Analisis Aliran Daya Sistem Kelistrikan Sumbagut 150 KV Dengan Menggunakan Metode Parallel Load Flow

(1)

(2)

LAMPIRAN 1

Data Pembangkit dan Data Beban SUMBAGUT 150 kV

No Pusat Listrik /

Transformator Tipe Bus

Asumsi Tegangan

Beban Generator

Mang. Sudut MW MVAR MW MVAR 1 Banda Aceh Bus Generator 1 0 31.5 15 197 0 2 Sigli Bus Generator 1 0 11.8 7.2 200 0

3 Bireun Bus Beban 1 0 19.1 11.8 0 0

4 Lhoksmawe Bus Generator 1 0 34.9 21.8 19 0

5 Idie Bus Beban 1 0 10.4 6.4 0 0

6 Langsa Bus Beban 1 0 8.2 5.1 0 0

7 Tualang Cut Bus Beban 1 0 8.6 5.3 0 0

8 Pangkalan Brandan

Bus Beban 1 0 24.5 15.2 0 0

9 Binjai Bus Beban 1 0 44.1 27 0 0

10 Belawan Slack Bus 1 0 0 0 0 0

11 Labuhan Bus Beban 1 0 9 5.6 0 0

12 Lamhotma Bus Beban 1 0 5.3 3.3 0 0

13 Paya Pasir Bus Generator 1 0 36 21.3 70 0

14 Mabar Bus Beban 1 0 11.7 6.8 0 0

15 Paya Geli Bus Beban 1 0 66.7 41.1 0 0 16 Glugur Bus Generator 1 0 81.7 51.4 0 0 17 Namorambe Bus Beban 1 0 18.8 11.6 0 0 18 Titi Kuning Bus Generator 1 0 0 0 12.5 0 19 Gis Listrik Bus Beban 1 0 16 10.2 0 0 20 Brastagi Bus Generator 1 0 16 10.2 10 0 21 Sei Rotan Bus Beban 1 0 43.3 28.6 0 0

22 KIM Bus Beban 1 0 33.5 20.7 0 0

23 Denai Bus Beban 1 0 27.1 16.7 0 0

24 Tanjung Morawa

Bus Beban 1 0 22.4 13.9 0 0

25 Kuala Namu Bus Beban 1 0 48 36 0 0

26 Tarutung Bus Beban 1 0 8 4.5 0 0

27 Porsea Bus Beban 1 0 5.7 3.5 0 0

28 Pematang Siantar

Bus Beban 1 0 30.4 18.6 0 0

29 G. Para Bus Beban 1 0 4.8 2.9 0 0

30 Tebing Tinggi Bus Beban 1 0 25.3 15.6 0 0 31 Perbaungan Bus Beban 1 0 15.7 9.7 0 0 32 Kuala Tanjung Bus Generator 1 0 17.6 10.9 50 0

33 Kisaran Bus Beban 1 0 25.6 15.7 0 0

34 Aek Kanopan Bus Beban 1 0 7.8 4.8 0 0 35 Rantau Prapat Bus Beban 1 0 27 16.6 0 0

36 G. Tua Bus Beban 1 0 4.5 2.8 0 0

37 P. Sidempuan Bus Beban 1 0 19.8 12.1 0 0

(3)

No Pusat Listrik /

Beban Generator Mang. Sudut MW MVAR MW MVAR

39 Sibolga Bus Beban 1 0 12.8 8.6 0 0

40 Sipan Sipahoras 1

Bus Generator 1 0 0 0 33 0

42 Labuhan Angin Slack Bus 1 0 0 0 0 0

43 Tele Bus Beban 1 0 5.3 3.3 0 0

44 Sidikalang Bus Beban 1 0 7 12 0 0

(4)

LAMPIRAN 2

Data transmisi SUMBAGUT 150 kV

Bus Nomor _{R (pu)} _{X (pu)}

dari ke dari ke

Banda Aceh Sigli 1 2 0.49

0.2029

0.162

Sigli Bireun 2 3 0.052 0.175

Bireun Lhoksmawe 3 4 0.032 0.108

Lhoksmawe Idie 4 5 0.043

0.1781

0.145

Lhoksmawe Langsa 4 6 0.068

0.2819

0.226

Idie Langsa 5 6 0.024 0.082

Langsa Tualang Cut 6 7 0.013 0.042

Langsa Pangkalan

Brandan

6 8 0.041 0.138

Pangkalan Brandan Binjai 8 9 0.027 0.089

Binjai Belawan 9 10 0.006 0.046

Binjai Paya Geli 9 15 0.004 0.018

Belawan Labuhan 10 11 0.002 0.005

Belawan Paya Pasir 10 13 0.001 0.007

Labuhan Lamhotma 11 12 0.0017

2

0.006

Paya Pasir Mabar 13 14 0.003 0.011

Paya Pasir Paya Geli 13 15 0.01 0.038

Paya Geli Glugur 15 16 0.005 0.021

Paya Geli Namorambe 15 17 0.008 0.0033

Paya Geli Titi Kuning 15 18 0.014 0.054 Namorambe Titi Kuning 17 18 0.006 0.022 Titi Kuning Gis Listrik 18 19 0.009 0.032

Titi Kuning Brastagi 18 20 0.028 0.092

Brastagi Renun 20 45 0.027 0.088

Brastagi Sidikalang 20 44 0.034 0.113

Sei Rotan Belawan 21 10 0.002 0.031

Sei Rotan Paya Pasir 21 13 0.011 0.03146

Sei Rotan Titi Kuning 21 18 0.008 0.031

Sei Rotan KIM 21 22 0.006 0.027

Sei Rotan Denai 21 23 0.003 0.015

Sei Rotan Tanjung Morawa 21 24 0.002 0.001

Denai Tanjung Morawa 23 24 0.003 0.014

Tanjung Morawa Kuala Namu 24 25 0.0052 5

0.02403

Tarutung Sibolga 26 39 0.026 0.087

Tarutung Porsea 26 27 0.0389

9

0.12878

Porsea Pematang

Siantar

27 28 0.038 0.128

Pematang Siantar G. Para 28 29 0.0006 6

0.00189 Pematang Siantar Tebing Tinggi 28 30 0.026 0.087 G. Para Tebing Tinggi 29 30 0.0007

8

(5)

Bus Nomor R (pu) X (pu)

Tebing Tinggi Perbaungan 30 31 0.019 0.064 Tebing Tinggi Sei Rotan 30 21 0.028 0.094 Tebing Tinggi Kuala Tanjung 30 32 0.019 0.063

Perbaungan Sei Rotan 31 21 0.028 0.095

Kuala Tanjung Kisaran 32 33 0.03 0.1

Kisaran Aek Kanopan 33 34 0.0467 0.1341

Aek Kanopan Rantau Prapat 34 35 0.0256 0.0831 Rantau Prapat Kisaran 35 33 0.053 0.178

Rantau Prapat G. Tua 35 36 0.0005

9

0.00220

G. Tua P. Sidempuan 36 37 0.066 0.0218

P. Sidempuan Rantau Prapat 37 35 0.066 0.0218 Martabe P. Sidempuan 38 37 0.0296 0.09997

Sibolga P. Sidempuan 39 37 0.0421

5

0.15633

Sibolga Martabe 39 38 0.0074 0.025

Sipan Sipahoras 1 Sibolga 40 39 0.006 0.021 Sipan Sipahoras 2 Sipan Sipahoras

1

41 40 0.0032

9

0.01508 Sipan Sipahoras 2 Sibolga 41 39 0.006 0.021 Labuhan Angin Sibolga 42 39 0.0179 0.08190

Tele Tarutung 43 26 0.065 0.215

Sidikalang Tarutung 44 26 0.065 0.215

Sidikalang Tele 44 43 0.0240

3

0.08912

(6)

LAMPIRAN 3

Print Out Simulasi Aliran Daya Sumbagut 150 kV

Power Flow Solution by Newton-Raphson Method Maximum Power Mismatch = 2.49387e-006

No. of Iterations = 5

Bus Voltage Angle ---Load--- ---Generation--- Injected

No. Mag. Degree MW Mvar MW Mvar Mvar

1 1.000 114.003 31.500 15.000 197.000 -10.278 0.000

2 1.000 97.713 11.800 7.200 200.000 117.999 0.000

3 0.947 60.393 19.100 11.800 0.000 0.000 100.000

4 1.000 41.584 34.900 21.800 19.000 232.846 0.000

5 0.929 32.315 10.400 6.400 0.000 0.000 0.000

6 0.908 27.036 8.200 5.100 0.000 0.000 0.000

7 0.905 26.833 8.600 5.300 0.000 0.000 0.000

8 0.911 9.374 24.500 15.200 0.000 0.000 0.000

9 0.974 -0.007 44.100 27.000 0.000 0.000 0.000

10 1.000 0.000 0.000 0.000 186.741 108.861 0.000

11 1.000 -0.040 9.000 5.600 0.000 0.000 0.000

12 0.999 -0.055 5.300 3.300 0.000 0.000 0.000

13 1.000 -0.357 36.000 21.300 70.000 98.370 0.000

14 0.999 -0.419 11.700 6.800 0.000 0.000 0.000

15 0.988 -1.186 66.700 41.100 0.000 0.000 0.000

16 1.000 -2.402 81.700 51.400 0.000 127.956 0.000

17 0.990 -1.291 18.800 11.600 0.000 0.000 0.000

18 1.000 -1.065 0.000 0.000 12.500 146.024 0.000

19 0.995 -1.307 16.000 10.200 0.000 0.000 0.000

20 1.000 3.002 16.000 10.200 10.000 24.135 0.000

21 0.981 -1.340 43.300 28.600 0.000 0.000 0.000

22 0.973 -1.809 33.500 20.700 0.000 0.000 0.000

23 0.978 -1.437 27.100 16.700 0.000 0.000 0.000

24 0.979 -1.328 22.400 13.900 0.000 0.000 0.000

25 0.967 -1.912 48.000 36.000 0.000 0.000 0.000

26 0.982 6.038 8.000 4.500 0.000 0.000 0.000

27 0.970 2.467 5.700 3.500 0.000 0.000 0.000

28 0.969 -0.762 30.400 18.600 0.000 0.000 0.000

29 0.969 -0.782 4.800 2.900 0.000 0.000 0.000

30 0.970 -0.800 25.300 15.600 0.000 0.000 0.000

31 0.969 -1.317 15.700 9.700 0.000 0.000 0.000

32 1.000 0.345 17.600 10.900 50.000 95.902 0.000

33 0.954 1.783 25.600 15.700 0.000 0.000 0.000

34 0.940 3.433 7.800 4.800 0.000 0.000 0.000

35 0.937 4.784 27.000 16.600 0.000 0.000 0.000

36 0.937 4.833 4.500 2.800 0.000 0.000 0.000

37 0.963 5.423 19.800 12.100 0.000 0.000 0.000

(7)

