah per KWH 550
3.004 KWH / Bulan 1.652.057 rupiah
Tabel 3.13. Perhitungan jika klas akurasi 0,5 dan rasio CT 100/5 Parameter DAYA Tegangan Arus Ratio CT pemakaian Kerugian CT Is Arus sebenarnya Selisih arus di transf ke Primer Beban perhari
Nilai 3.465 20 100 20 70 (0,007) 3,48 3,50 0,025 0,49 24
Keterangan kVA kV Amp % Amp Amp Amp Amp jam
Pebandingan CT teori dgn kondisi sebenarnya Spesifikasi klas CT (tabel 3.8) (Persen pemakaian x akurasi)/rasio CT Persen pemakaian x rasio CT selisi arus pemakaian dgn sebenarnya selisi arus x rasio CT
24
Cos Φ
0,86 (3x akurasi CT )x tegangan x ditransfer ke primer x beban perhari x cos phi x 30 hari
Kerugian energi
(3x0,7 )x 20.000 x 0,49 x24 jam x 0,86 x 30 hari =
10.498 KWH / Bulan
Jika per KWH = Rp 550
5.773.938 Rupiah
Tabel 3.14. Perhitungan jika klas akurasi 0,5 dan rasio CT 200/5 Parameter DAYA Tegangan Arus Ratio CT pemakaian Kerugian CT Is Arus sebenarnya Selisih arus di transf ke Primer Beban perhari Cos Φ
Nilai 3.465 20 100 20 35 (0,00734) 1,74 1,75 0,013 0,51 24 0,86
Keterangan kVA kV Amp % Amp Amp Amp Amp jam
Pebandingan arus dan rasio CT Spesifikasi klas CT (tabel 3.8) (Persen pemakaian x akurasi)/rasio CT Persen pemakaian x rasio CT selisi arus pemakaian dgn sebenarnya selisi arus x rasio CT
(3x akurasi CT )x tegangan x ditransfer ke primer x beban perhari x cos phi x 30 hari
Kerugian energi
(3x0,7 )x 20.000 x 0,49 x24 jam x 0,86 x 30 hari = Jika per KWH = Rp 550
11.024 KWH / Bulan 6.063.048 Rupiah
Pada tabel 3.12 dan 3.13 dapat disimpulkan bahwa dengan rasio akurasi CT yang berbeda menyebabkan kerugian KWH yang cukup besar. Demikian juga jika CT yang dipilih tidak sesuai dengan rasio secara perhitungan.
25
Pelanggan dengan nomer urut 2 (ID pelanggan : 122020057502) dan nomer urut 3 (ID Pelanggan : 122020117103) pada tabel 3.11, Daya pelanggan sama, tetapi pemilihan CT berbeda. Tabel 3.15 Data pelanggan daya sama beda CT Parameter
Pelanggan 1
Pelanggan 2
(ID : 122020057502)
(ID : 122020117103)
Daya
2.180 KVA
2.180 KVA
Tegangan (TM)
20 KV
20 KV
CT pada meter
75/5
80/5
PT pada meter
20.000/100
20.000/100
Faktor Kali
3000
3200
Merk AMR
Edmi MK6 Genius
Edmi MK6 Genius
500.000
500.000
Pemakaian KWH Bobot pemakaian sebulan
Maka secara perhitungan : Tabel 3.16. Perhitungan jika klas akurasi 0,2 S Pada pelanggan (ID : 122020057502) dan pelanggan 2 (ID : 122020117103) Parameter DAYA Tegangan Arus Ratio CT pemakaian Kerugian CT Is Arus sebenarnya Selisih arus di transf ke Primer Beban perhari Cos Φ Kerugian energi Kerugian Rupiah (1 KWH=Rp.550)
Pelanggan 1 2.180 20 37 75/5 13,67 (0,220) 0,909 0,911 0,002 0,03007764 24 0,86 645
Pelanggan 2 2.180 20 37 80/5 13,67 (0,230) 0,8525 0,8545 0,002 0,03144481 24 0,86 674
Satuan kVA kV Amp
354.750
370.700
Rupiah
Amp Amp Amp Amp jam KWH
26
Tabel 3.17. Perhitungan jika klas akurasi 0,5 S Pada pelanggan (ID : 122020057502) dan pelanggan 2 (ID : 122020117103) Parameter DAYA Tegangan Arus Ratio CT pemakaian Kerugian CT Is Arus sebenarnya Selisih arus di transf ke Primer Beban perhari Cos Φ Kerugian energi
Pelanggan 1 2.180 20 37 75/5 13,67 (0,850) 0,904 0,911 0,00775 0,11620906 24 0,86 2.493
Pelanggan 2 2.180 20 37 75/5 13,67 (0,900) 0,847 0,854 0,00769 0,12304489 24 0,86 2.639
Satuan kVA kV Amp
1.371.150
1.451.450
Rupiah
Kerugian Rupiah (1 KWH=Rp.550)
Amp Amp Amp Amp jam KWH
Pada tabel 3.16. Jika kita menggunakan CT dengan klas akurasi 0,2S maka selisih pelanggan 1 dan pelanggan 2 adalah 674 - 645 = 29 KWh atau dalam 15.950 Rupiah. Pada tabel 3.17. Jika kita menggunakan CT dengan klas akurasi 0,5S maka selisih pelanggan 1 dan pelanggan 2 adalah 2.639 – 2.293 = 146 KWh atau dalam 80.300 Rupiah. Dengan pemilihan CT yang tidak sesuai dengan rasio secara perhitungan, menyebabkan kerugian pada PLN apalagi klas CT yang akurasikan rendah menyebabkan kerugian yang lebih besar. 3.3. Data Pembacaan AMR Data Pembacaan Harian dari AMR, juga data pembacaan stand meter untuk proses perhitungan tagihan rekening listrik. Berikut perhitungan
27
perhitungan tagihan rekening listrik Berdasarkan Keputusan Presiden Republik Indonesia Nomor: 104 Tahun 2003 Tanggal 31 Desember 2003. Tabel 3.18. Tarif Dasar Listrik tahun 2003 Golongan Tarif Industri
28
Tabel 3.19. Pembacaan stand Meter
Simulasi perhitungan Pelanggan tarif I2, Daya 105 KVA , faktor kali 40 Stand meter bulan juli 2009 stand LWBP
: 4822
Stand WBP
: 684
29
Stand KVARH
: 1576
Stand meter bulan Agustus 2009 stand LWBP
: 4836
Stand WBP
: 686
Stand KVARH
: 1590
Perhitungan pemakaian energi Listrik : LWBP
= (stand LWBP bln Agt - stand LWBP bln juli ) x Faktor kali = ( 4836 – 4822 ) x 40 = 560 KWH
WBP
= (stand WBP bln Agt - stand WBP bln juli ) x Faktor kali = ( 686 – 684 ) x 40 = 80 KWH
KVARH
= { (Stand KVARH Agt – Stand KVARH Juli) x Faktor kali } – { 0,62 x ( Pemakaian LWBP + Pemakaian WBP)} = {(1590 – 1576) x 40 } – {0,62 x ( 560 + 80) } = 163
Jika perhitungan KVARH < 0 (minus), maka nilai KVARH dianggap NOL. Biaya Pemakaian : Biaya LWBP
= Pemakaian energi LWBP x tarif LWBP = 560 x 440 = Rp. 246.400
Biaya WBP
= Pemakaian energi WBP x tarif WBP x K
30
= 80 x 440 x 2 = Rp. 70.400 Biaya kVArh
= Pemakaian energi kVArh x tarif kVArh = 163 x 693 = Rp. 112.959
Biaya Beban
= Daya x Tarif daya = 105 x 32.500 = Rp. 3.412.500
Total Tagihan rekening Listrik = 246.400 + 70.400 + 112.959 + 3.412.500 = Rp. 3.842.259
BAB IV ANALISIS AMR 4.1.
