EVALUASI PENGUKURAN DAYA SEMU FREKWENSI NON-FUNDAMENTAL DAN DAYA SEMU NON-FUNDAMENTAL BEBAN
TAK SEIMBANG SESUAI STANDAR IEEE 1459-2000 SERTA HUBUNGANNYA PADA PERHITUNGAN BESARAN TARIF KONSUMSI ENERGI BERBASIS KVAH DI PELANGGAN KHUSUS
Tesis
Untuk memenuhi sebagian persyaratan mencapai derajat S2
Program Studi Magister Sistem Energi Elektrik Jurusan Teknik Elektro
Fakultas Teknik
Diajukan oleh Maurits A. Paath 08/278786/PTK/05531
kepada
PROGRAM PASCA SARJANA
UNIVERSITAS GADJAH MADA
YOGYAKARTA
iii
PERNYATAAN
Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam tesis ini tidak terdapat karya yang pernah diajukan untuk memperoleh gelar kesarjanaan disuatu Perguruan Tinggi, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak terdapat karya atau pendapat yang pernah ditulis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali yang secara tertulis diacu dalam naskah ini dan disebutkan dalam daftar pustaka.
Yogyakarta, 11 Desember 2009
iv PRAKATA
Puji syukur dipanjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Kuasa atas rahmat dan karuniaNya sajalah sehingga penyusunan tesis yang berjudul “Evaluasi
Pengukuran Daya Semu Frekwensi Fundamental dan Daya Semu Fundamental Beban Tak Seimbang Sesuai Standar IEEE 1459-2000 serta Hubungannya Terhadap Perhitungan Besaran Tarif Konsumsi Energi Berbasis KVAH Di Pelanggan Khusus” telah berhasil dibuat dan dapat diselesaikan dengan baik.
Tesis ini merupakan salah satu syarat untuk mencapai derajat Stara Dua (S-2) Program Magister Sistem Energi Elektrik (MSEE) Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada Yogyakarta.
Didalam penyusunan tesis ini diakui oleh penulis bahwa adanya bantuan baik langsung maupun tidak langsung dari pihak-pihak yang memberi penjelasan bimbingan, arahan dan dukungan serta motivasi kongkrit yang diberikan. Oleh karena itu pada kesempatan ini penulis akan menyampaikan ucapan terima kasih dan penghargaan sebesar-besarnya kepada:
1. Bapak Assoc. Prof. Dr. Ir. Tumiran, M.Eng, sebagai Dosen Pembim-bing Utama dan sekaligus sebagai Dekan Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada serta anggota Dewan Energi Nasional (DEN) Indonesia. 2. Bapak Dr. Eng. Suharyanto, ST, M.Eng, sebagai Dosen Pembimbing
v
3. Bapak Ir. Tiyono, MT selaku Ketua Pengelola Program Studi Magister Sitem Energi Elektrik (MSEE).
4. Semua Dosen Pengajar Program Studi MSEE Universitas Gadjah Mada.
5. Bapak Mursih dan seluruh pegawai serta staf Program Studi MSEE. 6. Bapak Ir. Benny MM. Marbun, M.Eng.Sc selaku General Manajer PT.
PLN (Persero) Wilayah Papua dan seluruh pegawai PT. PLN (Persero) Wilayah Papua.
7. Seluruh keluarga, stri, anak-anak, orang tua dan saudara yang setia 8. Semua pihak yang tidak dapat kami sebut satu-persatu.
Akhirnya semoga tesis ini yang mana kami akui jauh dari sempurna didalam pembahasan tentang standar IEEE 1459-2000 namun diharapkan dapat bermanfaat bagi yang membutuhkan termasuk PT. PLN (Persero), khususnya dalam pemahaman masalah, penyebab, efek serta solusi harmonik yang diberikan berkenaan dengan implementasi standar IEEE 1459-2000.
Yogyakarta, 11 Desember 2009
vi
1.3 Keaslian Penelitian ... 5
1.4 Manfaat Penelitian ... 5
1.5 Tujuan Penelitian ... 6
1.6 Sistimatika Penulisan ... 6
vii
2.2 Landasan Teori ... 10
2.2.1 Dampak Harmonik Pada Sistem Tenaga Listrik ... 10
2.2.2 Dampak Harmonik Terhadap Standar Energi dan Kebijakan Energi ... 21
2.2.3 Dampak Harmonik Terhadap Pelanggan ... 22
2.2.4 Deret Trigonometri ... 13
2.2.5 Analisa Harmonisa dan Formulasinya ... 25
2.2.6 Definisi Daya Reaktif ... 28
2.2.6.1 Definisi daya yang diusulkan oleh C. Budeanu ... 28
2.2.6.2 Definisi daya yang diusulkan oleh S. Fryze ... 31
2.2.6.3 Definisi daya yang diusulkan oleh LS. Czarnecky ... 33
2.2.6.4 Usulan IEEE Working Group ... 35
2.2.6.5 IEEE 1459: Definisi daya untuk sistem tenaga modern.. 36
2.2.6.6 Tarif Berbasis KVAH ... 48
2.2.6.7 Keuntungan Perhitungan Tagihan Energi KVAH ... 49
2.2.6.8 Komponen Rekening Tarif Berbasis KVAH ... 51
2.2.6.9 KVAH Harian ... 51
BAB III METHODOLOGI PENELITIAN 52 3.1 Alat Penelitian ... 52
3.1.1 Power Quality Analyser (PQA) A3Q ... 52
viii
2.1.2.1 Win A3Q ... 54
2.1.2.2 The Output Processor (TOP) 2000 ... 55
3.2 Lokasi Pengukuran ... 56
3.3 Diagram Tunggal Letak Pengukuran ... 57
3.4 Tahapan Penelitian ... 58
BAB IV HASIL PENGUKURAN DAN ANALISA 59 4.1 Pengukuran Besar Power Quality ... 59
4.1.1. Hasil Pengukuran Sesaat (Instantaneous) Pelanggan Baja Kurnia 2, PLN APJ Klaten ... 60
4.1.2. Pengukuran Interval Waktu (Time Recording) Pelanggan Baja Kurnia 2, PLN APJ Klaten ... 65
4.1.3. Hasil Pengukuran Sesaat (Instantaneous) Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 74
4.1.4. Pengukuran Interval Waktu (Time Recording) Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 79
4.2 Analisa ... 86
4.2.1. Data Dasar (Base Data) Pelanggan Baja Kurnia 2 dan Bank Papua ... 86
4.2.1.1 Data arus dan THD arus masing-masing fasa R, S, T ... 86
4.2.1.2 Data tegangan untuk fasa-netral ... 87
4.2.1.3 Data tegangan untuk fasa-fasa ... 87
ix
4.2.2.1 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 88
4.2.2.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 91
4.2.3. Analisa Tegangan RMS ... 92
4.2.31 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 92
4.2.3.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 95
4.2.4. Analisa THD Arus dan Tegangan ... 96
4.2.4.1 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 97
4.2.4.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 103
4.2.5. Analisa Daya Distorsi (D) dan Daya Semu Frekwensi Nonsinusoidal (SeN) ... 109
4.2.5.1 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 110
4.2.5.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 114
4.2.6. Analisa Daya Semu Fundamental, Daya Semu Harmonik dan Daya Semu Standar IEEE 1459-2000 ... 116
4.2.6.1 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 116
4.2.6.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 120
4.2.7. Analisa Faktor Distorsi Arus dan Tegangan alat ukur dan Faktor Distorsi Standar IEEE 1459-2000 ... 121
4.2.7.1 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 121
4.2.7.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 124
4.2.8. Konsumsi Energi Berbasis KVAH ... 125
x
4.2.8.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 128
4.2.9. Analisa Daya Semu Fundamental Beban Tak Seimbang ... 130
4.2.9.1 Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten ... 130
4.2.9.2 Pelanggan Bank Papua Jayapura ... 132
4.3. Rekomendasi Implementasi Tarif Berbasis KVAH Di Indonesia ... 134
4.3.1. Latar Belakang ... 134