40 1.000 9.676 0.000 0.000 33.000 25.360 0.000

41 1.000 9.622 0.000 0.000 17.000 29.113 0.000

42 1.000 16.163 0.000 0.000 139.000 -13.240 0.000

43 0.985 5.212 5.300 3.300 0.000 0.000 0.000

44 0.992 5.110 7.000 12.000 0.000 0.000 0.000

45 1.000 5.777 0.000 0.000 80.000 -3.677 0.000

Total 853.700 538.600 1014.241 979.370 100.000

Line Flow and Losses

--Line-- Power at bus & line flow --Line loss-- Transformer

from to MW Mvar MVA MW Mvar tap

1 165.500 -25.278 167.419

2 165.500 -25.278 167.419 13.734 45.407

2 188.200 110.799 218.393

1 -151.766 70.685 167.419 13.734 45.407

3 339.966 40.114 342.324 60.937 205.075

3 -19.100 88.200 90.244

2 -279.029 164.961 324.144 60.937 205.075

4 259.929 -76.761 271.026 26.216 88.480

4 -15.900 211.046 211.644

3 -233.713 165.240 286.227 26.216 88.480

5 110.496 24.703 113.223 5.512 18.588

6 107.317 21.103 109.372 8.134 27.034

5 -10.400 -6.400 12.211

4 -104.983 -6.116 105.161 5.512 18.588

6 94.583 -0.284 94.584 2.489 8.503

6 -8.200 -5.100 9.657

4 -99.183 5.931 99.360 8.134 27.034

5 -92.094 8.787 92.513 2.489 8.503

7 8.616 5.352 10.143 0.016 0.052

8 174.461 -25.171 176.267 15.435 51.953

7 -8.600 -5.300 10.102

6 -8.600 -5.300 10.102 0.016 0.052

8 -24.500 -15.200 28.832

6 -159.025 77.124 176.740 15.435 51.953

9 134.525 -92.324 163.159 8.663 28.554

9 -44.100 -27.000 51.709

(8)

10 -7.261 -53.580 54.069 0.185 1.416

15 89.024 -94.298 129.682 0.709 3.189

10 186.741 108.861 216.155

9 7.446 54.996 55.497 0.185 1.416

11 14.301 8.915 16.853 0.001 0.014

13 87.283 -12.192 88.131 0.078 0.543

21 77.711 57.142 96.458 0.186 2.884

11 -9.000 -5.600 10.600

10 -14.301 -8.902 16.845 0.001 0.014

12 5.301 3.302 6.245 0.001 0.002

12 -5.300 -3.300 6.243

11 -5.300 -3.300 6.243 0.001 0.002

13 34.000 77.070 84.236

10 -87.206 12.735 88.131 0.078 0.543

14 11.706 6.820 13.547 0.006 0.020

15 42.856 19.964 47.278 0.224 0.849

21 66.644 37.551 76.495 0.644 1.840

14 -11.700 -6.800 13.533

13 -11.700 -6.800 13.533 0.006 0.020

15 -66.700 -41.100 78.346

9 -88.315 97.486 131.542 0.709 3.189

13 -42.633 -19.116 46.722 0.224 0.849

16 82.327 -73.924 110.646 0.627 2.632

17 -9.236 -26.305 27.879 0.064 0.026

18 -8.843 -19.241 21.176 0.064 0.247

16 -81.700 76.556 111.963

15 -81.700 76.556 111.963 0.627 2.632

17 -18.800 -11.600 22.091

15 9.299 26.331 27.925 0.064 0.026

18 -28.099 -37.931 47.205 0.136 0.500

18 12.500 146.024 146.558

15 8.907 19.489 21.428 0.064 0.247

17 28.236 38.431 47.688 0.136 0.500

19 16.033 10.316 19.065 0.033 0.116

20 -69.782 23.974 73.785 1.524 5.008

21 29.106 53.815 61.182 0.299 1.160

19 -16.000 -10.200 18.975

18 -16.000 -10.200 18.975 0.033 0.116

20 -6.000 13.935 15.171

(9)

45 -49.912 16.646 52.615 0.747 2.436

44 -27.394 16.254 31.853 0.345 1.146

21 -43.300 -28.600 51.893

10 -77.525 -54.258 94.626 0.186 2.884

13 -66.000 -35.710 75.042 0.644 1.840

18 -28.807 -52.655 60.020 0.299 1.160

22 33.598 21.141 39.696 0.098 0.441

23 13.908 15.628 20.921 0.014 0.068

24 84.017 52.089 98.854 0.203 0.101

30 -5.575 13.327 14.447 0.061 0.203

31 3.085 11.837 12.232 0.044 0.147

22 -33.500 -20.700 39.379

21 -33.500 -20.700 39.379 0.098 0.441

23 -27.100 -16.700 31.832

21 -13.894 -15.561 20.861 0.014 0.068

24 -13.206 -1.139 13.255 0.006 0.025

24 -22.400 -13.900 26.362

21 -83.813 -51.989 98.628 0.203 0.101

23 13.211 1.164 13.263 0.006 0.025

25 48.202 36.924 60.719 0.202 0.924

25 -48.000 -36.000 60.000

24 -48.000 -36.000 60.000 0.202 0.924

26 -8.000 -4.500 9.179

39 -63.968 8.358 64.511 1.123 3.758

27 45.057 -3.229 45.172 0.826 2.727

43 5.452 -3.421 6.436 0.028 0.092

44 5.459 -6.209 8.267 0.046 0.152

27 -5.700 -3.500 6.689

26 -44.231 5.956 44.630 0.826 2.727

28 38.531 -9.456 39.674 0.636 2.142

28 -30.400 -18.600 35.639

27 -37.895 11.598 39.630 0.636 2.142

29 7.207 -28.752 29.641 0.006 0.017

30 0.288 -1.446 1.474 0.001 0.001

29 -4.800 -2.900 5.608

28 -7.200 28.769 29.656 0.006 0.017

30 2.400 -31.669 31.760 0.008 0.023

30 -25.300 -15.600 29.723

28 -0.288 1.447 1.476 0.001 0.001

29 -2.392 31.692 31.782 0.008 0.023

31 12.692 -1.879 12.831 0.033 0.111

(10)

32 -40.949 -33.737 53.056 0.569 1.885

31 -15.700 -9.700 18.455

30 -12.659 1.990 12.814 0.033 0.111

21 -3.041 -11.690 12.079 0.044 0.147

32 32.400 85.002 90.968

30 41.517 35.621 54.704 0.569 1.885

33 -9.117 49.381 50.215 0.756 2.521

33 -25.600 -15.700 30.031

32 9.874 -46.860 47.889 0.756 2.521

34 -13.945 15.196 20.625 0.218 0.627

35 -21.528 15.963 26.801 0.419 1.405

34 -7.800 -4.800 9.159

33 14.164 -14.570 20.320 0.218 0.627

35 -21.964 9.770 24.039 0.168 0.543

35 -27.000 -16.600 31.695

34 22.131 -9.226 23.977 0.168 0.543

33 21.947 -14.558 26.336 0.419 1.405

36 -33.053 4.497 33.357 0.007 0.027

37 -38.026 2.688 38.121 1.092 0.360

36 -4.500 -2.800 5.300

35 33.060 -4.469 33.361 0.007 0.027

37 -37.560 1.669 37.597 1.062 0.350

37 -19.800 -12.100 23.205

36 38.622 -1.319 38.645 1.062 0.350

35 39.118 -2.327 39.187 1.092 0.360

38 -53.395 -3.703 53.523 0.914 3.085

39 -44.145 -4.750 44.400 0.895 3.320

38 -7.800 -4.800 9.159

37 54.308 6.789 54.731 0.914 3.085

39 -62.108 -11.589 63.180 0.304 1.028

39 -12.800 -8.600 15.421

26 65.091 -4.601 65.253 1.123 3.758

37 45.041 8.071 45.758 0.895 3.320

38 62.413 12.616 63.675 0.304 1.028

40 -26.968 -26.353 37.706 0.087 0.302

41 -22.867 -27.541 35.796 0.078 0.272

42 -135.510 29.207 138.622 3.490 15.967

40 33.000 25.360 41.619

39 27.054 26.655 37.979 0.087 0.302

(11)