Proses kerja AMR Rangkaian listrik dari kWh meter elektronik diatas memiliki 4 kawat,
dimana 3 kawat merupakan phasa (L1,L2, L3) dan 1 kawat merupakan netral.
Gambar 4.1.1 Blok diagram Meter eletronik dan sambungan ke jaringan Listrik 1
Venkat, Kripasagar., MSP430 Advanced Technical Conference: MSP430-based E-metering and AMR solutions, Texas Instrument, 2008, online diakses 9 mei 2009 (http://focus.ti.com/en/download/mcu/MSP430-Based-E-Metering-and-AMRSolutions.pdf) 31
32
Gambar 4.2.2 Skematik diagram KWH Meter Elektronik Prinsip kerja KWH meter elektronik : Arus I1, I2, I3 dari CT dan tegangan U1, U2, U3 dari PT masuk ke measuring system yang berupa current sensors dan voltage dividers, kemudian arus dan tegangan akan dikonversi ke sinyal digital lewat A/D converter, sinyal digital diproses sebagai data hasil pengukuran. Hasil pemrosesan sinyal ditampilkan display maupun disimpan oleh EEPROM untuk dikirim melalui media komunikasi agar data dapat dilihat jarak jauh.
Gambar 4.3. Ringkasan Prinsip kerja 2
Energy Measurement ICs Simplify Meter Design, Magazine Metering International, vol 1, 2003, p 42.
33
4.2.
Sinyal Input Sinyal masukan setelah melaui transformator arus dan tegangan akan
melewati rangkaian sensor arus dan sensor tegangan. Proteksi rangkaian arus dan tegangan di ilustrasikan dengan adanya clamping dioda, seperti terlihat pada gambar 4.4 dan gambar 4.5.
Gambar 4.4.3 Konfigurasi Input tegangan Analog internal
Gambar 4.5.4 Konfigurasi Input arus Analog internal
3
Datasheet SA9904B., Three Phase Power / Energy IC with SPI Interface, , Sames Instrument, 2003, online diakses 9 mei 2009 , p.4 (http://www.sagitron.net/sagit_files/data_sheet/energia/Sa9904b.pdf)
34
4.2.1 Sensor Arus Pada gambar 4.6. resistor R2 dan pada saat ini saluran 1, resistors R3 dan R4 pada saluran 2 dan resistors R5 dan R6 pada saluran 3, resistors Rsh1, Rsh2 dan Rsh3 berfungsi membatasi tegangan yang melintasi resistors harus setidaknya 20mV namun tidak lebih tinggi dari 200mV. Nilai rata-rata arus (Imax) ditentukan .
Gambar 4.65. Konfigurasi sensor arus Nilai resistansi pada sensor dapat dihitung dengan rumus : (4.1)
4 5
Ibid, p.4 Ibid, p.4
35
(4.2)
(4.4)
Dimana : IL
= arus dari CT
Rsh
= resistor shunt sebagai pembatas tegangan
4.2.2 Voltage divider Gambar 4.8. adalah konfigurasi pembagi tegangan untuk 1 phasa dan phasa yang lain prinsip kerjanya sama seperti gambar 4.8. arus ditentukan pada kondisi tegangan rata-rata. Dan voltage divider akan saturasi saat
arus input
.
Rangkaian
Gambar 4.76 Konfigurasi pembagi tegangan (voltage divider)
6
Ibid, p. 5
36
R8 sebagai pembagi tegangan untuk input . Tegangan pembagi dihitung untuk mendapatkan drop tegangan 14V. Dengan tegangan sumber dari phasa 230V persamaan tegangan pembagi dapat dihitung sebagai berikut :
RA= R16 + R19 + R22
(4.5)
RB=R8 || R13
(4.6) (4.7)
Jika Nilai R13 = 24 KΩ dan R8 = 1 MΩ, maka :
4.2.3 Analog to Digital Converter Arus dan tegangan dari CT dan PT setelah melalui proses tegangan dan pembagi arus pada current sensor dan voltage divider yang berupa sinyal analog akan diubah menjdi sinyal digital pada A/D converter.