4.3.1.1. Permen ESDM Nomor: 04, Tahun 2009 ... 134
4.3.1.2. Surat Edaran Direktur PLN No. 016.E/DIR/2005 ... 135
4.3.1.3. Standar IEEE 519-1992 ... 136
4.3.1.4. Referensi Konsumsi Energi Berbasis KVAH Negara Lain ... 137
4.3.2. Tujuan Rekomendasi ... 137
4.3.2. Rekomendasi ... 138
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 139 5.1. Kesimpulan ... 139
5.2 Saran ... 140
xi
DAFTAR TABEL
Tabel 4.1. Data Arus Pelanggan Per Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten dan Bank Papua Jayapura) .... 86 Tabel 4.2. Data Tegangan Pelanggan Per Fasa - Netral
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten dan Bank Papua Jayapura) .... 87 Tabel 4.3. Data Tegangan Pelanggan Per Fasa - Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten dan Bank Papua Jayapura) .... 87 Tabel 4.4. Arus RMS, Arus Fundamental Alat Ukur dan Arus Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 90 Tabel 4.5. Arus RMS, Arus Fundamental Alat Ukur dan Arus Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 91 Tabel 4.6. Tegangan Fasa - Netral dan Fasa-Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 94 Tabel 4.7. Tegangan RMS rata-rata, Tegangan Fundamental dan Tegangan
Efektif IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 94 Tabel 4.8. Tegangan Fasa - Netral dan Fasa-Fasa
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 95 Tabel 4.9. Tegangan RMS Rata-Rata, Tegangan Fundamental dan Tegangan
Efektif IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 96 Tabel 4.10. Arus Harmonisa (Ihar) dan Arus Harmonisa Efektif (IeH) Standar
xii
Tabel 4.11. THD Arus Rata-Rata Alat Ukur dan THD Arus Standar
IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 102 Tabel 4.12. Arus Harmonisa (Ihar) dan Arus Harmonisa Efektif (IeH) Standar
IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 103 Tabel 4.13. THD Arus Rata-Rata Alat Ukur dan THD Arus Standar
IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 104 Tabel 4.14. Tegangan Harmonisa dan Tegangan Efektif Harmonisa
IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 105 Tabel 4.15. THD Tegangan Alat Ukur dan THDeV Standar IEEE 1459-
2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 106 Tabel 4.16. Tegangan Harmonisa dan Tegangan Efektif Harmonisa
IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 107 Tabel 4.17. THD Tegangan Alat Ukur dan THDeV Standar IEEE 1459-
2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 108 Tabel 4.18. Daya Distorsi Alat Ukur dan Daya Semu SeN Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 113 Tabel 4.19. Daya Distorsi Alat Ukur dan Daya Semu SeN Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Bank BPD Papua) ... 115 Tabel 4.20. Daya Semu Sfund, Shar dan Daya Semu Efektif Se Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia Klaten) ... 119 Tabel 4.21. Daya Semu Sfund, Shar dan Daya Semu Efektif Se Standar IEEE
xiii
Tabel 4.22. Faktor Distorsi Arus, Tegangan dan THDF Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 123 Tabel 4.23. Faktor Distorsi Arus, Tegangan dan THDF Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 124 Tabel 4.24. Perbandingan KVAH Pada SFund, SHar dan Se Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 126 Tabel 4.25. Perbandingan KVAH Pada SFund, SHar dan Se Standar IEEE
1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 128 Tabel 4.26. Perbandingan Su1, Dengan Se, Se1, S1 dan SeN
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 132 Tabel 4.27. Perbandingan Su1, Dengan Se, Se1, S1 dan SeN
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 133 Tabel 4.28. Negara-Negara Yang Mengimplementasikan Konsumsi
xiv
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1. (a) Gelombang Tegangan, Arus dan Daya Sesaat Untuk Sistem Satu Fasa Yang Mencatu Beban Linier
(b) Penguraian Daya Sesaat Menjadi Daya Nyata dan Daya
Reaktif ... 29
Gambar 2.2. Gelombang Tegangan, Arus dan Daya Untuk Tegangan Ideal Dengan Arus Terdistorsi ... 30
Gambar 2.3. Penguraian Komponen Daya P, Q dan D ... 30
Gambar 2.4. Representasi Grafis Komponen Daya-Daya Tetrahedron ... 31
Gambar 2.5. Interprestasi Geometris Daya Menurut Fryze ... 31
Gambar 3.1. Power Quality Analyser A3Q Merk LEM ... 54
Gambar 3.2. Program WinA3Q ... 54
Gambar 3.3. Hasil Grafik TOP2000 Electrotek ... 55
Gambar 3.4. Hasil Tabel TOP2000 Electrotek ... 56
Gambar 3.5. Diagarm Tunggal Instalasi Pelanggan ... 57
Gambar 3.6. Diagarm Proses Penelitian ... 58
Gambar 4.1. Tegangan RMS, Arus RMS Serta Faktor Daya dan Daya W, VA (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 60
xv
Gambar 4.3. Spektrum Harmonik Tegangan Per Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 62 Gambar 4.4. Bentuk Gelombang Arus Per Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 63 Gambar 4.5. Daya Distorsi (D) Harmonik dan Daya P, S Per Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 64 Gambar 4.6. Daya Distorsi (D) Harmonik dan Daya P, S Per Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 65 Gambar 4.7. Individual Harmonik dan Grafik Arus Fasa R
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 66 Gambar 4.8. Individual Harmonik dan Grafik Arus Fasa S
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 67 Gambar 4.9. Arus Fundamental, Arus RMS dan THD Arus Per Fasa
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 68 Gambar 4.10. Individual Harmonik dan Grafik Tegangan Fasa R
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 69 Gambar 4.11. Individual Harmonik dan Grafik Tegangan Fasa S
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 70 Gambar 4.12. Individual Harmonik dan Grafik Tegangan Fasa T
(Pelanggan Baja Kurnia2 Klaten) ... 71 Gambar 4.13. Tegangan Fundamental, Tegangan RMS dan THD Tegangan
xvi
Gambar 4.14. Individual Harmonik dan Grafik Arus Netral
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 73 Gambar 4.15. Tegangan RMS, Arus RMS Serta Faktor Daya dan
Daya W, VA (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 74 Gambar 4.16. Bentuk Gelombang Tegangan dan Arus Per Fasa
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 75 Gambar 4.17. Spektrum Harmonik Tegangan Per Fasa
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 76 Gambar 4.18. Bentuk Gelombang Arus Per Fasa
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 77 Gambar 4.19. Daya Distorsi (D) Harmonik dan Daya P, S Per Fasa
(Pelanggan Bank Papua) ... 78 Gambar 4.20. Individual Harmonik, THD dan Grafik Arus Fasa R
(Pelanggan Bank Papua Jayapura ) ... 79 Gambar 4.21. Individual Harmonik, THD dan Grafik Tegangan Fasa R