41 17.000 29.113 33.713

40 -5.945 1.300 6.085 0.001 0.005

39 22.945 27.813 36.056 0.078 0.272

42 139.000 -13.240 139.629

39 139.000 -13.240 139.629 3.490 15.967

43 -5.300 -3.300 6.243

26 -5.424 3.512 6.462 0.028 0.092

44 0.124 -6.812 6.814 0.011 0.042

44 -7.000 -12.000 13.892

20 27.739 -15.108 31.587 0.345 1.146

26 -5.413 6.361 8.352 0.046 0.152

43 -0.113 6.854 6.855 0.011 0.042

45 -29.214 -10.107 30.913 0.126 0.427

45 80.000 -3.677 80.084

20 50.660 -14.211 52.615 0.747 2.436

44 29.340 10.534 31.174 0.126 0.427

Total loss 160.541 540.770

Wilayah 1

Power Flow Solution by Newton-Raphson Method Maximum Power Mismatch = 0.00118973

(12)

1 1.000 113.854 31.500 15.000 197.000 -10.278 0.000

2 1.000 97.564 11.800 7.200 200.000 117.999 0.000

3 0.947 60.243 19.100 11.800 0.000 0.000 100.000

4 1.000 41.435 34.900 21.800 19.000 235.590 0.000

5 0.927 32.182 10.400 6.400 0.000 0.000 0.000

6 0.905 26.895 8.200 5.100 0.000 0.000 0.000

7 0.902 26.690 8.600 5.300 0.000 0.000 0.000

8 0.904 9.111 24.500 15.200 0.000 0.000 0.000

9 0.966 -0.377 44.100 27.000 0.000 0.000 0.000

10 1.000 0.000 0.000 0.000 268.561 136.583 0.000

11 1.000 -0.040 9.000 5.600 0.000 0.000 0.000

12 0.999 -0.055 5.300 3.300 0.000 0.000 0.000

13 1.000 -0.525 36.000 21.300 70.000 142.587 0.000

14 0.999 -0.587 11.700 6.800 0.000 0.000 0.000

15 0.976 -1.707 66.700 41.100 0.000 0.000 0.000

16 0.960 -2.598 81.700 51.400 0.000 0.000 0.000

17 0.978 -2.132 18.800 11.600 0.000 0.000 0.000

18 1.000 -2.359 0.000 0.000 12.500 235.334 0.000

19 0.995 -2.601 16.000 10.200 0.000 0.000 0.000

20 1.000 -2.706 16.000 10.200 10.000 21.959 0.000

21 0.976 -1.785 43.300 28.600 0.000 0.000 0.000

22 0.968 -2.259 33.500 20.700 0.000 0.000 0.000

23 0.973 -1.883 27.100 16.700 0.000 0.000 0.000

24 0.973 -1.773 22.400 13.900 0.000 0.000 0.000

25 0.962 -2.364 48.000 36.000 0.000 0.000 0.000

26 0.945 -1.255 0.000 0.000 0.000 -30.501 0.000

27 0.932 -1.022 0.000 0.000 0.000 -43.253 0.000

28 0.989 -2.513 0.000 0.000 0.000 -9.796 0.000

29 1.000 -2.706 0.000 0.000 0.000 -0.000 0.000

Total 628.600 392.200 777.061 796.223 100.000

LineFlow and Losses

1 165.500 -25.278 167.419

2 165.500 -25.278 167.419 13.734 45.407

2 188.200 110.799 218.393

1 -151.766 70.685 167.419 13.734 45.407

3 339.966 40.114 342.324 60.937 205.075

3 -19.100 88.200 90.244

2 -279.029 164.961 324.144 60.937 205.075

(13)

4 -15.900 213.790 214.380

3 -233.713 165.240 286.227 26.216 88.480

5 110.496 26.076 113.532 5.542 18.689

6 107.316 22.474 109.644 8.175 27.169

5 -10.400 -6.400 12.211

4 -104.954 -7.387 105.214 5.542 18.689

6 94.554 0.987 94.559 2.499 8.537

6 -8.200 -5.100 9.657

4 -99.141 4.695 99.253 8.175 27.169

5 -92.055 7.549 92.364 2.499 8.537

7 8.616 5.352 10.143 0.016 0.052

8 174.380 -22.697 175.851 15.473 52.078

7 -8.600 -5.300 10.102

6 -8.600 -5.300 10.102 0.016 0.052

8 -24.500 -15.200 28.832

6 -158.908 74.775 175.622 15.473 52.078

9 134.408 -89.975 161.743 8.642 28.488

9 -44.100 -27.000 51.709

8 -125.765 118.462 172.772 8.642 28.488

10 -22.818 -69.010 72.684 0.340 2.605

15 104.483 -76.453 129.467 0.719 3.235

10 268.561 136.583 301.297

9 23.158 71.615 75.266 0.340 2.605

11 14.301 8.915 16.853 0.001 0.014

13 128.389 -17.742 129.609 0.168 1.175

21 102.802 73.823 126.563 0.320 4.965

11 -9.000 -5.600 10.600

10 -14.301 -8.902 16.845 0.001 0.014

12 5.301 3.302 6.245 0.001 0.002

12 -5.300 -3.300 6.243

11 -5.300 -3.300 6.243 0.001 0.002

13 34.000 121.287 125.963

10 -128.221 18.917 129.609 0.168 1.175

14 11.706 6.820 13.547 0.006 0.020

15 65.282 46.856 80.357 0.646 2.453

21 85.233 48.722 98.176 1.060 3.032

14 -11.700 -6.800 13.533

13 -11.700 -6.800 13.533 0.006 0.020

15 -66.700 -41.100 78.346

(14)

13 -64.636 -44.403 78.419 0.646 2.453

16 82.205 53.521 98.093 0.505 2.121

17 10.787 -84.164 84.852 0.605 0.249

18 8.708 -45.741 46.563 0.319 1.229

16 -81.700 -51.400 96.524

15 -81.700 -51.400 96.524 0.505 2.121

17 -18.800 -11.600 22.091

15 -10.182 84.413 85.025 0.605 0.249

18 -8.618 -96.013 96.399 0.583 2.137

18 12.500 235.334 235.665

15 -8.390 46.970 47.714 0.319 1.229

17 9.201 98.150 98.580 0.583 2.137

19 16.033 10.316 19.065 0.033 0.116

20 6.045 -1.820 6.313 0.011 0.036

21 -10.389 81.767 82.424 0.543 2.105

19 -16.000 -10.200 18.975

18 -16.000 -10.200 18.975 0.033 0.116

20 -6.000 11.759 13.201

18 -6.033 1.856 6.312 0.011 0.036

28 0.033 9.906 9.906 0.033 0.110

29 -0.000 -0.000 0.000 -0.000 -0.001

21 -43.300 -28.600 51.893

10 -102.482 -68.858 123.467 0.320 4.965

13 -84.173 -45.691 95.774 1.060 3.032

18 10.932 -79.661 80.408 0.543 2.105

22 33.599 21.147 39.700 0.099 0.447

23 13.908 15.630 20.921 0.014 0.068

24 84.022 52.101 98.864 0.205 0.102

26 0.291 31.472 31.474 0.291 0.988

27 0.603 45.260 45.264 0.603 2.023

22 -33.500 -20.700 39.379

21 -33.500 -20.700 39.379 0.099 0.447

23 -27.100 -16.700 31.832

21 -13.894 -15.561 20.861 0.014 0.068

24 -13.206 -1.139 13.255 0.006 0.025

24 -22.400 -13.900 26.362

21 -83.816 -51.999 98.636 0.205 0.102

23 13.212 1.164 13.263 0.006 0.025

25 48.204 36.935 60.728 0.204 0.935

25 -48.000 -36.000 60.000

(15)

26 0.000 -30.501 30.501

21 0.000 -30.484 30.484 0.291 0.988

27 0.000 -43.253 43.253

21 0.000 -43.237 43.237 0.603 2.023

28 0.000 -9.796 9.796

20 0.000 -9.796 9.796 0.033 0.110

29 0.000 -0.000 0.000

20 0.000 -0.000 0.000 -0.000 -0.001

Total loss 148.550 504.164

(16)

Wilayah 2

Power Flow Solution by Newton-Raphson Method Maximum Power Mismatch = 0.00337397

No. Mag. Degree MW Mvar MW Mvar Mvar

1 0.972 -2.102 8.000 4.500 0.000 0.000 0.000

2 0.944 -6.169 5.700 3.500 0.000 0.000 0.000

3 0.929 -10.006 30.400 18.600 0.000 0.000 0.000

4 0.930 -10.033 4.800 2.900 0.000 0.000 0.000

5 0.930 -10.058 25.300 15.600 0.000 0.000 0.000

6 0.943 -10.837 15.700 9.700 0.000 0.000 0.000

7 0.918 -8.317 17.600 10.900 50.000 0.000 0.000

8 0.901 -7.937 25.600 15.700 0.000 0.000 0.000

9 0.905 -6.941 7.800 4.800 0.000 0.000 0.000

10 0.913 -5.971 27.000 16.600 0.000 0.000 0.000

11 0.914 -5.932 4.500 2.800 0.000 0.000 0.000

12 0.941 -6.029 19.800 12.100 0.000 0.000 0.000

13 0.978 -3.399 7.800 4.800 0.000 0.000 0.000

14 0.990 -2.680 12.800 8.600 0.000 0.000 0.000

15 1.000 -2.494 0.000 0.000 33.000 39.429 0.000

16 1.000 -2.548 0.000 0.000 17.000 43.185 0.000

17 1.000 0.000 0.000 0.000 56.362 1.399 0.000

18 0.980 1.465 5.300 3.300 0.000 0.000 0.000

19 0.989 3.145 7.000 12.000 0.000 0.000 0.000

20 1.000 4.764 0.000 0.000 80.000 2.670 0.000

21 0.977 -11.177 0.000 0.000 0.000 82.444 0.000

22 1.000 3.971 0.000 0.000 0.000 10.198 0.000

Total 225.100 146.400 236.362 179.325 0.000

Line Flow and Losses

1 -8.000 -4.500 9.179

2 52.474 6.381 52.860 1.154 3.811

14 4.704 -21.614 22.120 0.135 0.450

18 -26.118 4.790 26.553 0.485 1.605

19 -39.060 5.943 39.509 1.075 3.554

2 -5.700 -3.500 6.689

1 -51.319 -2.570 51.384 1.154 3.811

(17)