37
Gambar 4.8. Pengolah data analog menjadi digital A/D converter terdiri atas bagian digital filter dan calibration. Harga arus dan tegangan setelah diubah ke harga digital akan melalui filter digital dan calibration dengan tujuan arus dan tegangan setelah diubah menjadi sinyal digital tetap memiliki nilai yang sama dengan nilai sebelum diubah menjadi sinyal digital. 4.2.4 Perhitungan data Dari hasil konversi sinyal arus dan tegangan , maka akan diperoleh perhitungan harga dari :
•
I2
•
U2
•
P= u.i
•
Q = u*.i
38 •
tn
kemudian melalui formation of mean values per-second akan dihasilkan hargaharga digital berupa : •
Ix2
•
Ux2
•
Px
•
Qx
•
Tu.u
•
Tah
Gambar 4.9. Flow Pemroses sinyal
39
Gambar 4. 10. Proses Sinyal Setelah menjadi harga digital, selanjutnya sinyal arus dan tegangan diproses lebih lanjut sehingga menghasilkan perhitungan : •
P1, P2, P3 (daya aktif per phasa) yang diperoleh dari P=U.I cos φ dengan satuan kW
•
Q1, Q2, Q3 (daya reaktif per phasa) yang diperoleh dari P=U.I sin φ dengan satuan kVar
•
U12, U22, U32 (kuadarat dari tegangan per phasa)
•
I12, I22, I32 (kuadarat dari arus per phasa)
•
T u1-u2 (waktu antara phasa U1 dan U2)
•
T u1-u3 (waktu antara phasa U1 dan U3)
40
Gambar 4.11. Perhitungan daya nyata dari P dan Q
Gambar 4.12. Kuadran pengukuran energi
41
Gambar 4.13. Perhitungan daya nyata dari harga efektif U dan I Untuk perhitungan daya nyata dimana input nya merupakan harga efektif, dilakukan kalkulasi menurut rumus S = Urms . I rms Sinyal arus dan tegangan yang merupakan harga digital akan dikuadratkan. Harga efektif adalah harga yang bernilai mutlak atau selalu positif. Setelah dikuadratkan, harga arus dan tegangan akan diakar kuadratkan, sehingga kembali ke harga sebelum dikuadratkan, namun sekarang telah bernilai positif. Untuk daya nyata tiap phasa, rumus daya nyata adalah : S1 = (U1)rms .( I1)rms
(VA)
S2 = (U2)rms .( I2)rms
(VA)
S3 = (U3)rms .( I3)rms
(VA)
Untuk daya total berlaku rumus : S= S1 + S2 + S3
(VA) ∑
42
Gambar 4.15. Pengukuran Power Faktor Dari hasil perhitungan daya aktif (P) dan daya reaktif (Q), dapat dilakukan perhitungan power factor. Untuk perhitungan power factor, dicari harga daya nyata (S) terlebih dahulu. Setelah diketahui harga S, selanjutnya dicari power factor (cos φ) dari rumus :
Untuk masing-masing phasa, perhitungan yang dilakukan adalah :
Untuk perhitungan power factor total adalah :
43
4.2.5 Proses komunikasi data Data yang tersimpan dalam Processor (memory) dikirim ke DCU (data consentrate unit) melalui jalur komunikasi modem yang sudah integrasi pada sistem (Power Line Modems) . Komunikasi yang dilakukan oleh DCU (data consentrate unit), sebagai penghubung MIU (meter interface unit) nya memberikan alamat tertentu pada meter (kode registrasi ). Data-data yang tersimpan Load Records pada Flash memori (EEPROM) dikirinkan ke remote Host Central Station melalui jalur komunikasi dengan modem melalui telepon atau jaringan GSM .
Gambar 4.15.7 Blok diagram AMR sistem
7
Automatic Meter Reading (AMR) System, http://www.archnetco.com/english/product/product_s1.htm, diakses tanggal 9 mei 2009
44
Data yang dikirimkan akan tersimpan pada server Meter Reading Management System, dalam bentuk database dan aplikasi AMR. 4.3. Istilah umum AMR
AMR
: Singkatan dari Automatic Meter Reading, yaitu aplikasi
pembacaan
meter
secara
otomatis.
Pembacaan meter dilakukan jarak jauh (remote) dengan menggunakan media komunikasi (telpon, GSM, PLC, dll). Modem (modulator/demodulator)
: adalah salah satu perangkat komunikasi yang berfungsi untuk menggabungkan dan memisahkan data
dengan
gelombang
media
komunikasi
sehingga data dapat dikirim dan diterima. Modem PSTN
: adalah
modem
yang
menggunakan
media
komunikasi PSTN (Public Switch Telephone Network) atau sistem telepon menggunakan kabel tembaga mentransmisikan sinyal analog, contoh Modem PSTN yang digunakan dalam AMR antara lain : U.S. Robotics 56K Faxmodem dan ZyXEL U-336S. Modem GSM
: adalah
modem
yang
menggunakan
media
komunikasi GSM (Global System for Mobile Communication) atau standar komunikasi seluler digital yang bekerja pada frekuensi 900 MHz, contoh Modem GSM yang digunakan dalam AMR antara lain : Siemens MC35i, Wavecom M1206 dan Fargo Maestro 20. Baud Rate
: adalah kecepatan data yang dapat ditransfer melalui sebuah interface serial, contoh 2400 bps (bits per
45
second) dan 9600 bps. AT Command (Attention : adalah perintah – perintah khusus yang digunakan Command)
untuk mensetting modem.
SIM (Subscriber Identity : adalah kartu komunikasi yang berisi antara lain, Module) Card
informasi mengenai nomor telepon dan memori data lainnya serta layanan yang tercakup dalam langganan.
Operator Komunikasi
: adalah penyedia layanan komunikasi, contoh untuk PSTN ialah TELKOM dan untuk GSM antara lain INDOSAT, TELKOMSEL dan XL.
Meter Elektronik
: disingkat ME adalah alat ukur besaran – besaran listrik secara digital dimana selain mengukur dan menampilkan hasilnya, dapat juga menyimpan hasilnya ke dalam memori internal serta dapat terhubung dengan modem, contoh ME antara lain SIEMENS
ZMD405CT,
EDMI
MK6
dan
ACTARIS SL7000. Parameterisasi
: adalah perintah – perintah khusus yang digunakan untuk mensetting meter elektronik.
Stand Billing
: adalah nilai pemakaian energi listrik sejak mulai aktif digunakan sampai saat ini dimana nilai tersebut tersimpan di memori meter secara berkala silih berganti.
Max Demand
: adalah nilai beban puncak energi listrik dalam periode tertentu yang juga tersimpan di memori meter secara berkala silih berganti.
Instantaneous
: adalah nilai energi listrik saat dibaca sekarang dan akan selalu berubah selaras dengan penggunaan listrik oleh pelanggan atau nilai yang tampil di layar meter.
Loadprofile
: adalah nilai pemakaian energi listrik per interval
46
waktu yang tersimpan di memori meter secara berkala silih berganti. Control Center
: adalah
ruang
perangkatnya
dimana
Aplikasi
ditempatkan
serta
AMR
dan
digunakan
Operator AMR sebagai ruang kerja. Control center dapat juga disebut Ruang Pengendali AMR. FEP
(Front
Processor)
End : adalah komputer atau workstation yang berfungsi membaca
meter
elektronik,
mengumpulkan,
menyimpan dan menampilkan semua besaran listrik dan energi sesuai seting meter tersebut.
BAB V Perencanaan dan Penerapan AMR 5.1.