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 80 Gambar 4.22. Individual Harmonik, THD dan Grafik Arus Fasa S
(Pelanggan Bank Papua Jayapura ) ... 81 Gambar 4.23. Individual Harmonik, THD dan Grafik Tegangan Fasa S
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 82 Gambar 4.24. Individual Harmonik, THD dan Grafik Arus Fasa T
xvii
Gambar 4.25. Individual Harmonik, THD dan Grafik Tegangan Fasa T
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 84 Gambar 4.26. Individual Harmonik, THD dan Grafik Arus Netral
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 85 Gambar 4.27. Batas Maksimum Distorsi Harmonisa Tegangan
Permen ESDM No. 04 Tahun 2008 ... 135 Gambar 4.28. Batas Maksimum Distorsi Harmonisa Arus
Permen ESDM No.04 Tahun 2008 ... 135 Gambar 4.29. Batas Distorsi Arus Untuk Sistem Distribusi (120-69000 Volt)
Standar IEEE 519-1992 ... 135 Gambar 4.30. Klasifikasi Sistem Tegangan Rendah dan Batas Distorsi
xviii
DAFTAR GRAFIK
Grafik 4.1. Arus RMS, Arus Fundamental Alat Ukur dan Arus Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 90 Grafik 4.2. Arus RMS, Arus Fundamental Alat Ukur dan Arus Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 91 Grafik 4.3. Tegangan RMS, Tegangan Fund Alat Ukur dan Tegangan Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 95 Grafik 4.4. Tegangan RMS, Tegangan Fund Alat Ukur dan Tegangan Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 96 Grafik 4.5. Arus Harmonisa Rata-Rata Alat Ukur dan Arus Harmonisa Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 101 Grafik 4.6. THD Arus Rata-Rata Alat Ukur dan THD Arus Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 102 Grafik 4.7. Arus Harmonisa Rata-Rata Alat Ukur dan Arus Harmonisa Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 103 Grafik 4.8. THD Arus Rata-Rata Alat Ukur dan THD Arus Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 104 Grafik 4.9. Teg. Harmonisa Rata-Rata Alat Ukur dan Teg. Harmonisa Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 105 Grafik 4.10. THD Tegangan Rata-Rata Alat Ukur dan THD Tegangan Efektif
xix
Grafik 4.11. Teg. Harmonisa Rata-Rata Alat Ukur dan Teg. Harmonisa Efektif Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 107 Grafik 4.12. THD Tegangan Rata-Rata Alat Ukur dan THD Tegangan Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) .... 108 Grafik 4.13. Daya Distorsi Alat Ukur dan Daya Efektif Frek. Nonsinusoidal
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) .... 114 Grafik 4.14. Daya Distorsi Alat Ukur dan Daya Efektif Frek. Nonsinusoidal
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) .... 116 Grafik 4.15. Daya Semu Fund, Daya Semu Harmonik dan Daya Semu Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Baja Kurnia 2 KLaten) ... 119 Grafik 4.16. Daya Semu Fund, Daya Semu Harmonik dan Daya Semu Efektif
Standar IEEE 1459-2000 (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 120 Grafik 4.17. Faktor Distorsi Hasil Ukur vs THDF Standar IEEE 1459-2000
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 123 Grafik 4.18. Faktor Distorsi Hasil Ukur vs THDF Standar IEEE 1459-2000
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 124 Grafik 4.19. Perbandingan Ketiga Daya Untuk Konsumsi Energi Dalam
KVAH (Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 126 Grafik 4.20. Perbandingan Selisih konsumsi Energi KVAH (Se, Sfund, Shar)
xx
Grafik 4.21. Perbandingan Ketiga Daya Untuk Konsumsi Energi Dalam
KVAH (Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 128 Grafik 4.22. Perbandingan Selisih konsumsi Energi KVAH (Se, Sfund, Shar)
(Pelanggan Bank Papua Jayapura) ... 129 Grafik 4.23. Perbandingan Daya Su1, Se, Se1, S1 dan SeN
(Pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten) ... 132 Grafik 4.24. Perbandingan Daya Su1, Se, Se1, S1 dan SeN
xxi INTISARI
Pemakaian peralatan-peralatan elektronik teknologi canggih saat ini disamping efisien dan efektif disisi lain juga berpengaruh terhadap kualitas daya sistem instalasi tersebut sendiri, dimana kualitas daya tersebut dapat dilihat dari distorsi gelombang (waveform distortion) tegangan dan arus karena memiliki sifat beban yang nonlinier. Distorsi gelombang tegangan dan arus tersebut dikalangan para ahli menimbulkan perbedaan pendapat tentang definisi daya semu (S) dan daya reaktif (Q), yaitu pada kondisi nonsinusoidal. Seperti definisi daya menurut C. Budeanu, Fryze, Czarnecky, IEEE Working Group, Standar IEEE 1459-2000 dan lain-lain.
Tujuan tesis ini adalah mengevaluasi pengukuran daya semu frekuensi nonfundamental (SeN) dan daya semu fundamental beban tak seimbang (Su1) sesuai
standar IEEE-1459 tersebut. Jumlah sampel yang diukur ada dua pelanggan besar yaitu Baja Kurnia 2 Klaten (865 KVA) dan Bank Papua Jayapura (1,1 MVA) dengan menggunakan alat Power Quality Analyser LEM A3Q dan untuk pengolahan data memakai program WinA3Q dan The Output Processor (TOP2000) Electrotek.
Sesuai hasil pengukuran dan analisa kedua pelanggan diatas maka daya semu (SeN) untuk pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten adalah 123,34 kVAeN dan Bank Papua
Jayapura adalah 8,827 kVAeN serta daya semu fundamental beban tak seimbang
(Su1) untuk pelanggan Baja Kurnia 2 Klaten adalah 114,78 kVAu1 dan Bank Papua
Jayapura adalah 130,49 kVAu1. Sesuai hasil analisa maka besar ataupun kecilnya
nilai SeN dan Su1 ditentukan olen tingkat distorsi harmonik dan nilai beban tak
xxii ABSTRACT
Use of electronic equipment this advanced technology as an efficient and effective addition to the other side, also affected the quality of the installation system itself, where the quality of these resources can be seen from the distorted wave voltage and current having a nonlinear load characteristics. Distortion of voltage and current waves are among the experts led to differences of opinion about the definition of the apparent power (S) and reactive power (Q), which is in nonsinusoidal conditions. Like the definition of power according to C. Budeanu, Fryze, Czarnecky, IEEE Working Group, IEEE Standard 1459-2000 and others. Associated with the above standards, the purpose of this thesis is to evaluate the apparent power measurements on the nonfundamental frequency (SeN) and
fundamental apparent power on the imbalance load (Su1) according to IEEE-1459
standard is, and they impact to effective apparent power (Se). The number of
samples measured were two big customers of Baja Kurnia 2 Klaten (865 KVA) and the Bank of Papua Jayapura (1.1 MVA) by using LEM Power Quality Analyzer for A3Q and use of data processing programs and WinA3Q The Output Processor (TOP2000) Electrotek .