3 -30.400 -18.600 35.639

2 -44.733 3.917 44.904 0.887 2.987

4 13.747 -21.436 25.465 0.005 0.014

5 0.586 -1.080 1.229 0.000 0.001

4 -4.800 -2.900 5.608

3 -13.742 21.450 25.474 0.005 0.014

5 8.942 -24.350 25.940 0.006 0.017

5 -25.300 -15.600 29.723

3 -0.586 1.081 1.230 0.000 0.001

4 -8.935 24.367 25.953 0.006 0.017

6 12.084 -22.091 25.180 0.139 0.468

7 -32.678 28.257 43.201 0.410 1.358

21 4.816 -47.214 47.459 0.729 2.446

6 -15.700 -9.700 18.455

5 -11.945 22.559 25.527 0.139 0.468

21 -3.755 -32.259 32.477 0.332 1.126

7 32.400 -10.900 34.184

5 33.088 -26.899 42.643 0.410 1.358

8 -0.688 15.999 16.014 0.091 0.304

8 -25.600 -15.700 30.031

7 0.779 -15.696 15.715 0.091 0.304

9 -10.161 1.167 10.228 0.060 0.172

10 -16.218 -1.171 16.261 0.173 0.579

9 -7.800 -4.800 9.159

8 10.221 -0.995 10.269 0.060 0.172

10 -18.021 -3.805 18.418 0.106 0.344

10 -27.000 -16.600 31.695

9 18.127 4.149 18.596 0.106 0.344

8 16.391 1.750 16.484 0.173 0.579

11 -28.117 -10.146 29.892 0.006 0.023

12 -33.401 -12.353 35.612 1.003 0.331

11 -4.500 -2.800 5.300

10 28.124 10.169 29.906 0.006 0.023

12 -32.624 -12.969 35.107 0.974 0.321

12 -19.800 -12.100 23.205

11 33.598 13.290 36.131 0.974 0.321

10 34.404 12.684 36.668 1.003 0.331

13 -48.194 -20.173 52.246 0.913 3.084

14 -39.608 -17.901 43.465 0.900 3.338

13 -7.800 -4.800 9.159

12 49.107 23.257 54.336 0.913 3.084

(18)

14 -12.800 -8.600 15.421

1 -4.569 22.065 22.533 0.135 0.450

12 40.508 21.239 45.738 0.900 3.338

13 57.218 29.108 64.197 0.311 1.051

15 -26.904 -40.536 48.652 0.145 0.507

16 -22.811 -41.718 47.547 0.138 0.484

17 -56.242 1.243 56.256 0.578 2.645

15 33.000 39.429 51.417

14 27.049 41.043 49.155 0.145 0.507

16 5.951 -1.296 6.090 0.001 0.005

16 17.000 43.185 46.410

14 22.950 42.202 48.038 0.138 0.484

15 -5.950 1.301 6.090 0.001 0.005

17 56.362 1.399 56.380

14 56.820 1.402 56.838 0.578 2.645

18 -5.300 -3.300 6.243

1 26.603 -3.185 26.793 0.485 1.605

19 -31.903 -0.115 31.903 0.254 0.943

19 -7.000 -12.000 13.892

1 40.134 -2.389 40.205 1.075 3.554

18 32.158 1.058 32.175 0.254 0.943

20 -65.029 -5.197 65.237 0.566 1.915

22 -14.262 -5.472 15.276 0.081 0.269

20 80.000 2.670 80.045

19 65.595 7.112 65.980 0.566 1.915

22 14.405 -4.311 15.036 0.061 0.198

21 0.000 82.444 82.444

5 -4.087 49.660 49.828 0.729 2.446

6 4.087 33.385 33.634 0.332 1.126

22 0.000 10.198 10.198

19 14.344 5.741 15.450 0.081 0.269

20 -14.344 4.509 15.036 0.061 0.198

Total loss 11.721 34.349

(19)

DAFTAR PUSTAKA

1. Destiarini, Titin, 2009. “Studi & Analisa Aliran Daya Pada Sistem Sumatera Utara – Nangroe Aceh Darussalam Dengan Menggunakan Program Power System Simulation Engineering (Pss/E) Versi 31.0.0”. Universitas Sumatera

Utara.

2. El-Hawary, Mohamed. E. 1983. Electrical Power System Design and Analysis. Virginia: Reston Publishing Company, Inc.

3. Lidya, Adly. 2014. Studi Aliran Daya pada Sistem Kelistrikan Sumbagut 150 kV dengan Menggunakan Software PowerWorld versi 17.

4. Saadat, H. 1999. Power Sistem Analysis. United States of America: McGraw-Hill Companies, Inc.

5. Siregar, Yulianta. 2009. Pemodelan Paralel Load Flow Untuk Sistem Tenaga Listrik.

6. Stevenson, W. D. 1983. Element of Power System Analysis, 4th Edition. United States of America: McGraw-Hill Companies, Inc.

(20)

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1Umum

Penelitian ini dilakukan menggunakan metode Newton-Raphson untuk menghitung lairan daya pada sistem kelistrikan Sumbagut 150 kV. Metode ini dipilih karena dengan ketelitian yang sama, jumlah iterasi yang dibutuhkan lebih sedikit dan waktu yang diperlukan juga lebih singkat dibandingkan dengan metode lain.

3.2 Waktu dan Tempat Penleitian

Penelitian dilaksanakan mulai bulan Januari 2015 sampai April 2015. Lokasi penelitian adalah sistem kelistrikan Sumatera Bagian Utara 150 kV. 3.3Alat dan Bahan

Penelitian ini memerlukan alat dan bahan sebagai berikut : 1. 2 unit Laptop

2. Software MATLAB

3. Data Sistem Pembangkit dan Penyalur Sumatera Bagian Utara 3.4 Metode Pengumpulan Data

Metode pengumpulan data dalam suatu penelitian akan sangat menentukan keberhasilan penelitian, oleh karena itu perlu direncanakan dengan tepat dalam memilih metode untuk pengumpulan data.

(21)

Penulis melakukan kajian pustaka dengan mempelajari buku-buku referensi dan hasil penelitian sejenis sebelumnya yang pernah dilakukan orang laindengan tujuan mendapatkan landasan teori mengenai masalah yang akan diteliti.

3.5Langkah-Langkah Penelitian

Langkah-langkah yang ditempuh dalam penelitian ini meliputi : 1. Tahap Persiapan

Tujuan dari tahap persiapan penelitian adalah untuk mempersiapkan dan mengumpulkan informasi berupa data-data yang diperlukan untuk melakukan analisis. Data-data tersebut meliputi daya aktif dan reaktif masing-masing busbar, impedansi saluran transmisi yang menghubungkan masing-masing busbar dan diagram satu garis sistem kelistrikan Sumatera Bagian Utara. Data lengkap sistem kelistrikan Sumbagut 150 kV dapat dilihat pada lampiran 1 dan 2.

2. Tahap Perhitungan Data

Perhitungan data dilakukan dengan menggunakan software MATLAB. Dari simulasi, dapat diketahui tegangan dan sudut fasa masing-masing bus, daya aktif, daya reaktif serta rugi-rugi jaringan.

3.6Pemodelan Paralel Aliran Daya

(22)

1. Penelitian ini menggunakan sistem jaringan Sumbagut 150 kV yang terdiri dari 45 bus.

2. Sistem jaringan Sumbagut 150 kV dibagi menjadi 2 wilayah dengan wilayah 1 terdiri dari 25 bus dan wilayah B terdiri dari 20 bus.

3. Perhitungan dilakukan menggunakan dua unit laptop dan kedua laptop dihubungkan dengan wi-fi.

4. Data bus generator (P dan Q), data bus beban (P dan Q), dan data saluran transmisi (R dan X) diinput di wilayah A dan wilayah B . Data saluran transmisi diubah ke dalam satuan perunit. Bus swing/slack diberi kode 1, bus generator kode 2, dan bus beban kode 0.

5. Wilayah 1 dan wilayah 2 di run dengan matlab menggunakan metode newton raphson secara bersamaan.

6. Saat wilayah 1 dan wilayah 2 di run maka akan terjadi komunikasi link antar komputer yang mengakibatkan transfer data di masing-masing wilayah pada daerah batasan berupa tegangan mangnitudo (Vm) dan

sudut fasa (θ) .