Perencanaan Sebelum mengambil keputusan untuk menerapkan sistem AMR, harus
dilakukan pengkajian yang komprehensif minimal mencakup : jenis media komunikasi, software AMR, spesifikasi Meter Elektronik, struktur organisasi dan pegawai yang mengelola, biaya operasional dan sarana/prasarana pendukung yang tersedia. Mengingat bahwa teknologi AMR relatif baru dan menuntut perhatian serta kompetensi khusus, disarankan penerapan sistem AMR dilakukan secara bertahap, sesuai dengan kesiapan pegawai dalam mengelola sistem AMR dan ketersediaan dana / anggaran unit PT PLN (Persero). Sebelum membangun system AMR harus memperhatikan aspek-aspek sebagai berikut : 1.
Infrastruktur telekomunikasi pada unit setempat yang mencakup Radio frekuensi, PLC, GPRS, GSM, PSTN, CDMA
2.
Jumlah Pelanggan dan klasifikasi Pelanggan
3.
Jumlah penyulang, trafo dan kWh perbatasan.
4.
Jumlah dan kompetensi SDM yang tersedia
5.
Luas cakupan area kerja system AMR
6.
Biaya investasi dan operasi.
47
48
7.
Susut distribusi pada unit tersebut.
Dalam mempertimbangkan butir 1-7 melibatkan berbagai Bidang (Niaga, Distribusi, IT, Keuangan, SDM) maka dapat ditetapkan system AMR yang akan diterapkan (konfigurasi, media komunikasi yang digunakan, jumlah dan klasifikasi Pelanggan, petugas pelaksana, ruang control, biaya investasi dan operasi) dan tidak menutup kemungkinan Sistem AMR tidak layak dipakai. 5.1.1. Infrastruktur Telekomunikasi Area Pengusahaan PT. PLN (Persero) Rayon Binjai Timur terletak 16 km dari kota medan, dan infrastruktur jaringan komunikasi umum untuk GPRS, GSM, PSTN, CDMA telah tersedia dari beberapa provider penyedia layanan telekomunikasi. 5.1.2. Jumlah Pelanggan dan klasifikasi . Mengingat bahwa teknologi AMR relatif baru dan menuntut perhatian serta kompetensi khusus dan ketersediaan dana / anggaran unit PT PLN (Persero), maka sesuai dengan kebijakan Holding PT PLN (Persero), yang dituangkan dalam Keys Performance Indicator Technology & Management,
penerapan AMR
dilakukan secara bertahap, seperti terlihat pada tabel 5.1. Tabel 5.1 Target penerapan AMR PROGRAM KERJA Menurunkan Susut Distribusi Pemasangan Meter Digital
KPI
2008
2009
%
10-Nop
9.5 - 10
Pelanggan
Pelanggan > 200 kVA
Pelanggan > 100 kVA
Target 2010
2011
2012
9.0 - 9.5
8.5 - 9.0
8.0 - 8.5
Pelanggan > 53 kVA
Pelanggan > 53 kVA
Pelanggan > 53 kVA
49
5.1.3. Pemilihan Trafo Arus (CT) dan Trafo Tegangan (PT) . Alat ukur seperti kWhmeter kVArhmeter, ampere meter dan lain sebagainya, mempergunakan arus kecil dan tegangan rendah, tetapi arus dan tegangan yang masuk dari sistem besar dimana tegangan pada sistem distribusi mempergunakan tegangan 20.000 volt dengan arus besar. Untuk itu dibutuhkan trafo arus dan trafo tegangan yang tepat dalam pemilihannya. 5.1.3.1.
Pemilihan Trafo Arus (Current Transformer).
Pemilihan arus primer Diperhitungkan dengan persamaan, sebagai berikut: SN = √3 x U x I Dimana: SN = daya dari pelanggan (kVA) U = tegangan fase –fase (kV) I = arus masing-masing fase (Amp)
Contoh: √ •
Daya pelanggan 630 kVA tarif TM/TM/TM tegangan 20 kV, pemilihan ratio CT adalah :
Maka dipilih ratio CT pada sisi primer sebesar 20 A, bila CT dipergunakan untuk pengukuran dan proteksi dipilih ratio 20/5.
50 •
Daya pelanggan TR 197 kVA tarif TR/TR/TR tegangan 380 volt, pemilihan ratio CT adalah:
Maka dipilih ratio CT pada sisi primer sebesar 300 A atau 300/5. Untuk memperoleh ratio CT dan klas proteksi yang tepat pada CT yang terpasang pada outgoing feeder, yang pasokannya diperoleh dari gardu Induk atau PLTD, diambil dari Kuat Hantar Arus (KHA) kawat. CL0,5 Pergeseran fase(%) CL0,2 . Contoh jika kemampuan penghantar pada outgoing feeder 420 A, maka dipasang CT :
Keterangan
: 400 A
: Kemapuan penghantar
5 pertama
: nilai untuk kwh meter
5 kedua
: untuk proteksi
Bila dipasang pada incoming feeder di gardu Induk atau di Pusat Listrik, perlu dihitung kapasitas transformator tenaga. Pemilihan arus sekunder, Secara umum arus sekunder pengenal dipilih 5A, tetapi bila lokasi peralatan instrumen jauh dari trafo arus dipilih 1 A. Jika beban sekunder diambil dalam impedansi (ohm) diperhitungkan dalam VA, sebagai berikut:
51 1
Bila IS = 5 A,
maka P(VA) = 25 x Z.
Bila IS = 1 A,
maka P(VA) = 1 x Z.
Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam pemilihan Trafo Arus adalah2 : •
Tingkat Isolasi (rated insulation level)
•
Ketinggian diatas permukaan laut, jika pemakaian diatas 1000 m. (Altitude above sea level)
•
Suhu lingkungan, harian atau suhu rata-rata selama 24 jam. (Ambient temperature)
•
Nilai arus Primer (Rated primary current)
•
Nilai faktor (Rating factor)
•
Nilai arus sekunder (Rated secondary current)
•
Arus sesaat (Short-time current)
•
Arus dinamik (Dynamic current)
•
Jumlah inti (Number of cores)
•
Beban output dan akurasi setiap inti (Burdens (outputs) and accuracies for each core)
•
1
Tingkat polusi (Pollution level)
knut.sjovall, ABB Power Technology Products AB : Application Guide - Instrument Transformers , Ludvika, Sweden. P.46 Diakses taggal 9 mei 2009. .http://www.abb.com/product/us/9AAC720011.aspx?country=US 2 Ibid, p.25
52
5.1.3.2. Pemilihan Trafo Tegangan (Potential Transformer). Sesuai tarip dasar listrik bahwa pelanggan yang mempunyai daya > 201 kVA s/d 30,5 MVA mempergunakan tegangan 20.000 volt, karena pada meter transaksi jual beli tenaga listrik mempergunakan tegangan rendah, dibutuhkan trafo tegangan dengan sisi sekunder disesuaikan dengan tegangan alat ukur. Contoh :
Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam Trafo tegangan adalah3 : •
Induktansi atau kapasitif dari transformator tegangan.