According to the results of measurement and analysis of the customer above the apparent power on nonfundamental frequency condition (SeN) to customers Baja
Kurnia 2 Klaten is 123.34 KVAeN and the Bank of Papua Jayapura is 8.827 kVAeN
and the fundamentally apparent power on the unbalanced load (Su1) to customers
Baja Kurnia 2 Klaten is 114.78 kVAu1 and the Bank of Papua Jayapura is 130.49
kVAu1. According to the results of the analysis thus the values of the apparent
power on the nonfundamental frequency (SeN) and the fundamentally apparent
power on imbalance condition (Su1) are determined by harmonic distortion levels
1 1.1. Latar Belakang
Di era duapuluh tahun terakhir ini penggunaan peralatan elektronik daya yang menggunakan teknologi modern seperti televisi, UPS, komputer, lampu kompak fluorescents (CFL), printer, dan lain-lain dalam jumlah besar oleh masyarakat, telah menggiring pergeseran karakteristik sistem beban instalasi pelanggan menjadi bersifat beban nonlinier. Sifat beban nonlinier adalah keluaran bentuk gelombang (wave form) arus terdistorsi berbentuk nonsinusoidal, walaupun di suplai dari sumber tegangan sinusoidal. Keluaran arus yang non-sinusoidal tersebut berdampak negatip terhadap kualitas daya sistem instalasi pelanggan termasuk kualitas daya sistem tenaga listrik PLN.
nonsinusoidal dimana arus dan tegangan harmonik mengintrodusir komponen daya baru yaitu daya distorsi (D) atau harmonic leakage power.
Faktor daya umumnya diketahui sebagai rasio antara daya aktif (P) dan daya semu (S) dimana P/S. Namun dalam hubungannya dengan definisi daya standar IEEE 1459-2000 dijelaskan sesuai pengaruh frekwensi nonsinusoidal dan sinusoidal, sehingga dibedakan sesuai istilahnya yaitu faktor daya efektif (PFe)
atau faktor daya frekwensi nonsinusoidal dan faktor daya frekwensi fundamental (PF1). Faktor daya efektif (PFe) adalah rasio dari hasil penjumlahan daya aktif
frekwensi sinusoidal (P1) dengan daya aktif harmonik (PH) dibagi daya semu
efektif (Se). Dan daya daya aktif harmonik (PH) adalah daya aktif harmonik
dimana memiliki orde arus dan tegangan harmonik yang sama. Sementara faktor daya frekwensi fundamental disebut juga sebagai formulasi faktor daya yang didasarkan pada komponen urutan positip frekwensi fundamental.
Definisi faktor puncak (crest factor) adalah rasio nilai-nilai puncak dari arus (Im) atau tegangan (Vm) dan nilai arus rms (Irms) atau tegangan rms (Vrms). Untuk
terhadap kapasitas transformator sesuai Total Harmonic Derating Factor (THDR) yang ditetapkan berdasarkan hasil pengukuran arus puncak (Im) dan arus rms
(Irms).
Spektrum harmonik adalah grafik yang menyatakan frekwensi amplitudo masing-masing orde harmonik arus dan tegangan. Sedangkan distorsi harmonik adalah harmonik distorsi orde h atau harmonik distorsi individu (individual harmonic) yang ditentukan dalam persent dari harmonik distorsi orde h terhadap fundamental.
Istilah Total Harmonic Distortion (THD) dan secara luas dimaksudkan untuk menentukan tingkat distorsi harmonik pada gelombang bolak-balik. Total Distortion Harmonic (THD) secara umum diekspresikan dalam persentasi (%) untuk masing-masing tegangan (THDU) dan arus (THDI).
Definisi daya distorsi (D) itu oleh C. Budeanu untuk daya semu satu fasa kondisi harmonik didefinisikan sebagai S2= P2+ Q2+ D2 dan daya semu fundamental adalah S2= P2+ Q2. Sama seperti C. Budeanu, IEEE juga menetapkan Standard IEEE 1459 tentang “Definitions for Measurement of Electric Power Quantities Under Sinusoidal, Nonsinusoidal, Balanced or Unbalanced
Conditions” yang diketuai A.E. Emanuel (Trial-Use 2000, Full-Use August 2002). Yaitu daya semu efektif (Se) tiga fasa adalah 3VeIe. Dimana Ve adalah Ie
daya distorsi harmonisa (DeH). Berbeda dengan definisi daya C. Budeanu, dimana
untuk daya distorsi (D) merupakan perkalian nilai tegangan efektif (VRMS) dan
arus harmonisa (Ihar) saja.
Daya distorsi (D) harmonik mengakibatkan kapasitas daya semu (S) menjadi naik (additional power) sehingga faktor daya dan efisiensi sistem tenaga listrik menjadi lebih kecil termasuk rugi-rugi distribusi juga bertambah. Hal ini sangat beralasan karena struktur tarif listrik PLN untuk konsumsi energi dalam bentuk KWH bukan KVAH.
Maka untuk mengatasinya beberapa negara memberlakukan energy charge khususnya di pelanggan besar dalam satuan KVAH pada TDL mereka. Karena salah satu keuntungan TDL berbasis KVAH adalah menghitung komponen daya distorsi harmonik (D). Seperti paper KVAH Based Tariff yang ditulis Arghavani, dkk. Untuk membuktikannya beberapa negara yang telah menerapkan energi konsumsi dalam bentuk KVAH, seperti dalam Electricity Regulatory Commission negara bagian Uttar Pradesh (2008) dan New Delhi India (2008) serta Negara Malta (2007).
1.2. Perumusan Masalah
Berdasarkan uraian dari latar belakang diatas dapat dirumuskan beberapa permasalahan penelitian sebagai berikut :
menimbulkan arus tambahan (additional current), sehingga beban generator, trafo dan jaringan menjadi bertambah pula.
2. Daya distorsi harmonik tidak terukur sehingga membutuhkan teknologi digital revenue metering yang dalam pengukuran daya listrik menggunakan standar IEEE 1459 sehingga sebagai dampaknya diperluhkan kajian ulang terhadap TDL untuk memberlakukan hitungan konsumsi (energy charge) berbasis KVAH.
3. Definisi dan teori daya semu yang masih menimbulkan kontroversi dikalangan pakar dan ahli listrik, sehingga ditetapkan standar Daya Semu Ekuivalen (Se) terbaru oleh IEEE (International of Electrical and
Electronical Engineering) nomor 1459-2000 tentang: “Definitions for the measurement of electric power quantities under sinusoidal, nonsinusoidal, balanced, or unbalanced conditions”.
1.3. Keaslian Penelitian
Penelitian mengenai pengukuran daya distorsi dan dampaknya sesuai standar IEEE 1459 sudah pernah dilakukan oleh para peneliti dalam dan luar negeri. Namun sejauh ini belum menjadi perhatian oleh PLN termasuk hubungannya terhadap Tarif Dasar Listrik (TDL).
1.4. Manfaat Penelitian
1. Untuk mengetahui dan memahami definisi ilmu daya listrik terbaru khususnya Daya Semu Ekuivalen (Se) dan menerapkannya sesuai standar
IEEE 1459-2000.
2. Bagi Bangsa dan Negara dalam pengembangan ilmu pengetahuan sains dan teknologi listrik khususnya kepada PLN selaku power provider.
1.5. Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian ini adalah:
Memberikan masukan kepada manajemen PLN tentang dampak Daya Distorsi Harmonik dan melakukan kajian mendalam tentang pemberlakuan tagihan konsumsi energi listrik berbasis KVAH di Tarif Dasar Listrik (TDL) pada pelanggan khusus seperti di negara lain.