(23)

3.7Flowchart

Tidak Y

Ya

Gambar 3.1 Flowchart Penelitian

Mulai

Membagi Wilayah Sumbagut menjadi dua wilayah

Input Data

(P,Q Generator; P,Q Load; R,X, 1/2B Saluran Transmisi)

Wilayah 1 dan Wilayah 2 di run dengan Matlab menggunakan

Metode Newton Raphson

Mengambil data Vm dan Sudut di masing-masing wilayah saat iterasi berlangsung di matrik

jacobian

Hasil perhitungan Konvergen?(V dan δ >= ε)

Update Variabel

Print Hasil

(24)

(25)

BAB IV

SIMULASI DAN ANALISIS

4.1Data Pembangkit dan Beban Sumatera Bagian Utara 150 kV

Sistem jaringan Sumbagut 150 kV saat ini memiliki 7 sektor pembangkit dengan 6 sektor yang beroperasi dan 1 masih dalam tahap pembangunan. Sektor-sektor tersebut yaitu:

1. Sektor Belawan 2. Sektor Medan 3. Sektor Panda

4. Sektor Labuhan Angin

5. Sektor Pangkalan Susu (Pembangunan) 6. Sektor Nagan Raya

7. IPP (Independent Power Producer).

Selain itu, sistem Sumbagut juga terinterkoneksi dengan sistem Inalum dengan tujuan transfer (export-import) energi listrik.

Tabel 4.1 menunjukkan data pembangkit dan data beban Sumbagut 150 kV yang digunakan dalam penelitian ini. Data diambil pada 28 Maret 2013 pukul 19.30 WIB. Terdapat total 45 bus yang selanjutnya dibagi menjadi 2 wilayah. Wilayah 1 mencakupi bus nomor 1 sampai 25 dan wilayah 2 bus nomor 26 sampai 45.

(26)

2. Bus Generator : Banda Aceh, Sigli, Lhoksmawe, Paya Pasir, Glugur, Titi Kuning, Brastagi, Kuala Tanjung, Sipan Sipahoras1 Sipan Sipahoras2 dan Renun.

3. Bus Beban : Bireun, Idie, Langsa, Tualang Cut, Pangkalan Brandan, Binjai, Labuhan, Lamhotma, Mabar, Paya Geli, Namorambe, Gis Listrik, Sei Rotan, KIM, Denai, Tanjung Morawa, Kuala Namu, Tarutung, Porsea, P. Siantar, G Para, Tebing Tinggi, Perbaungan, Kisaran, Aek Kanopan, Rantau Prapat, G. Tua, P. Sidempuan, Martabe, Sibolga, Tele dan Sidikalang.

Tabel 4.1 Data pembangkit dan data beban Sumbagut 150 kV

No Pusat Listrik /

Beban Generator Mang. Sudut MW MVAR MW MVAR

1 Banda Aceh Bus Generator 1 0 31.5 15 197 0

2 Sigli Bus Generator 1 0 11.8 7.2 200 0

3 Bireun Bus Beban 1 0 19.1 11.8 0 0

4 Lhoksmawe Bus Generator 1 0 34.9 21.8 19 0

5 Idie Bus Beban 1 0 10.4 6.4 0 0

6 Langsa Bus Beban 1 0 8.2 5.1 0 0

7 Tualang Cut Bus Beban 1 0 8.6 5.3 0 0

8 Pangkalan Brandan

Bus Beban 1 0 24.5 15.2 0 0

9 Binjai Bus Beban 1 0 44.1 27 0 0

10 Belawan Slack Bus 1 0 0 0 0 0

11 Labuhan Bus Beban 1 0 9 5.6 0 0

12 Lamhotma Bus Beban 1 0 5.3 3.3 0 0

13 Paya Pasir Bus Generator 1 0 36 21.3 70 0

14 Mabar Bus Beban 1 0 11.7 6.8 0 0

15 Paya Geli Bus Beban 1 0 66.7 41.1 0 0

16 Glugur Bus Generator 1 0 81.7 51.4 0 0

17 Namorambe Bus Beban 1 0 18.8 11.6 0 0

18 Titi Kuning Bus Generator 1 0 0 0 12.5 0

19 Gis Listrik Bus Beban 1 0 16 10.2 0 0

20 Brastagi Bus Generator 1 0 16 10.2 10 0

21 Sei Rotan Bus Beban 1 0 43.3 28.6 0 0

22 KIM Bus Beban 1 0 33.5 20.7 0 0

(27)

No Pusat Listrik /

Beban Generator Mang. Sudut MW MVAR MW MVAR

24 Tanjung Morawa

Bus Beban 1 0 22.4 13.9 0 0

25 Kuala Namu Bus Beban 1 0 48 36 0 0

26 Tarutung Bus Beban 1 0 8 4.5 0 0

27 Porsea Bus Beban 1 0 5.7 3.5 0 0

28 Pematang Siantar

Bus Beban 1 0 30.4 18.6 0 0

29 G. Para Bus Beban 1 0 4.8 2.9 0 0

30 Tebing Tinggi Bus Beban 1 0 25.3 15.6 0 0

31 Perbaungan Bus Beban 1 0 15.7 9.7 0 0

32 Kuala Tanjung Bus Generator 1 0 17.6 10.9 50 0

33 Kisaran Bus Beban 1 0 25.6 15.7 0 0

34 Aek Kanopan Bus Beban 1 0 7.8 4.8 0 0

35 Rantau Prapat Bus Beban 1 0 27 16.6 0 0

36 G. Tua Bus Beban 1 0 4.5 2.8 0 0

37 P. Sidempuan Bus Beban 1 0 19.8 12.1 0 0

38 Martabe Bus Beban 1 0 7.8 4.8 0 0

39 Sibolga Bus Beban 1 0 12.8 8.6 0 0

42 Labuhan Angin Slack Bus 1 0 0 0 0 0

43 Tele Bus Beban 1 0 5.3 3.3 0 0

44 Sidikalang Bus Beban 1 0 7 12 0 0

45 Renun Bus Generator 1 0 0 0 80 0

Data transmisi jaringan Sumbagut yang ditunjukkan pada tabel 4.2 berikut. Data saluran dikonversikan ke satuan pu (per unit).

Tabel 4.2 Data transmisi Sumbagut 150 kV

Bus Nomor _{R (pu)} _{X (pu)}

Banda Aceh Sigli 1 2 0.49

0.20298

0.162

Sigli Bireun 2 3 0.052 0.175

Bireun Lhoksmawe 3 4 0.032 0.108

Lhoksmawe Idie 4 5 0.043

0.17816

0.145

Lhoksmawe Langsa 4 6 0.068

0.28195

0.226

Idie Langsa 5 6 0.024 0.082

Langsa Tualang Cut 6 7 0.013 0.042

Langsa P. Brandan 6 8 0.041 0.138

Pangkalan Brandan Binjai 8 9 0.027 0.089

Binjai Belawan 9 10 0.006 0.046

(28)

Bus Nomor _{R (pu)} _{X (pu)}

Belawan Labuhan 10 11 0.002 0.005

Belawan Paya Pasir 10 13 0.001 0.007

Labuhan Lamhotma 11 12 0.00172 0.006

Paya Pasir Mabar 13 14 0.003 0.011

Paya Pasir Paya Geli 13 15 0.01 0.038

Paya Geli Glugur 15 16 0.005 0.021

Paya Geli Namorambe 15 17 0.008 0.0033

Paya Geli Titi Kuning 15 18 0.014 0.054

Namorambe Titi Kuning 17 18 0.006 0.022

Titi Kuning Gis Listrik 18 19 0.009 0.032

Titi Kuning Brastagi 18 20 0.028 0.092

Brastagi Renun 20 45 0.027 0.088

Brastagi Sidikalang 20 44 0.034 0.113

Sei Rotan Belawan 21 10 0.002 0.031

Sei Rotan Paya Pasir 21 13 0.011 0.03146

Sei Rotan Titi Kuning 21 18 0.008 0.031

Sei Rotan KIM 21 22 0.006 0.027

Sei Rotan Denai 21 23 0.003 0.015

Sei Rotan Tanjung Morawa 21 24 0.002 0.001

Denai Tanjung Morawa 23 24 0.003 0.014

Tanjung Morawa Kuala Namu 24 25 0.00525 0.02403

Tarutung Sibolga 26 39 0.026 0.087

Tarutung Porsea 26 27 0.03899 0.12878

Porsea P. Siantar 27 28 0.038 0.128

Pematang Siantar G. Para 28 29 0.00066 0.00189 Pematang Siantar Tebing Tinggi 28 30 0.026 0.087

G. Para Tebing Tinggi 29 30 0.00078 0.00223

Tebing Tinggi Perbaungan 30 31 0.019 0.064

Tebing Tinggi Sei Rotan 30 21 0.028 0.094

Tebing Tinggi Kuala Tanjung 30 32 0.019 0.063

Perbaungan Sei Rotan 31 21 0.028 0.095

Kuala Tanjung Kisaran 32 33 0.03 0.1

Kisaran Aek Kanopan 33 34 0.0467 0.1341

Aek Kanopan Rantau Prapat 34 35 0.0256 0.0831

Rantau Prapat Kisaran 35 33 0.053 0.178

Rantau Prapat G. Tua 35 36 0.00059 0.00220

G. Tua P. Sidempuan 36 37 0.066 0.0218

P. Sidempuan Rantau Prapat 37 35 0.066 0.0218

Martabe P. Sidempuan 38 37 0.0296 0.09997

Sibolga P. Sidempuan 39 37 0.04215 0.15633

Sibolga Martabe 39 38 0.0074 0.025

(29)

Bus Nomor R (pu) X (pu)

Sipan Sipahoras 2 Sipan Sipahoras 1

41 40 0.00329 0.01508 Sipan Sipahoras 2 Sibolga 41 39 0.006 0.021

Labuhan Angin Sibolga 42 39 0.0179 0.08190

Tele Tarutung 43 26 0.065 0.215

Sidikalang Tarutung 44 26 0.065 0.215

Sidikalang Tele 44 43 0.02403 0.08912

Renun Sidikalang 45 44 0.013 0.044

4.2Simulasi Sistem Sumbagut 150 kV

Dari data beban dan data transmisi di tabel 4.1 dan 4.2 di atas, dilakukan simulasi aliran daya pada sistem sumbagut. Perhitungan aliran daya pada jaringan 150 kV Sumbagut dengan metode pemodelan paralel dilakukan dengan asumsi sebagai berikut:

1. Perhitungan dilakukan dalam keadaan normal, tidak ada gangguan dimana semua beban terhubung dan semua pembangkit beroperasi.