•
Tingkatan Isolasi
•
Ketinggian di atas permukaan laut ( jika> 1000 m)
•
Nilai Tegangan primer
•
Nilai tegangan sekunder
•
Perbandingan tegangan
•
Faktor Tegangan nominal
•
Nilai Beban output dan nilai ketelitian untuk masing-masing belitan
•
Tingkatan Polusi
5.1.4. Pemilihan AMR Pemilihan AMR berdasarkan kemapuan (spesifikasi) peralatan yang meliputi Hardware, software aplikasi front end Proccesor dan software database.
3
Ibid, p.53
53
5.1.4.1. Spesifikasi software aplikasi front end Proccesor (FEP) •
Software harus menganut sistem Open Protocol, dapat membaca semua meter elektronik (ME).
•
Lisensi tidak terbatas pada jumlah Meter Elektronik yang dibaca, lokasi pemasangan Software dan masa berlaku.
•
Setting data minimum yang harus bisa dibaca oleh Software AMR antara lain : A.
Load profile : o Energi Aktif kirim per fasa dan total o Energi Aktif terima per fasa dan total o Energi Reaktif kirim per fasa dan total o Energi Reaktif terima per fasa dan total o IR (ampere) o IS (ampere) o IT (ampere) o VR (volt) o VS (volt) o VT (volt) o PF R o PF S o PF T o PF Total o kVA
54
o kW per fasa dan Total o VAh per fasa dan Total Berikut adalah load profile pada beberapa AMR yang terpasang : Tabel 5.2. Load profile beberapa AMR
55
B.
Stand Meter o Energi Aktif kirim o Energi Aktif terima o Energi Reaktif kirim o Energi Reaktif terima o kVA max o waktu kVA max o waktu billing reset Tabel 5.3. Kemapuan ME membaca stand meter
.
56
Tabel 5.4. Contoh pembacaan stand meter
C.
Instantaneous o Energi Aktif kirim o Energi Aktif terima o Energi Reaktif kirim o Energi Reaktif terima o Tanggal & Jam Meter o Arus Phase R o Arus Phase S o Arus Phase T o Tegangan Phase R o Tegangan Phase S o Tegangan Phase T o Sudut Arus (RST) o Sudut Tegangan (RST) o Power Factor o Frekuensi o Beban Aktif
57
o Beban Reaktif o Beban Semu D.
Even log Harus bisa membaca even log pada Meter Elektronik.
Tabel 5.5. Paramenter even log pada beberapa Meter Elektronik.
5.1.4.2. Spesifikasi software pada database •
Software pada database harus mampu mengolah dan menampilkan kriteria-kriteria Data Pelanggan yang Perlu Diperhatikan ( DLPD ) sebagai berikut : A.
Tegangan per fasa < 90 % dari tegangan nominal
B.
Tegangan per fasa >105 % dari tegangan nominal
C.
Arus tidak seimbang > 10 %, 1 atau 2 fasa = 0
D.
PF per fasa ≤ 0,5 lagging
E.
Arus > 120% dari arus nominal, selama ≥ 20 menit. Khusus untuk tanur arus > 1,15 x 120 % selama ≥ 20 menit (mengacu pada Tarif Dasar Listrik 2003).
F.
Beban kVA > 120 % dari daya kontrak
58
G.
Perbedaan waktu antara Meter Elektronik (fisik) dengan sotware Front end prosesor ≥ 15 menit
•
Harus bisa menampilkan Indikasi DLPD (data pelanggan yang perlu diperhatkan) dan Event log yang muncul dengan tampilan yang menarik perhatian, misalnya kedip (blinking) atau suara di PC atau dikirimkan melalui SMS kepada pihak yang terkait.
•
harus bisa menampilkan Load profile dalam bentuk grafik
•
Harus bisa menampilkan Instantaneous dalam bentuk diagram phasor
•
Harus bisa menampilkan daftar pelanggan yang gagal baca
•
harus bisa menampilkan end of billing (stand kWh LWBP, kWh WBP, kVARh bulan lalu dan bulan ini, kWh dan kVARh pemakaian, kVA max LWBP dan WBP serta tanggal terjadi)
•
Harus bisa menampilkan data Pelanggan yang berhasil dan gagal transfer ke system billing.
•
Web Base
•
Harus bisa menampilkan daftar Pelanggan yang masuk dalam DLPD
•
Tabel di data base harus bisa diakses secara read only.
•
Produsen Software harus memiliki kantor/perwakilan di Indonesia.
•
Sistem yang dibangun harus bisa diintegrasikan dengan system billing.
59
Gambar 5.1. Tampilan menu DLPD
Gambar 5.2. Hasil DLPD Reactive Energy Undetected
60
Gambar 5.3. Hasil DLPD Unbalance Current
5.1.4.3. Spesifikasi Hardware pada Meter Elektronik Meter Elektronik harus mampu menampilkan data-data sesuai pada 5.1.4.1 point A diatas, sesuai ketentuan dan standar yang berlaku. 5.1.4.4. Spesifikasi hardware, front end prosesor dan database. Sesuai kebutuhan Software AMR dan jumlah pelanggan yang dikelola oleh Sistem AMR serta mampu menyimpan data hasil pengukuran minimal selama satu tahun.