1.6. Sistimatika Penulisan
Penelitian ini ditulis dengan sistimatika sebagai berikut:
1. Bab satu membahas tentang latar belakang penelitian, perumusan masalah, keaslian penelitian dan tujuan penelitian.
2. Bab dua membahas tentang tinjauan pustaka dan landasan teori. 3. Bab tiga membahas tentang cara penelitian.
7 BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1.Telaah Kepustakaan
Permasalahan harmonik telah menjadi perhatian serius Menteri ESDM yang mana telah mengeluarkan Permen ESDM No. 04 Tahun 2009 tentang Aturan Distribusi Tenaga Listrik. Disana dijelaskan untuk Persyaratan Teknik Distribusi pada setiap titik sambungan (pelanggan maupun sistem jaringan distribusi) disyaratkan memiliki batas maksimum persentasi distorsi tegangan 3 % untuk individu tegangan dan total distorsi tegangan (THD) 5 %. Untuk persentasi distorsi arus adalah dibawah harmonik sebelas (H< 11) adalah 4 %.
Untuk beberapa negara bagian di India seperti Uttar Pradesh Electricity Regulatory Commission (2008), Determination of Annual Revenue Requirement (ARR). Menjelaskan pemberlakuan Tarif Dasar Listrik Uttar Pradesh tentang konsumsi energi berbasis kVAh untuk semua pelanggan daya 25 kW / 25 BHP keatas.
termasuk menjelaskan perbandingan faktor daya ekuivalen PFe < PFArith <
PFVectoral.
Didalam artikel Practical Definitions for Powers in Systems with Nonsinusoidal Waveforms and Unbalanced Loads: A Discussion, IEEE Working Group on Nonsinusoidal Situations, Emanuel, (1996) tentang effects on meter performance and definitions of power. Dalam lima studi kasus yang dilakukan, untuk kasus I, II, III menunjukan daya nonaktif (N) daya semu ekuivalen Se > Se1
> S1 +
. Sedangkan untuk kasus IV, V tentang presentase kesalahan meter menun-jukan bahwa perbandingan untuk daya semu ekuivalen (Se), daya semu aritmatika
(SArith) dan daya semu vektoral (SV) menghasilkan pada kasus IV (Se = 101.85 VA,
SArith = 101.59 VA/-0.26%, SV = 101.56 VA / -0.28%), kasus V (Se = 109.06 VA,
SArith = 101.35 VA / -7.07% , SV = 101.10 VA / -7.3%).
Dengan maksud membahas tentang perbandingan evaluasi pengukuran daya listrik kondisi sinusoidal dan non sinusoidal, maka Petr Kadanik (1999) menulis tentang Power & Energy Measurement, mensimulasikan tiga beban (motor induksi, 3-phase rectifier, 1-phase rectifier) untuk perbandingan daya semu beban beban nonlinier 1-phase rectifier perbedaan hampir mencapai 40 % (Se =
9761bVA dan SPyth= 5455 VA).
fundamental dan tingkat kedua adalah komponen daya dan indeks Power Quality termasuk Cristina, (2004). Memperkenalkan implementasi perangkat lunak untuk pengukuran daya sesuai standar IEEE 1459-2000 berbasis DSP (Digital Signal Processing).
Salmeron menjelaskan dalam artikelnya Apparent Power and Power Factor in Unbalanced and Distorted Systems. Application in the Thee Phase Load Compesations, bahwa definisi daya semu dan konfrontasi faktor daya berdasarkan magnitud. Dimana daya semu versi eropa dihubungkan dengan faktor daya sesuai kompensasi shunt (paralel), sedangkan versi American dihubungkan dengan faktor daya sesuai kompensasi seri/paralel yang artinya peralatan kompensasai berdasarkan kombinasi power filter.
C. Rhodes (2008) menulis Daily kVA and KVAh”, memperkenal pengukuran energi berbasis kVAh per hari. Dimana juga dijelaskan keuntungan dan fitur tentang perhitungan kVAh harian kumulatif serta keuntungan jika beban variasi harmonik kVAh > kWh.
Taberer dan Hope menulis tentang Power Usage in 4 Wire Networks Having Distorted Waveforms, sesuai hasil simulasinya untuk daya semu kondisi tak seimbang serta harmonik standar IEEE 1459 (Se= 18,7727 kVA) dan SArith = 18,4
kVA, eror 2 %. Sementara untuk beban seimbang daya semu sama sebesar 17,27 kVA.
Manias (2002) mempresentasikan tentang Harmonic Treatment in Industrial Power System, menjelaskan tentang definisi, standar harmonik, jenis filter, dll”
Didalam penguraian formulasi daya kondisi sinusoidal dan non sinusoidal, meliputi definisi daya reaktif oleh C. Budeanu dan lain-lain, maka Benachaiba menulis tentang Synthese des theories des definitions des puissance en regime non sinusoidal, meliputi definisi daya semu, daya reaktif dan daya aktif dari beberapa penulis”
2.2.Landasan Teori
2.2.1. Dampak Harmonik Pada Sistem Tenaga Listrik
Harmonik pada sistem tenaga listrik dapat mempengaruhi kinerja peralatan listrik seperti: motor listrik, transformator dan lain-lain.
Beberapa tinjauan teoritis mengenai dampak harmonik pada peralatan teknik tersebut diatas.
1. Motor Listrik
efisiensi mesin menurun. Akibat efek kulit dan arus eddy, rugi-rugi ini lebih besar dibandingkan rugi-rugi yang disebabkan arus DC.
Medan bocor pada stator dan rotor juga menyebabkan rugi-rugi tambahan. Pada mesin induksi dan mesin sinkron, rugi-rugi panas tambahan paling banyak dibangkitkan pada rotor. Kemampuan mesin akan menurun akibat pemanasan berlebih karena harmonisa. Selain itu umur mesin juga akan menurun.
Pada motor induksi, harmonisa kelima yang merupakan komponen urutan negatif berputar dalam arah melawan komponen fundamental. Akibat harmonisa kelima, pada rotor akan dibangkitkan arus harmonisa yang frekuensinya sebanding dengan beda net frekuensi antara frekuensi fundamental celah udara dengan harmonisa kelima, dalam hal ini yaitu harmonisa keenam. Sedangkan harmonisa ketujuh yang merupakan komponen urutan positif, akan membangkitkan arus harmonisa pada rotor yang frekuensinya merupakan beda net antara frekuensi fundamental pada celah udara dan harmonisa ketujuh, atau dalam hal ini adalah frekuensi harmonisa keenam. Dengan demikian, harmonisa kelima dan ketujuh secara bersama-sama membangkitkan harmonisa keenam pada rotor. Demikian juga dengan pasangan harmonisa yang lain.harmonisa kesebelas dan ketigabelas bersama-sama membangkitkan harmonisa ketigabelas, dan seterusnya.
pemanasan yang lebih serius daripada jenis rotor sangkar. Untuk rotor sangkar, jenis deep-bar lebih terpengaruh daripada jenis standar. Mesin induksi dengan rotor sangkar lebih tahan terhadap pemanasan lebih pada rotor dibandingkan dengan mesin induksi rotor belitan. Pemanasan pada belitan umumnya lebih mendapat perhatian daripada pemanasan inti. Pemanasan akibat harmonisa dapat mengurangi kinerja hingga 90-90% dari kinerja apabila pada motor diaplikasikan gelombang sinusoidal murni.
2. Transformator
Dampak Pada transformator, rugi-rugi yang disebabkan harmonisa arus dan tegangan bergantung pada frekuensi. Peningkatan frekuensi menyebabkan peningkatan rugi-rugi. Harmonisa frekuensi tinggi akan lebih merupakan penyebabkan pemanasan utama dibandingkan harmonisa frekuensi rendah. Harmonisa arus menyebabkan peningkatan rugi-rugi tembaga dan rugi-rugi fluks. Sedangkan harmonisa tegangan menyebabkan peningkatan rugi-rugi besi bocor dan peningkatan stress pada isolasi. Efek keseluruhannya adalah pemanasan berlebih bila dibandingkan dengan operasi dengan gelombang sinus murni.