2. Slack Bus untuk wilayah 1 adalah bus 10 (Belawan) dan wilayah 2 bus 17 (Labuhan Angin)

3. Base Mva = 100, dengan jumlah iterasi maksimal 100 dan toleransi 0,1. Simulasi Perhitungan aliran daya dilakukan dengan menggunakan software Matlab. Simulasi yang pertama adalah simulasi aliran daya sistem

(30)

[image:30.595.115.511.153.643.2]

Gambar berikut menunjukkan tampilan awal simulasi yang dilakukan.

(31)

[image:31.595.116.506.113.654.2]

(32)

[image:32.595.94.468.111.670.2]

(33)

[image:33.595.116.550.118.656.2]

(34)

Gambar 4.5 Lanjutan Tampilan Awal Simulasi Pada Matlab Untuk Wilayah Sumbagut Keseluruhan

(35)

[image:35.595.116.513.222.710.2]

Selanjutnya untuk wilayah 1 dan 2, simulasi dilakukan dengan menggunakan dua unit laptop. Sebelum simulasi dilakukan, kedua laptop dihubungkan dmenggunakan koneksi wifi. Tampilan awal untuk masing-masing wilayah akan terliahat seperti gambar berkut.

(36)

[image:36.595.118.553.126.655.2]

(37)

[image:37.595.116.552.113.672.2]

(38)

[image:38.595.115.509.115.491.2]

(39)

[image:39.595.117.543.118.665.2]

(40)

[image:40.595.108.536.107.657.2]

(41)

Setelah data yang diperlukan untuk simulasi wilayah 1 dan 2 selesai dimasukkan, program simulasi pada masing-masing laptop dijalankan secara bersamaan dengan menekan tombol RUN pada toolbar. Kemudian hasil simulasi sudah dapat diketahui. Hasil yang diharapkan pada simulasi ini adalah mengetahui jumlah iterasi pada masing-masing wilayah, mengetahui total pembangkit dan total beban pada wilayah Sumabgut dan mengetahui total rugi-rugi (losses) pada saluran transmisi.

4.3Hasil Simulasi Sistem Sumbagut 150 kV

[image:41.595.113.519.415.622.2]

Perhitungan aliran daya wilayah Sumbagut keseluruhan konvergen pada iterai ke-5. Profil tegangan magnitudo pada masing-masing bus dapat dilihat pada gambar 4.12 berikut:

Gambar 4.12 Grafik Tegangan Pada Masing-Masing Bus Sistem Sumbagut 150 kV

(42)

Gambar 4.13 Grafik Sudut Fasa Di Masing-Masing Bus Pada Sistem Sumbagut 150 Kv

[image:42.595.118.527.130.352.2]

Kemudian dapat juga dilihat profil daya aktif beban dan daya reaktif beban di masing-masing bus seperti pada gambar 4.14 di bawah:

[image:42.595.113.514.486.668.2]

(43)

[image:43.595.114.510.166.382.2]

Terakhir dapat dilihat grafik daya aktif generator bus/ slack bus dan daya reaktif generator bus/ slack bus pada gambar 4.14 berikut:

Gambar 4.15 Daya aktif dan daya reaktif bus generator dan slack bus sistem Sumbagut 150 kV

4.4Hasil Simulasi Wilayah 1 Sistem Sumbagut 150 kV

Dalam simulasi, data pembangkit dan data beban wilayah 1 terdiri dari 29 bus dengan penambahan 4 bus (bus 26, bus 27, bus 28, dan bus 29) yang berfungsi sebagai pengganti bus 5, bus 6, bus 27 dan bus 28 di wilayah 2. Dengan demikian saluran transmisi pada masing-masing wilayah tetap terhubung dan rugi-ruginya masih bisa dihitung.

(44)

[image:44.595.115.513.112.325.2]

Gambar 4.16 Grafik Perbandingan Tegangan Magnitudo Masing-Masing Bus Di Wilayah 1 Dengan Sumbagut

Gambar 4.17 Grafik Perbandingan Sudut Fasa Masing-Masing Bus Di Wilayah 1 Dan Sumbagut

[image:44.595.112.511.358.595.2]

(45)

[image:45.595.114.510.112.315.2]

Gambar 4.18 Grafik Perbandingan Daya Aktif Masing-Masing Bus Beban Di Wilayah 1 Dan Sumbagut

Gambar 4.19 Grafik Perbandingan Daya Reaktif Masing-Masing Bus Beban Di Wilayah 1 Dan Sumbagut

[image:45.595.118.511.369.579.2]

(46)

Perbandingan daya aktif dan daya reaktif bus generator dan slack bus dapat dilihat di gambar 4.19 dan 4.20 berikut:

Gambar 4.20 Grafik Perbandingan Daya Aktif Masing-Masing Bus Generator Dan Slack Bus Di Wilayah 1 Dan Sumbagut

Gambar 4.21 Grafik Perbandingan Daya Reaktif Masing-Masing Bus Generator Dan Slack Bus Di Wilayah 1 Dan Sumbagut

[image:46.595.114.513.165.340.2] [image:46.595.111.513.409.626.2]

(47)

Sumbagut 150 kV. Hal ini disebabkan adanya proses transfer tegangan magnitudo dan sudut fasa saat iterasi berlangsung di masing-masing wilayah. Hasil simulasi wilayah 1 konvergen pada iterasi ke-3.

Dari hasil simulasi wilayah 1 diperoleh informasi berikut: Total Pembangkitan : 777,061 MW + 796,223 MVar Total Pembebanan : 628,600 MW + 392,200 MVar Total injeksi daya reaktif : 100 MVar

Total rugi saluran : 148,550 MW + 504,164MVar

4.5Hasil Simulasi Wilayah 2 Sistem Sumbagut 150 kV

Data pembangkit dan data beban pada wilayah 2 terdiri dari 22 bus termasuk 2 bus tambahan (bus 21 dan bus 22) yang berfungsi sebagai bus baru menggantikan bus 21 dan 20 di wilayah 1. Saat simulasi dijalankan, komunikasi data antara wilayah 1 dan wilayah 2 terjadi di bus 21 dan 22 wilayah 2 dengan bus 20 dan 21 wilayah 1.

(48)

Gambar 4.22 Grafik Perbandingan Tegangan Magnitudo Masing-Masing Bus Di Wilayah 2 Dan Sumbagut.

Gambar 4.23 Grafik Perbandingan Sudut Fasa Masing-Masing Bus Di Wilayah 2 Dan Sumbagut

[image:48.595.112.513.112.312.2] [image:48.595.118.477.362.581.2]

(49)

[image:49.595.114.512.114.343.2]

Gambar 4.24 Grafik Perbandingan Daya Aktif Masing-Masing Bus Beban Di Wilayah 2 Dan Sumbagut

Gambar 4.25 Grafik Perbandingan Daya Reaktif Masing-Masing Bus Beban Di Wilayah 2 Dan Sumbagut

[image:49.595.114.510.411.628.2]

(50)

beban. Untuk data daya aktif dan daya reaktif bus generator dan slack bus dapat dilihat pada gambar berikut:

Gambar 4.26 Grafik Perbandingan Daya Aktif Masing-Masing Bus Generator Dan Slack Bus Di Wilayah 2 Dan Sumbagut

[image:50.595.117.510.164.387.2] [image:50.595.117.511.448.671.2]

(51)

Grafik perbandingan daya aktif dan daya reaktif generator pada gambar 4.26 dan 4.27 di wilayah 2 dengan sistem sumbangut menunjukkan hasil yang hampir sama karena adanya proses transfer tegangan magnitudo dan sudut fasa saat proses iterasi berlangsung sehingga ada beberapa perubahan di daya aktif dan daya reaktif generator dan slack bus.

Dari hasil simulasi wilayah 2, didapat informasi sebagai berikut: Total Pembangkitan : 236,362 MW + 179,325 MVar

Total Pembebanan : 225,100 MW + 146,400 MVar Total injeksi daya reaktif : -

(52)

BAB V PENUTUP

5.1Kesimpulan

1. Dengan metode pemodelan paralel, dapat diketahui total pembangkitan, total pembebanan dan total rugi-rugi di masing-masing wilayah komputasi. Dari simulasi juga terlihat perhitungan aliran daya jaringan Sumbagut 150 kV sdengan metode konvensional selesai pada iterasi ke-5 sedangkan perhitungan dengan metode pemodelan paralel selesai pada iterasi ke-3 untuk wilayah 1 dan iterasi ke-4 untuk wilayah. Artinya, Perhitungan aliran daya lebih efisien dengan metode pemodelan paralel dibandingkan dengan metode konvensional pada sistem Sumbagut 150 kV.

(53)

5.2 Saran

1. Penelitian ini dapat diaplikasikan pada sistem yang sesungguhnya sehingga lebih cepat dalam melakukan studi aliran daya dan lebih cepat mendapatkan informasi yang diperlukan mengenai aliran daya maupun tegangan sistem.