61
5.1.5. SDM dan Organisasi. Pengelolaan sistem AMR dapat dilakukan oleh pegawai PT PLN (Persero) seluruhnya atau dapat juga dibantu oleh tenaga outsourcing. 5.1.5.1. Pegawai PT. PLN (Persero). Di tingkat unit operasional, pengelolaan sistem AMR berada di bawah Asisten Manajer yang khusus menangani Pengukuran. Di tingkat Kantor Distribusi atau Wilayah, penanganan sistem AMR berada di bawah Sub Bidang Pengukuran atau AMR di Bidang Distribusi atau Teknik. Pegawai PT PLN (Persero) yang mengelola sistem AMR harus mempunyai kompetensi individu sebagai berikut : •
Metering and Power Limiter
•
Protection and Control construction
•
Meter Reading and Billing
•
Foreign language Lingkup pekerjaan yang harus ditangani langsung oleh pegawai PT PLN
(Persero) adalah pekerjaan yang dapat mempengaruhi hasil pengukuran, yaitu : •
Parameterisasi atau setting Meter Elektronik
•
Pemasangan Meter Elektronik di pelanggan
•
Penggantian dan pembongkaran Meter Elektronik yang rusak/tak berfungsi
•
Analisis dan pemanfaatan data hasil pengukuran Meter Elektronik
62 •
Verifikasi data yang diragukan sesuai permintaan Pelanggan
•
Penyimpanan Back Up data hasil pengukuran Meter Elektronik
•
Penerimaan data hasil transfer untuk penerbitan rekening Pegawai PT PLN (Persero) yang bertugas melakukan parameterisasi Meter
Elektronik harus mempunyai sertifikasi yang dikeluarkan oleh Lembaga Sertifikasi Kompetensi / Brevet PUSDIKLAT. 5.1.5.2. Tenaga Outsourcing. Dalam hal keterbatasan pegawai PT PLN (Pesero) yang mengelola sistem AMR, dapat dipergunakan tenaga outsourcing, dalam bentuk kontrak jasa pekerjaan (bukan PJTKI). Tenaga outsourcing harus mempunyai kompetensi yang dibutuhkan diantaranya dengan pendidikan minimal D III, latar belakang disiplin ilmu Elektro atau Teknik Informatika atau Telekomunikasi serta mempunyai attitude (soft competence) jujur, disipin, loyal, bertanggung jawab dan lulus tes dan wawancara dengan PLN. Dalam kontrak jasa pekerjaan tersebut harus dicantumkan Service Level Agreement (SLA), yaitu target yang harus dicapai dan denda yang harus dibayar jika target tidak tercapai serta sanksi bagi petugas yang terbukti melakukan tindakan yang merugikan Perseroan. Tenaga outsourcing tidak diperkenankan memegang password apapun selain untuk Read Only Lingkup pekerjaan tenaga outsourcing harus dicantumkan secara lengkap dan jelas dalam dokumen kontrak, termasuk service level agreement (SLA) dan denda yang dikenakan jika SLA tak terpenuhi.
63
Lingkup pekerjaan tenaga outsourcing adalah pekerjaan yang tidak berpotensi untuk merugikan Perseroan, seperti : •
Registrasi / pendataan Meter Elektronik
•
Filling data pelanggan
•
Pembacaan atau pengambilan data hasil pengukran Meter Elektronik secara remote / otomatis
•
Transfer data untuk penerbitan rekening
•
Perbaikan gangguan sistem komunikasi
•
Pemeliharaan software dan hardware AMR
•
Pengambilan data dari Meter Elektronik jika AMR gagal baca Kegiatan tersebut harus memperhatikan keamanan data dan hanya pada
tingkat kewenangan atau permission level : READ ONLY. 5.2. Implementasi AMR Tahapan implementasi AMR diperlihatkan dalam flowchart berikut ini : TAHAP I o Pemasangan meter elektronik pada konsumen dengan daya kontrak > 200 kVA (sesuai kebijakan PT. PLN (Persero) Kantor Pusat) o Pembacaan dengan menggunakan software masing-masing meter (pembacaan dilakukan secara lokal).
64
TAHAP II o Setup ruang kontrol lengkap dengan software aplikasi dan segala fasilitasnya untuk melakukan pembacaan meter secara remote o Penyediaan saluran komunikasi (PSTN / GSM). o Pembacaan meter dilakukan secara remote o Data
/hasil
pembacaan
pemakaian
energi
pada
pelanggan
diinformasikan kepada kepada Area Pelayanan (AP) untuk proses pembuatan rekening TAHAP III o Setup software aplikasi untuk membaca seluruh meter elektronik yang telah dilengkapi sarana komunikasi. o Pembacaan meter elektronik dilakukan secara remote dan otomatis atau secara AMR o Data hasil pembacaan meter secara AMR dengan software aplikasi dikirimkan ke masing-masing AP terkait. TAHAP IV o Setup peralatan komputer dan software aplikasi /Portable Meter Reading (PMR) di Area Pelayanan (AP) masing-masing o AP
memproses
pembuatan
rekening
bulanan,
dengan
cara
mengintegrasikan aplikasi pembuatan rekening dengan data hasil baca AMR.
65
o Data rekening bulanan dikirimkan kepada pelanggan dan Kantor Distribusi untuk dimasukan kedalam Web TAHAP V o Data pemakaian energi listrik dan rekening yang harus dibayar pelanggan dimasukan dalam Web PT PLN (Persero) Kantor Distribusi, yang dapat diakses oleh konsumen yang bersangkutan (tanpa mengetahui pelanggan lainnya ) melalui internet. 5.3. Operasi dan Pemeliharaan AMR Kegiatan dalam mengelola sistem AMR bermula dari parameterisasi ME dan modemnya, pemasangan ME dan modem di Pelanggan, pendataan atau registrasi ME, pengarsipan data Pelanggan, pembacaan atau pengambilan data hasil pengukuran, analisa atau review data hasil pengukuran, pemanfaatan data hasil pengukuran, penyelesaian gangguan, pemeliharaan hardware dan software dan penyimpanan backup data dalam media khusus. 5.3.1. Parameterisasi Meter Elektronik dan Modem Parameterisasi atau Setting Meter Elektronik merupakan suatu kegiatan untuk memasukkan parameter pengukuran dan urutan tampilan setiap Meter Elektronik sebelum dipasang di pelanggan yang diakhiri dengan memasukkan password pengaman. Parematerisasi ini dilakukan sebelum atau sesudah Meter Elektronik dilengkapi segel Metrologi, bergantung kepada merk/jenis Meter Elektronik.