Sedangkan rugi-rugi bocor belitan mencakup rugi-rugi eddy current pada kawat konduktor dan rugi-rugi akibat arus sirkulasi antara rangkaian belitan yang paralel satu sama lain. Peningkatan rugi-rugi ini sebanding dengan kuadrat arus dan kuadrat frekuensi. Temperatur pada bagian-bagian struktural juga akan naik karena arus eddy, yang besarnya juga hampir sebanding dengan kuadrat arus dan kuadrat frekuensi. Untuk mendapatkan operasi yang aman, maka transformator harus memiliki rating yang lebih tinggi untuk mengantisipasi rugi-rugi tambahan akibat harmonisa. Besarnya rating tambahan yang dibutuhkan bergantung pada orde harmonisa yang muncul dan magnituda dari harmonisa tersebut.
Ada kalanya, akibat kegagalan satu atau beberapa dioda (atau thyristor) suatu penyearah yang disuplai dari transformator, maka arus yang ditarik dari sumber mengandung komponen arus searah. Arus searah ini dapat meningkatkan magnituda semua komponen harmonisa dari arus eksitasi bolak-balik sehingga menambah tingkat pemanasan. Selain itu, transformator dapat terseret ke dalam daerah saturasi, sehingga dapat merusakkan transformator, mengaktifkan sistem proteksi, dan merusakkan komponen saklar statik pada konverter daya statik.
Pada transformator keluaran dari suatu konverter, transformator seringkali membangkitkan titik panas (hot spot) pada rumahan. Harmonisa juga menyebabkan peningkatan noise audio yang dibangkitkan transformator. 3. Kabel
Kabel dilibatkan dalam keadaan resonansi sistem yaitu yang diperlakukan untuk stres tegangan dan korona, dimana gampang mengakibatkan dieletrik atau kerusakan isolasi. Kabel juga akan terjadi panas yang berlebihan jika dialiri arus harmonisa tingkat tinggi.
Ada dua fenomena jika kabel dialiri arus harmonisa, yaitu skin effect dan proximity termasuk mengakibatkan derating ukuran kabel.
4. Kapasitor
sistem. Proporsi terbesar biasanya mengalir menuju sumber daya, yang biasanya memiliki impedansi paling rendah dalam sistem, dibandingkan dengan lintasan paralel lain misalkan beban. Walaupun demikian, harmonisa-harmonisa orde tinggi memiliki kecenderungan mengalir menuju kapasitor-kapasitor karena memiliki impedansi rendah pada frekuensi tinggi. Pada kondisi tertentu, dapat terjadi resonansi pada sistem, yang disebabkan interaksi antara arus harmonisa dengan impedansi yang dibentuk antara kapasitor, induktansi transformator (baik induktansi magnetisasi ataupun induktansi bocor). Arus lebih dan tegangan lebih yang disebabkan resonansi dapat menimbulkan pemanasan lebih pada kapasitor sehingga mengurangi umur kapasitor. Resonansi paralel terjadi bila arus harmonisa.
Penyearah-penyearah dioda memiliki dpf mendekati satu, sehingga tidak memerlukan perbaikan faktor daya untuk komponen fundamental. Penyearah terkendali (dengan thyristor) memiliki faktor daya yang besarnya bergantung pada sudut kelambatan penyalaan thyristor-thyristornya. Pemasangan kapasitor perbaikan faktor daya akan memperbaiki faktor daya fundamentalnya, tetapi memberikan lintasan pendek bagi arus harmonisa yang ditimbulkannya.
Resonansi juga dimungkinkan dengan komponen-komponen resonansi adalah induktansi sistem dengan kapasitansi beban, atau antara induktansi beban (dari ZL) dengan kapasitor kompensasi. Untuk mengetahui apakah terjadi
kondisi resonansi, perlu dilakukan pengukuran harmonisa arus pada setiap beban dan sumber, bersama-sama dengan tegangan harmonisa pada bus. Bila arus yang mengalir ke dalam sistem kecil tetapi harmonisa tegangan tinggi, dapat dipastikan terjadi resonansi paralel pada sistem. Misalkan arus harmonisa yang tinggi mengalir pada beban, dan menimbulkan harmonisa tegangan pada bus PCC, maka telah terjadi resonansi antara kapasitor beban dengan induktansi sistem.
Resonansi seri terjadi apabila sumber harmonisa menghadapi suatu impedansi rendah. Impedansi yang terbentuk dari induktansi saluran atau induktansi bocor transformator serta kapasitor kompensasi faktor daya berpeluang menimbulkan rangkaian resonan.
5. Sistem Proteksi
Peralatan proteksi paling sederhana, yaitu fuse dan mini circuit breaker mengalami penurunan rating (derating) akibat pemanasan yang terjadi akibat harmonisa.
Relay proteksi umumnya tidak merespon semata-mata hanya terhadap satu parameter identifikasi, misalkan nilai efektif atau komponen frekuensi fundamental. Kinerja suatu relay proteksi pada suatu frekuensi tertentu bukan merupakan indikasi bagaimana relay tersebut akan merespon suatu gelombang cacat yang mengandung frekuensi tersebut. Dalam kasus relay proteksi, tidak berlaku prinsip superposisi. Relay dengan banyak masukan akan mengalami kondisi yang lebih sulit diperkirakan. Respon relay pada kondisi kuantitas yang terdistorsi dapat bervariasi, bergantung pada produsen dan waktu pembuatan (walaupun dari produsen yang sama), walaupun relay-relay yang diamati memiliki karakteristik frekuensi fundamental nominal yang sama.
Relay-relay yang bekerja berdasarkan secara elektromagnetik lebih sensitif daripada relay-relay yang bekerja secara elektromekanik. Relay elektromekanik memiliki inersia yang relatif besar, sehingga kurang sensitif terhadap harmonisa. Torka elektromagnetik yang dibangkitkan kadang-kadang berbalik arah, bergantung pada kandungan harmonisa.
Relay jarak, yang diset berdasarkan impedansi fundamental saluran transmisi, dapat mengalami kesalahan pengukuran akibat adanya harmonisa, khususnya harmonisa ketiga.
Relay-relay digital yang mengandalkan perlintasan nol rawan terhadap kehadiran harmonisa dan notching.
Secara umum, untuk kebanyakan relay, operasi tidak terpengaruh secara berarti untuk tingkat harmonisa di bawah 20%.
6. Tegangan Sistem
Arus sumber yang tidak berbentuk sinusoidal berpeluang menyebabkan terjadinya cacat tegangan pada tegangan jala-jala. Dalam domain waktu, fenomena cacat tegangan berupa puncak dan lembah yang terpotong dapat dijelaskan sebagai berikut : arus yang ditarik dari sumber hanya mengalir ketika gelombang tegangan berada di sekitar puncak dan lembah. Dengan demikian, jatuh tegangan pada feeder juga hanya terjadi ketika tegangan berada di sekitar puncak dan lembah. Jatuh tegangan ini ditandai dengan pemotongan (clipping) tegangan yang hanya terjadi di sekitar puncak dan lembah.
arus harmonisa yang muncul memiliki frekuensi 150Hz, 250Hz, 350Hz, 450Hz dan seterusnya.