(54)

BAB II

LANDASAN TEORI

2.1Umum

Sistem tenaga listrik dibangun dengan tujuan membangkitkan energi listrik untuk kemudian disalurkan dan dimanfaatkan sesuai dengan kebutuhan.pada dasaranya sistem ini terdiri dari tiga unit, pusat pembangkit, saluran transmisi dan sistem distribusi.

Unit pembangkitan merupakan komponen penghasil energi listrik. Saluran trannsmisi menghubungkan pusat pembangkit dengan sistem distribusi dan dapat juga menghubungkan dengan sistem tenaga yang lain dengan jaringan interkoneksi. Sementara sistem distribusi menyalurkan energi listrik ke beban.

(55)

2.2 Studi Aliran Daya

Studi aliran daya pada suatu sistem merupakan suatu hal yang sangat penting dalam menganalisis kinerja sistem saat ini. Studi aliran daya juga sangat penting dalam perencanaan dan pengembangan sistem kedepannya karena kebutuhan energi listrik yang akan terus meningkat.

Tujuan dari analisis aliran daya secara umum adalah untuk mendapatkan: 1. Besar dan sudut tegangan pada tiap bus dan kita bisa mengatahui

batas-batas operasi yang diperbolehkan.

2. Besar arus dan daya yang mengalir pada jaringan

3. Kondisi awal sistem sehingga kita bisa melakukan studi-studi selanjutnya seperti perencanaan, pengembangan sistem maupun studi tentang beban, perhitungan gangguan, proteksi sistem dan lainnya. Masalah aliran daya mencakup perhitungan aliran dan tegangan sistem pada terminal tertentu atau bus tertentu. Didalam studi aliran daya, bus-bus dibagi dalam 3 bagian, yaitu:

1. Slack bus atau swing bus atau bus referensi

Variabel yang diketahui pada bus ini adalah tegangan V dan sudut fasa . Bus ini biasa disebut juga dengan swing bus atau bue berayun. Bus ini berfungsi untuk menyuplai kekurangan daya aktif P dan daya reaktif Q pada sistem . Variabel yang bias dihitung pada slack bus ini adalah daya aktif P dan daya reaktif Q.

(56)

Bus ini terhubung dengan generator. Variabel yang diketahui dari bus ini adalah dayak aktif P dan besaran tegangan V, sedangkan daya reaktif Q dan sudut fasa  merupakan hasil perhitungan.

3. Load bus atau bus beban (PQ Bus)

Variabel yang diketahui pada bus ini adalah daya aktif (P) dan daya reaktif (Q) sehingga sering juga disebut bus PQ. Daya aktif dan reaktif yang disuplai ke sistem tenaga bernilai positif, sementara daya aktif dan reaktif yang di konsumsi bernilai negatif. Variabel yang dihitung pada bus ini adalah tegangan V dan sudut fasa _.

[image:56.595.111.516.452.732.2]

Secara singkat, klasifikasi bus pada sistem tenaga dapat disederhanakan ke tabel berikut:

Tabel 2.1 Klasifikasi Bus Pada Sistem Tenaga

No. Tipe Bus Daya Aktif

(P)

Daya Reaktif

(Q)

Tegangan

(V)

Sudut Beban

(δ)

1. Bus Beban Diketahui Diketahui Tidak

Diketahui

Tidak Diketahui

2. Bus

Generator

Diketahui Tidak

Diketahui

Diketahui Tidak Diketahui

3. Slack Bus

/ Swing

Bus

Tidak

Diketahui

Tidak

Diketahui

(57)

Perhitungan aliran daya pada dasarnya adalah menghitung tegangan magnitudo dan sudut fasa bus swing, daya aktif dan reaktif bus beban serta daya aktif dan tegangan bus generator. Hasil perhitungan ini kemudian digunakan untuk mengetahui besar dan sudut fasa tegangan pada tiap-tiap bus serta daya nyata dan reaktif yang mengalir pada masing-masing saluran. Informasi ini digunakan untuk studi operasi normal jaring, analisis keadaan darurat (jika terjadi gangguan pada jalur transmisi utama atau unit pembangkitan yang besar), analisis keamanan, menentukan operasi optimal dan juga analisis kestabilan. Baik matrik admitansi bus Ybus yang dibentuk oleh admitansi sendiri (self admittance) dengan admitansi bersama (mutual admittance) maupun matrik impedansi bus Zbus yang dibentuk impedansi titik penggerak (driving point) dan impedansi pemindah (transfer impedance) dapat digunakan dalam penyelesaian masalah aliran daya.

Dalam melakukan perhitungan aliran daya, terdapat beberapa metode yang bisa diaplikasikan, yaitu:

1. Metode Gauss-Seidel

2. Metode Newton-Raphson

3. Metode Fast-Decoupled

4. Metodea Super Decoupled

2.3Matrik Admitansi Bus

(58)

ij ij ij ij

jx r z y

 

 1 1 (2.1)

i = bus ke-i

j = bus ke- j

G₁ G₂

4 3

[image:58.595.146.450.83.520.2]

2 1

Gambar 2.1 Diagram Satu Garis Sistem Tenaga

(59)

1 2

3

4 z

10

z₁₂

z₂₀

z₁₃ z23

[image:59.595.206.420.109.362.2]

z₃₄

Gambar 2.2 Diagram Impedansi

Diagram impedansi Gambar 2.2 diubah menjadi diagram admittansi, dimana sumber tegangan ditransformasi menjadi sumber arus seperti pada Gambar 2.3.

1 2

3

4 y₁₀

y

12

y₂₀

y₁₃ y23

y₃₄

[image:59.595.188.438.495.723.2]

(60)

Gambar 2.3 Diagram Admittansi

Berdasarkan diagram admitansi gambar 2.3, gunakan hukum Kirchhoff arus pada tiap titik simpul (bus) untuk membuat persamaan arus yaitu hubungan antara arus yang diinjeksikan ke bus dan tegangan bus sebagai berikut:

Persamaan arus pada bus-1:

) (

)

( ₁ ₂ ₁₃ ₁ ₃

12 1 10

1 y V y V V y V V

I      (2.2)

) (

)

( ₂ ₁ ₂₃ ₂ ₃

21 2 20

2 y V y V V y V V

I      (2.3)

) ( ) ( ) (

0 y₃₂ V₃V₂  y₃₁V₃V₁ y₃₄V₃V₄ (2.4) Persamaan arus pada bus-4:

) (

0 y₄₃V₄ V₃ (2.5)

Dengan menyusun persamaan diatas maka akan menghasilkan:

3 13 2 12 1 13 12 10

1 (y y y )V y V y V

I      (2.6)

3 23 2 23 21 20 1 21

2 y V (y y y )V y V

I      (2.7)

4 34 3 34 32 31 2 32 1

31 ( )

0y V  y V  y y y V y V (2.8)

4 43 3 43

0y V y V (2.9)

Bila :

13 12 10

11 y y y

Y   

21 12

21

12 Y y y

Y   

31 13

31

13 Y y y

(61)

23 21 20

22 y y y

Y   

32 23

32

23 Y y y

Y   

34 32 31

33 y y y

Y   

43 34

43

34 Y y y

Y   

43

44 y

Y 

Persamaan arus pada tiap bus menjadi:

4 14 3 13 2 12 1 11

1 Y V Y V Y V Y V

I     (2.10)

4 24 3 23 2 22 1 21

2 Y V Y V Y V Y V

I     (2.11)

4 34 3 33 2 32 1 31

3 Y V Y V Y V Y V

I     (2.12)

4 44 3 43 2 42 1 41

4 Y V Y V Y V Y V

I     (2.13)

Pada jaringan diatas, karena tidak ada hubungan antara bus-1 dan 4, bus-2 dan bus-4, maka Y₁₄ Y₄₁ 0dan hal yang sama berlaku juga untuk Y₂₄ Y₄₂ 0. Pada bus-3 dan bus-4 tidak ada sumber arus, maka I₃ 0 dan I₄ 0.

(62)







































n i nn ni n n in ii i i n i n i n i

V

Y

I

.

...

.

...

.

...

.

2 1 2 1 2 1 2 2 22 21 1 1 12 11 2 1 (2.14) Atau bus bus bus Y V

I  (2.15)

dimana I_bus adalah vektor arus yang diinjeksikan pada bus. Arus positif jika menuju bus dan negative jika meninggalkan bus. V_bus adalah vektor tegangan bus yang diukur dari bus referensi. Y_bus adalah matrik admittansi bus. Matrik admitansi bus ini terbentuk dari elemen diagonal masing masing bus dan elemen diagonal antara bus.

Elemen diagonal masing masing bus adalah sama dengan penjumlahan dari admittansi yang dihubungkan padanya dan ini disebut dengan admittansi sendiri dan dapat ditulis secara umum yaitu:

(63)

Sedangkan elemen diagonal antara bus adalah sama dengan admittansi yang dihubungkan padanya dengan tanda negatif, dan ini disebut sebagai admittansi bersama dan secara umum dapat ditulis yaitu:

ij ji

ij Y y

Y   (2.17)

Dimana:

ii

Y = admittansi bus ke-i

ij

Y = admittansi antara bus i dan j

i

V = tegangan phasa ke tanah pada bus ke-i

i

I = arus yang mengalir masuk ke bus i

Bila sumber arus yang diinjeksikan pada masing masing bus diketahui, maka vektor tegangan disetiap bus dapat dihitung dan selanjutnya aliran daya disetiap saluran dapat juga diperoleh. Hubungan tegangan dan arus di setiap bus seperti yang ditunjukkan persamaan (2.14) dapat diselesaikan untuk n bus yaitu:

bus bus bus Y I

V  1 (2.18)

2.4Metode Newton-Raphson

(64)

Studi aliran daya dilakukan untuk menganalisis aliran daya listrik dari pusat pembangkit yang disalurkan dari saluran transmisi sampai ke pusat-pusat beban. Ada dua yang perlu diperhatikan dalam melakukan studi aliran daya, yaitu:

1.Tegangan pada tiap-tiap bus.