66
5.3.2. Pemasangan Meter Elektronik Meter Elektronik dipasang di pelanggan untuk berbagai keperluan diantaranya untuk Penyambungan Baru atau Penambahan Daya (PB/PD), penggantian dari Meter Elektromekanik (MK) ke Meter Elektronik, untuk mengganti Meter Elektronik rusak / tak berfungsi atau untuk mengganti ME karena perubahan setting parameter. Pemasangan ME disertai dengan pemasangan modemnya sehingga bisa dibaca dari jarak jauh (remote). Setiap pemasangan diakhiri dengan Komisioning untuk memastikan bahwa Meter Elektronik dan saluran komunikasi berfungsi dengan baik. Pelaksanaan komisioning menggunakan software Meter dan atau software AMR 5.3.3. Pendataan / registrasi ME Setiap perubahan data Meter Elektronik di pelanggan yang meliputi kegiatan PB/PD, penggantian MK menjadi Meter Elektronik, penggantian Meter Elektronik rusak, penggantian Meter Elektronik karena perubahan setting parameter, perubahan nomor GSM dan perubahan Faktor Meter dan lain-lainnya harus dicatat atau didata. Data ini dimutakhirkan setiap ada perubahan. 5.3.4. Pangarsipan Data Pelanggan Pengarsipan Data Pelanggan adalah penyimpanan data setiap pelanggan dalam satu map khusus yang berisikan data riwayat pemasangan Meter Elektronik, gangguan atau permasalahan yang terjadi dan penyelesaiannya sejak awal Meter Elektronik dipasang. Arsip Pelanggan harus disimpan sedemikian
67
rupa sehingga mudah didapatkan atau diakses oleh pegawai PT PLN (Persero) yang memerlukannya. 5.3.5. Pembacaan Meter Elektronik Pembacaan atau pengambilan data Meter Elektronik dapat dilakukan dalam 3 (tiga) cara, yaitu : 1.
Secara otomatis (selfread) sesuai dengan jadwal yang sudah ditentukan. Pembacaan atau pengambilan data hasil pengukuran Meter Elektronik secara otomatis terdiri dari data end of billing atau stand untuk penerbitan rekening, load profile dalam bentuk angka dan kurva, event log, DLPD (Daftar peLanggan yang Perlu Diperhatikan) sesuai kriteria yang ditetapkan. Pembacaan dilakukan menggunakan software AMR Kejadian atau event yang dicatat ke dalam event log minimal terdiri dari : pembukaan
tutup
terminal
(terminal
cover)
Meter
Elektronik
pelonggaran terminal tegangan, pelonggaran terminal arus Kriteria DLPD minimal terdiri dari : arus fasa = 0; tegangan fasa = 0; ketidakseimbangan beban > 10%; power factor (cos
) ≤ 0,5; arus ≥
120% arus nominal dan kesalahan wiring Kejadian dalam event log dan kriteria DLPD tersebut dimasukkan ke dalam software Data Management Report (DMR). 2.
Secara manual melalui dila up dari ruang kontrol
68
Pengambilan data secara manual dilakukan dengan dial up nomor GSM yang dipasang di Pelanggan. Data yang diambil adalah data real time, yaitu data yang ditampilkan Meter Elektronik pada saat itu. Pembacaan dilakukan menggunakan software AMR dan bisa juga menggunakan software Meter Elektronik. 3.
Secara lokal di lokasi Pelanggan. Pembacaan atau pengambilan data hasil pengukuran Meter Elektronik secara lokal di lokasi Pelanggan menggunakan softawre Meter Elektronik.
Lap top yang terinstall software Meter Elektronik
dihubungkan dengan Meter Elektronik melalui optical probe. Data yang diambil adalah data real time dan seluruh data yang tersimpan dalam memory Meter Elektronik, meliputi end of billing, DLPD, load profile, event log. Pembacaan Meter Elektronik dapat dilakukan oleh siapa saja karena tingkat kewenangan atau permission level adalah READ ONLY
5.3.6. Analisis dan Pemanfatan Data Hasil Pengukuran Melakukan analisis terhadap data hasil pengukuran ME dan memanfaatkan untuk berbagai kebutuhan, yaitu untuk transaksi (penerbitan rekening), perhitungan atau analisis susut distribusi, analisis perkembangan beban pelanggan atau jaringan dan untuk mendeteksi penggunaan listrik secara ilegal dalam rangka P2TL.
69
5.3.7. Penyelesaian Gangguan Menyelesaiakan setiap gangguan yang terjadi pada sistem komunikasi AMR yang meliputi penggantian Meter Elektronik, penggantian atau resetting modem GSM, penggatian kabel data dan gangguan kartu GSM. Termasuk juga penyelesaian terhadap gangguan yang terjadi pada software dan seluruh hardware sistem AMR. Penyelesaian gangguan pada intinya bertujuan agar sistem AMR dapat segera berfungsi kembali secara optimal. 5.3.8. Pemeliharaan Software dan Hardware Melakukan pemeliharaan prediktif dan korektif terhadap software dan seluruh hardware sistem AMR di ruang kontrol untuk memastikan bahwa sistem AMR tetap berfungsi dengan baik. Pemeliharaan prediktif dilakukan secara berkala sesuai dengan jadwal yang sudah ditentukan. Lingkup pekerjaan pemeliharaan software dan hardware sistem AMR meliputi : o Memeriksa dan memelihara secara berkala setiap bulan terhadap semua perangkap software dan hardware AMR, meliputi pekerjaan sebagai beirkut : o Memeriksa dan memastikan bahwa ruangan dan lingkungan kerja dalam keadaan bersih dengan suhu dan kelembaban yang memenuhi standar.
70
o Memeriksa dan memastikan bahwa Data Base Server (DBS) , Front End Processor (FEP), kVM Switch, Modem dan Client Terminal tetap berfungsi dengan baik. o Memeriksa dan memastikan bahwa software sistem operasi, data base dan aplikasi AMR tetap berfungsi dengan baik. o Memeriksa dan memastikan bahwa kapasitas hard disk yang tersisa pada Data Base Server, FEP dan Client Terminal cukup untuk 6 (enam) bulan ke depan. o Memeriksa kegagalan pembacaan atau pengambilan data Meter Elektronik dari ruang kontrol
dan membuat laporan penyebab
kegagalannya. o Memeriksa dan memastikan bahwa ruang kontrol AMR berfungsi dengan baik. o Memantau dan mengevaluasi kinerja dan kelengkapan sistem AMR dan membuat usulan pengembangannya.
5.3.9. Penyimpanan Data Back Up Data hasil pengukuran Meter Elektronik disimpan dalam Data Base Server (DBS). Untuk menghindari kehilangan data, data yang terdapat dalam DBS harus disimpan backup-nya dalam media khusus. Penyimpanan data backup dilakukan secara berkala, paling sedikit satu kali dalam setahun. Back up data disimpan oleh pegawai tertentu di suatu tempat tertentu yang dipastikan aman dari gangguan kerusakan dan kehilangan.