7. Sistem Pengukuran
Peralatan-peralatan ukur untuk sistem arus bolak-balik dikalibrasikan terhadap gelombang bolak-balik sinusoidal murni. Penggunaan alat ukur untuk pengukuran gelombang yang mengandung harmonisa berpeluang mengandung kesalahan pengukuran, khususnya ketika terjadi kondisi resonansi dimana terjadi arus atau tegangan yang tinggi.
Alat ukur energi yang paling popular adalah dari jenis piringan induksi. Ketelitian kWh meter jenis ini terbatas pada frekuensi fundamentalnya saja Daya total yang semestinya diukur oleh meter adalah :
Daya searah Pdc tidak akan terukur oleh meter, tetapi meter akan sensitif
terhadap keberadaannya. Daya fundamental P1 akan terukur secara akurat.
Daya harmonisa Pharmonisa tidak akan terukur secara akurat karena keterbatasan
respon frekuensi meter. Daya harmonisa total didapat dengan menjumlahkan semua komponen suku-suku hasil perkalian tegangan dan arus serta beda sudutnya pada frekuensi harmonisa yang sama. Setiap daya searah Pdc yang
muncul akan menyebabkan kesalahan sebanding dengan rasio Pdc/PT,
dengan tanda kesalahan bergantung pada arah aliran daya. Demikian pula dengan daya harmonisa Pharmonisa yang muncul akan menyebabkan kesalahan
yang dinyatakan dengan
T harmonisa
P P
karakteristik respon frekuensi meter. Tanda kesalahan bergantung pada arah aliran daya.
Daya searah dan daya harmonisa akan mengurangi kemampuan meter untuk mengukur daya frekuensi fundamental. Arus searah menyebabkan distorsi fluks dan menggeser daerah kerja permeabilitas pada komponen magnetik. Fluks yang dibangkitkan harmonisa, bersama-sama dengan fluks liar pada frekuensi yang sama menghasilkan torka sekunder pada piringan.
Konsumen yang membangkitkan harmonisa pada jaringan sistem tenaga akan terbebani dengan tagihan konsumsi energi yang lebih besar, sementara kerugian untuk penyedia adalah rugi-rugi jaringan yang meningkat.
Pada kWh meter jenis piringan induksi, ketidakseimbangan fasa yang disebabkan harmonisa juga menyebabkan kesalahan pengukuran.
Pengukuran faktor daya secara konvensional di industri umumnya adalah pengukuran dalam bandwidth yang sempit, sehingga pembacaan yang ditunjukkan adalah mendekati dpf (perhatikan bahwa dpf hanya mencakup komponen - komponen fundamentalnya saja).
Keberadaan harmonisa juga menimbulkan permasalahan pada pengukuran daya reaktif, karena meter-meter yang umum digunakan di lapangan dikalibrasikan untuk bentuk gelombang arus dan tegangan sinusoidal.
2.2.2. Dampak Harmonik Terhadap Standar Energi dan Kebijakan Energi
1. Di negara-negara maju seperti Amerika, Eropa, Selandia Baru, Australia, Jepang, dan lain-lain telah ditetapkan suatu standar yang mengatur tingkat harmonisa yang dibangkitkan oleh peralatan atau tingkat harmonisa yang diperkenankan berada dalam sistem. Sebagai contoh, di Amerika diberlakukan standar IEEE 519-1992 sedangkan di Eropa diterapkan standar IEC 1000-3-2.
2. Seperti telah dijelaskan sebelumnya, kehadiran harmonisa telah menyebabkan perubahan dalam cara pandang terhadap daya aktif dan daya reaktif serta introduksi term daya distorsi. Untuk masa mendatang, perlu dipikirkan apakah perusahaan power provider menerapkan tarif bagi :
3) Daya reaktif fundamental atau daya reaktif total (Q) 4) Daya distorsi (D)
Berkaitan dengan perhitungan faktor daya, perlu juga dipertimbangkan apakah power provider menerapkan perhitungan untuk faktor penalti/insentif berdasarkan konsep true power factor ataukah displacement power factor. Penetapan metoda perhitungan yang akan diambil, pada akhirnya akan bermuara pada ketersediaan teknologi, dalam hal ini teknologi instrumentasi/pengukuran yang sesuai. Penerapan teknologi lama (elektromekanik) perlu digantikan dengan teknologi instrumentasi berbasis mikroprosesor dan DSP yang saat ini telah semakin murah.
2.2.3. Dampak Harmonik Terhadap Pelanggan
1. Televisi (TV)
Harmonik yang mana tegangan puncak (peak) dapat mneyebabkan perubahan pada ukuran gambar TV dan perubahan cahaya (brightness)
2. Lampu Merkuri
3. Pembatas (limiter)
Pembatas dipelanggan berkerja berdasarkan thermis over load untuk arus fundamental, namun jika terjadi harmonisa maka sensor thermis akan merasakan total arus RMS. sehingga menimbulkan panas berlebihan di bimetalnya yang berakibat pemutusan aliran listrik di rumah.
4. Terjadi interferensi di telpon rumah 5. Faktor daya (PF) rendah
2.2.4. Deret Trigonometri
Sejarah deret trigonometri dan penggunaannya pertama kali hadir memalui konsep pengembangan bukunya Joseph De Fourier (1822). Ide dasar deret trigonometri adalah untuk menyatakan fungsi-fungsi periodik dengan deret istimewa (trigonometri) fungsi-fungsi periode.
Setiap bentuk gelombang periodik yakni bentuk dimana f(t) = f(t + T), dapat dinyatakan dalam sebuah deret Fourier asalkan:
1. Gelombang diskontinu, hanya terdapat jumlah diskotinuitas yang terbatas dalam periode T
2. Gelombang memiliki nilai rata-rata yang terbatas dalam periode T.
3. Gelombang memiliki jumlah maksimum dan minimum yang terbatas dalam periode T
Deret fungsi secara umum, adalah;
Pada kasus ini adalah sebuah hubungan yang bias disusun antara koefisien
a
ndanb
n serta jumlah fungsi darif
(x). Perkalian deretnya adalah seperti dibawah ini;Faktor-faktor yang dibatasi oleh cos (px) dan sin (px), dimana p adalah bilangan bulat positip sehingga dapat untuk menghitung;
dan Dengan koefesien konstan dari
a
n danb
n, dinamakan deret trigonometri.... (2.1)
... (2.2)
... (2.3)
... (2.4)
Deret trigonometri akan bersama dalam sebuah panjang interval 2 , semenjak ini adalah fungsi-fungsi periodik dan akan bersama semuanya pada x dan menyatakan sebuah fungsi periodik
f
(x). Disini hanya mempertimbangkan deretyang sama, dan kemudian menjumlah
f
(x) yang kontinu. Sehingga dapatdigunakan untuk menganalisa harmonia pada suatu sistim listrik.