2.Aliran daya aktif dan daya reaktif pada masing-masing saluran, yang dapat dihitung melalui persamaan aliran daya berikut:

ij i ij VI

S   (2.19)

*           ij j i Z V V

Vi Zij adalah impedansi saluran.

Dalam menyelesaikan perhitungan aliran daya dengan metode Newton-Raphson pada persamaan hybrid form, dilakukan langkah-langkah berikut:

1. Menentukan nilai k i

P dan k i

Q yang mengalir ke sistem pada setiap bus untuk nilai yang ditentukan atau perkiraan dari besar dan sudut untuk iterasi pertama atau tegangan yang ditentukan paling akhir untuk iterasi berikut.

i e V

V_i  _i j = V_i _i (2.20)

Yij Gij  jBij (2.21)

)] sin( ) cos( [ 1 j i ij j i ij n j j i

i V V G B

P 



    

 (2.22) )] cos( ) sin( [ 1 j i ij j i ij n j j i

i V V G B

Q 



    



(65)

2. Menentukan Pik

dan

Qik dengan persamaan berikut. k i spec i k

i P P

P  

 _, (2.24)

k i spec i k

i Q Q

Q  

 _, (2.25)

subrkip spec berarti “yang ditetapkan”.

3. Menghitung nilai-nilai jacobian dengan menggunakan nilai-nilai perkiraan atau ditentukan dari besar dan sudut tegangan pada persamaan turunan parsial yang ditentukan dengan diferensial persamaan berikut.

                                                                                                             n n n n n n n n n n n n n n n n n n n n V V V Q V Q Q Q V Q V Q Q Q V P V P P P V P V P P P Q Q P P ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1           (2.26)

koefisien matrik jacobian adalah

(66)

4. Menentukan invers Matrik Jacobian dan hitung koreksi-koreksi sudut dan tegangan pada setiap Bus.

5.

Menghitung nilai baru dari _i(k1) dan V_i (k1) dengan menambahkan _i dan V_i pada nilai sebelumnya.

6. Kembali ke langkah pertama dan mengulangi proses itu dengan menggunakan nilai untuk besar dan sudut tegangan yang ditentukan paling akhir sehingga semua nilai _i dan V_i pada semua bus lebih kecil dari suatu indeks ketepatan yang telah ditentukan (proses iterasi konvergen) . 2.5Parallel Load Flow

Parallel load flow adalah metode penyelesaian perhitungan aliran daya pada sistem yang luas dengan membagi sistem transmisi menjadi beberapa wilayah dan melakukan perhitungan load flow secara paralel dengan memperhatikan komunikasi data pada daerah perbatasan (boundary area).

Model umum dari paralel load flow adalah: ) (x f x (2.2 8)

dengan xX Rn, f(.)adalah suatu fungsi pemetaan tidak linear f :XRn. Mengikuti model Newton-Raphson

                      2 1 2 1 1 2 1 1 _. f f j x x x x n n n n (2.29)

(67)

 

x



f

 

x f

 

x



f  ₁ ,..., ₁ (2.30)



1,...,



, {1,..., )

1 x x i N

f

xi  N   (2.31)

Perhitungan aliran daya secara paralel (parallel load flow) bertujuan memperoleh solusi yang lebih cepat. Beberapa faktor yang sangat mempengaruhi kecepatan dari solusi paralel adalah sebagai berikut:

a. Keseimbangan pengambilan data di masing-masing prosesor b. Kerja dari prosesor

c. Kecepatan dari komunikasi data antara prosesor

Untuk perhitungan yang cepat, wilayah sistem keseluruhan dibagi menjadi beberapa wilayah-yang seimbang untuk perhitungan aliran daya. Kemudian dilakukan perhitungan aliran daya pada masing-masing wilayah. Hasil perhitungan aliran daya berbasis paralel per-wilayah digunakan sebagai data untuk pembagian pembebanan dari masing-masing wilayah.

(68)

BAB I PENDAHULUAN

1.1Latar Belakang

Peningkatan kebutuhan masyarakat modern terhadap energi listrik telah memicu perkembangan sistem ketenagalistrikan. Dengan sistem yang semakin kompleks, evaluasi kerja sistem maupun analisis dari kondisi pembangkitan maupun pembebanan akan semakin rumit. Untuk itu diperlukan suatu study aliran daya (load flow) untuk mendapatkan informasi mengenai aliran daya maupun tegangan sistem.

Perhitungan aliran daya dapat dilakukan dengan beberapa metode seperti metode Gauss-Seidel, Newton-Raphson, Fast Decoupled, Super Decoupled, 3 Phase, 3 Phase tidak seimbang dan Neural Network Load Flow.

Untuk aplikasi perhitungan pada area yang luas, perhitungan dengan metode diatas tidak efisien. Terdapat kesulitan saat perhitungan karena daerah yang terlalu luas sehingga mengakibatkan keterlambatan dalam perhitungan load flow. Oleh karena itu, dikembangkan suatu metode yang lebih cepat yaitu parallel load flow dengan metode Newton-Raphson.

(69)

1.2Perumusan Masalah

Perhitungan paralel load flow untuk sistem kelistrikan sumbagut dilakukan dengan membagi sistem menjadi dua wilayah komputasi. Simulasi dilakukan dengan menggunakan MATLAB untuk mengamati hasil perhitungan aliran daya untuk kemudian dikirimkan ke masing-masing wilayah komputasi. Dilakukan perlakuan khusus dalam pengambilan data pada daerah perbatasan.

1.3Tujuan

Tujuan dari Tugas Akhir ini adalah:

1. Mengetahui perhitungan aliran daya sistem kelistrikan sumbagut 150 kV dengan pemodelan paralel aliran daya dan membandingkannya dengan metode konvensional.

2. Mengetahui aliran daya pada sistem jaringan Sumatera Bagian Utara 150 kV. 1.4 Batasan Masalah

Tugas Akhir ini difokuskan pada simulasi aliran daya sistem kelistrikan Sumatera Bagian Utara 150 kV dengan asumsi:

1. Menggunakan metode Newthon-Raphson untuk menghitung aliran daya secara paralel (parallel load flow).

2. Sistem jaringan Sumatera Bagian Utara 150 KV terdiri dari 45 bus yang akan dibagi menjadi dua wilayah komputasi.

(70)

1.5Manfaat Penelitian

1. Mengetahui simulasi aliran pada dengan menggunakan MATLAB. 2. Mengetahui perhitungan aliran dengan metode parallel load flow.

(71)

ABSTRAK

Studi aliran daya dilakukan untuk mengetahui informasi mengenai aliran daya dan tegangan sistem. Studi aliran daya sangat penting karena dapat menganalisis keadaan sistem sekarang dan dapat digunakan dalam perencanaan pengembangan sistem. Untuk sistem dengan wilayah yang luas, dapat dilakukan perhitungan aliran daya dengan metode parallel load flow Newton-Raphson. Metode ini dilakukan dengan membagi wilayah perhitungan menjadi dua wilayah dan menghitung aliran daya pada masing-masing wilayah secara bersamaan. Aplikasi metode ini pada Sistem Kelistrikan Sumatera Bagian Utara 150 kV menunjukkan jumlah iterasi yang lebih sedikit dibandingkan metode konvensional sehingga metode ini dinilai lebih efisien. Dari hasil simulasi untuk wilayah 1 diperoleh total pembangkitan sebesar 777,091 MW + 796,223 MVar, total beban 628,600 MW + 392,200 MVar dan total rugi jaringan sebesar 148,550 MW + 611,700 MVar. Dari wilayah 2 diperoleh total pembangkitan 236,362 MW + 179.325 MVar, total beban 225,100 MW + 146,400 MVar dan total rugi saluran 11,721 MW + 34,349 MVar

.

(72)

TUGAS AKHIR

ANALISIS ALIRAN DAYA SISTEM KELISTRIKAN SUMBAGUT 150 KV

DENGAN MENGGUNAKAN METODE PARALLEL LOAD FLOW

Diajukan untuk memenuhi persyaratan

menyelesaikan pendidikan sarjana (S-1) pada

Departemen Teknik Elektro Sub konsentrasi Teknik Energi Listrik

Oleh

Leo Syahputra

NIM : 090402075

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

MEDAN

(73)

(74)

ABSTRAK

Studi aliran daya dilakukan untuk mengetahui informasi mengenai aliran daya dan tegangan sistem. Studi aliran daya sangat penting karena dapat menganalisis keadaan sistem sekarang dan dapat digunakan dalam perencanaan pengembangan sistem. Untuk sistem dengan wilayah yang luas, dapat dilakukan perhitungan aliran daya dengan metode parallel load flow Newton-Raphson. Metode ini dilakukan dengan membagi wilayah perhitungan menjadi dua wilayah dan menghitung aliran daya pada masing-masing wilayah secara bersamaan. Aplikasi metode ini pada Sistem Kelistrikan Sumatera Bagian Utara 150 kV menunjukkan jumlah iterasi yang lebih sedikit dibandingkan metode konvensional sehingga metode ini dinilai lebih efisien. Dari hasil simulasi untuk wilayah 1 diperoleh total pembangkitan sebesar 777,091 MW + 796,223 MV