71
5.3.10. Pemanfaatan Data Hasil Pengukuran. a) Penerbitan Rekening b) Perhitungan Susut Distribusi c) Perencanaan Pengembangan Jaringan Kelistrikan d) Pendukung P2TL e) Peningkatan Pelayanan Pelanggan 5.3.11. Sistem Pengamanan (Security System) Untuk meter energi elektronik sekuritinya terdiri dari sekuriti perangkat lunak (software) dan perangkat keras (hardware) : 1.
sekuriti software yang digunakan untuk parameterisasi
meter energi
elektronik mempunyai minimal tiga level password : a)
Level 1 : Administrator Tingkat ini dapat melakukan perubahan (editing) dan membaca semua fitur-fitur yang dimiliki meter energi elektronik tetapi tidak dapat mengatur ketelitian.
b)
Level 2 : Supervisor Tingkat
ini
dapat
melakukan
perubahan
(editing)
sesuai
kewenangan yang diberikan oleh administrator dan membaca semua fitur-fitur yang dimiliki meter energi elektronik. c)
Level 3 : Operator / pengguna Pada tingkat ini hanya dapat membaca semua fitur-fitur yang dimiliki meter energi elektronik.
72
Password terdiri dari alphanumeric dan minimal terdiri dari 8 digit serta di-encrypt. Pengamanan software pada client dan server juga meliputi pengaman terhadap virus dan hacker, penanganannya melalui : •
Pengamanan terhadap virus, setiap hardware yang terinstall dengan operating system disertakan juga anti virus yang otomatis update mengikuti system anti virus network setempat.
•
Pengamanan terhadap hacker, dengan cara membatasi akses yang masuk dari luar dengan menggunakan firewall (netscreen).
2.
Sekuriti hardware pada meter energi elektronik: •
Berupa jumper switch atau sejenisnya yang terlindung dan diamankan dengan segel institusi (metrology).
•
Fungsi dari jumper switch ini bila sudah diaktifkan adalah untuk melindungi atau mengamankan parameter yang sudah diinstall di meter tidak dapat dirubah lagi.
•
Untuk pengaman terminal pengawatan berupa tutup pelindung yang aman dan tidak mudah rusak serta dilengkapi dengan segel PLN
•
Sistem sekuriti perangkat keras (hardware) ini merupakan bagian yang tidak
terpisahkan
tambahan/optional).
dari
meter
energi
elektronik
(
bukan
73
Tabel 5.6. Level Sekurity untuk meter elektronik. Kewenangan No Field Administrator Supervisor Pengguna (User) HW SW Modifikasi Baca Modifikasi Baca Modifikasi Baca 1 Register √ √ √ √ √ √ 2 Load Profile √ √ √ √ √ √ 3 Event log √ √ √ √ √ √ 4 Time of Use (TOU) √ √ √ √ √ √ 5 CT ‐ PT Ratio √ √ √ √ √ √ 6 Display √ √ √ √ √ 7 Billing Reset √ √ √ √ √ √ 8 Clock √ √ √ √ √ √ 9 Communication √ √ √ √ √ √ Security
Administrator : ME dan Control center pada kantor cabang.
Supervisor
Pengguna
•
ME
•
Software Æ PLN dan vendor
Æ PLN
: Petugas di Kantor cabang dengan kewenangan •
Setting tanggal pembacaan
•
Setting jam
•
Setting modem
: Petugas pada kantor Rayon Binjai timur, manajemen pada kantor Rayon, kantor Cabang dan Kantor Induk ( Wilayah Sumatera Utara)
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN
6.1.
Kesimpulan
1. Prinsip kerja KWh meter elektronik : output dari CT dan PT diubah menjadi sinyal digital oleh A/D konverter, sinyal digital yang telah terbentuk diproses sebagai hasil pengukuran dan disimpan pada EEPROM dan ditampilkan langsung oleh display dan dikirim melalui media komunikasi agar dapat dilihat jarak jauh. 2. KWH meter elektronik yang digunakn adalah KWH elektronik 4 fasa dimana 3 kawat merupakan masukan dari 3 CT dan 3 PT, dan 1 kawat netral. 3. Perencanaan AMR meliputi : infrastruktur (media komunikasi, server dan client server), klasifikasi pelanggan, kalsifikasi CT-PT, klasifikasi AMR, Kalsifikasi SDM. 4. Pemilihan Trafo arus dan trafo tegangan yang dipergunakan untuk meter traksaksi tenaga listrik perlu dihitung terlebih dahulu, beban yang akan disambung dan tegangan yang dipergunakan, dengan pemilihan instrumen yang tidak sesuai menyebabkan kerugian pada perusahaan.
74
trafo
75
6.2. Saran 1.
Disarankan untuk memperbaiki dan mengganti CT dan PT yang tidak sesuai, sehingga losses/susut KWh pada PLN dapat dikurangi.
2.
Disarankan untuk mengintegrasikan server AMR dengan Server Billing sehingga proses pencetakan rekening dapat secara otomatis.
3.
Disarankan Nameplate pada CT dan PT harus terbuat dari plat aluminium (bukan dari kertas) dan letaknya mudah dilihat.
DAFTAR PUSTAKA
Alber Paul Malvino & Donald P. Leach. Digital Principles and Aplications. New York : Mc Graw-Hill Inc, 1981 Arthur R. Bergen. Power System Analys. New Jersey : Prentice Hall Inc, 1990 Phil Crocher. Komunikasi dan Jaringan Kerja. Jakarta : PT. Elex Media Komputindo, 1990 Prof. Dr. Soedjana Sapiie & Dr. Osamu Nishino. Pengukuran Alat-alat Listrik, Jakarta : PT. Pradnya Paramita, 2000 B.M weedy. Electric Power Systems. New York : John Wiley and Sons Inc. Venkat, Kripasagar., MSP430 Advanced Technical Conference: MSP430-based E-metering and AMR solutions, Texas Instrument, 2008, diakses 9 mei 2009 Energy Measurement ICs Simplify Meter Design, Magazine Metering International, vol 1, 2003. Datasheet SA9904B., Three Phase Power / Energy IC with SPI Interface, , Sames Instrument, 2003. diakses 9 mei 2009
Automatic Meter Reading (AMR) System, http://www.archnetco.com /english/product/product_s1.htm, diakses tanggal 9 mei 2009 knut.sjovall, ABB Power Technology Products AB : Application Guide Instrument Transformers , Ludvika, Sweden. Diakses taggal 9 mei 2009 Wahyudi, SN, “Pemilihan CT dan PT”, pada seminar AMR, PT. PLN (Persero) Udiklat Semarang, 7-8 April 2008. PLN Litbang, Meter Statis energi Aktif Fasa Tunggal Kelas 1,0 ., SPLN No.D3.005-1, 2008
76