Karena
n
= 0, maka dapat ditulis deret trigonometrinya seperti dibawah ini;
Untuk
n ≥
dapat ditulis;2.2.5. Analisa Harmonisa dan Formulasinya
Daya efektif dan Nilai tegangan efektif dan arus efektif
Sesuai hukum ohm dimana V = IR, P =VI dan P = I²R, maka daya yang disalurkan di suatu sirkuit arus bolak-balik pada waktu tertentu, adalah:
Sesuai deret trigonometri, menjadi
... (2.6)
... (2.7)
Tetapi daya rata-rata yang disalurkan oleh sumber ac hanya terbatas, semenjak nilai rata-rata gelombang cosinus adalah 0 (nol). Ini boleh mempunyai dua kali frekwensi masukan awal bentuk gelombang arus. Persamaan daya rata-rata sebuah generator ac untuk yang disalurkan oleh suatu sumber dc, adalah:
Jadi nilai-nilai efektif dapat diberikan menjadi, nilai efektif berkala sebuah bentuk gelombang v(t) dengan periode T adalah ditentukan sebagai:
dan
Nilai efektif dari suatu jumlah yang menggambarkan fungsi waktu bisa didapat dengan menggunakan persamaan berikut:
... (2.9)
... (2.10)
... (2.11)
... (2.12)
Atau
Dengan menggunakan persamaan (2.13) diatas menurut deret fourier didapatkan:
Kemudian sesuai persamaan (2.13), setelah melakukan operasi penandaan didapatkan:
Selanjutnya menjadi:
Maka nilai rms arus dalam kondisi nonsinusoidal, adalah;
Persamaan ini juga berlaku sama dengan tegangan;
Maka nilai rms tegangan dalam kondisi nonsinusoidal, adalah;
... (2.14)
... (2.15)
... (2.16)
... (2.17)
... (2.18)
... (2.19)
2.2.6. Definisi Daya Reaktif
1. Definisi yang diusulkan oleh C. Budeanu
Daya aktif dalam kondisi nonsinusoidal didefinisikan sebagai:
Dimana:
Un dan Inadalah nilai-nilai rms dari tegangan dan arus harmonisa dengan orde
n dan Фn adalah sudut fasanya. Sehingga dapat didefinisikan daya reaktif
menjadi:
Dimana seperti diusulkan oleh Budeanu, namun persamaan itu memenuhi persamaan segitiga daya S2= P2+ Q2, karena daya semu didefinisikan sesuai S= UI, kemudian daya semu menjadi:
... (2.21)
... (2.22)
... (2.23)
(a) (b)
Gambar 2.1. (a) Gelombang tegangan, arus dan daya sesaat untuk sistem satu fasa yang mencatu beban linier (b) penguraian daya sesaat menjadi
daya nyata dan daya reaktif
Sehingga sebuah kwantitas dinamakan daya distorsi, D, yang ditambahkan menurut Budeanu
Yang mana menghasilkan persamaan daya semu
Daya distorsi sebagian besar terdiri dari cross-product dari tegangan dan arus harmonisa orde berbeda dan akan jadi nol jika harmonisa menjasi nol untuk kondisi sinusoidal.
... (2.25)
Gambar 2.2. Gelombang tegangan, arus dan daya untuk tegangan ideal dengan arus terdistorsi
Gambar 2.3 penguraian komponen P, Q dan D
fundamental, nilai puncak-puncak dari Q1 sama dengan Q. Sedangkan komponen daya lainnya adalah akibat interaksi antara tegangan dan komponen arus harmonisa yang menghasilkan D.
Seperti pada referensi lain dimana daya semu dalam domain frekwensi fundamnetal (S1), daya distorsi harmonik (H) dan daya deformasi (D)
dipisahkan sesuai gambar dibawah ini disebut daya tetrahedron.
Gambar 2.4. Representasi grafis komponen daya-daya tetrahedron
2. Definisi daya yang diusulkan oleh S. Fryze
Definisi daya reaktif yang diusulkan oleh S. Fryze didasarkan pada analisa domain waktu. Arus dibagi atas dua bagian, bagian pertama adalah Ia arus
yang memiliki bentuk gelombang dan sudut fasa sama dengan tegangan dan mempunyai sebuah amplitudo seperti Ia U sama dengan daya aktip. Bagian
kedua adalah hanya sebuah yang diistilahkan dengan nama arus residu ir.
Kedua komponen tersebut ditentukan dengan persamaan:
dan
... (27)
2 2
N
F P Q
S
Alasan untuk bagian ini adalah bahwa arus ia adalah arus yang beban resistif
murni dengan tegangan yang sama akan memiliki besar daya yang sama dengan beban terukur. Bila dapat dikompensasi, sebuah sumber yang memikul beban resistif murni maka faktor daya sama dengan satu. Hal ini dapat ditunjukan bahwa ia dan ir adalah orthogonal dan kemudian rms-values
ditentukan dengan
literatur lain daya reaktif menurut defininya sering ditunjukan dengan QF
yang dinamakan “fictitious power”
Gambar 2.5. Intepretasi geometris daya menurut Fryze
3. Definisi yang diusulkan oleh LS. Czarnecky
Ini adalah definisi domain frekwensi, demikian komentar LS. Czarnecky mula-mula pada definisi yang diusulkan.
Dia mengusulkan sebuah definisi frekwensi untuk beban linier dimana menggunakan time-domain-defined arus aktif ia menurut Fryze.
Nilai sesaat pada sebuah periodik tegangan dapat diekspresikan sebagai sebuah komplek deret Fourier:
dimana ω1 adalah frekwensi fundamental angular dan n adalah orde untuk
harmonisa dimana Un adalah nonzero. Didalam sebuah sistem tenaga
tegangan ini dihubungkan pada sebuah beban linier denga admitansi
Kedua G dab B dapat tergantung pada frekwensi. Maka arus akan menjadi:
... (2.34)
Mengasumsikan bahwa semua daya yang diserap oleh sebuah (frekwensi invariant) konductance Ge seperti dalam definisi daya menurut Fryze,
konduktansi ini dapat ditentukan oleh
Bila diarahkan terhadap tegangan U, arus yang malalui konduktans ini akan manjadi sama dengan arus aktif ia menurut Fryze. Maka arus residu dapat
kemudian dihitung dengan:
Selanjutnya persamaan (37) dibagikan kedalam
dan disebut curent scatter oleh Czarnecki dan
ditunjukan sebagai arus reaktif. Semua arus ini adalah ortogonal sehingga nilai arus rms dinyatakan dengan
Bila persamaan (40) dikalikan dengan U2 maka akan mendapatkan squared daya semu seperti:
Daya reaktif untuk definisi ini adalah Qrdan SQ dapat digambarkan oleh
4. Usul IEEE Working Group Mengenai Harmonik
IEEE working group tentang “nonsinusoidal situation: Effects on meter
performance and definition of power” telah mengusulkan “practical
definition for powers”. Perbedaan utama antara definisi ini dan lainnya adalah memisahkan kwantitas fundamental P1 dan Q1 dari komponen daya semu.
Pemusatannya adalah lebih pada ditempatkan pada revenue metering dari pada sebagai kompensasi. Poin awal adalah memisahkan tegangan tegangan dan arus harmonik dari nilai total rms seperti:
dan
Dengan pengalian keduanya, daya semu dibentuk menjadi
dimana
yang mana disebutkan daya semu fundamental dan kemudian ditentukan sebagai
Juga untuk nonactive power yang diusulkan adalah
Selanjutnya daya semu harmonik yang ditentukan menjadi
Dimana PH adalah total daya harmonik dan NH adalah total daya nonactive
harmonik. Ini menyatakan bahwa arah aliran ditujukan pada P
1 dan Q1 namun
tidak harus ditujukan pada tiga bagian dari nonfundamental daya semu yang didefinisikan sesuai persamaan (48). Lebih lanjut ditunjukan yang dinormalisasikan daya semu harmonisa S
H/S1 adalah kira-kita sama dengan
5. IEEE 1459: Definisi Daya untuk Sistem Tenaga Modern
sistem operasi daya non-linier pada tahun 1922 oleh Bucholz. Diketahui baik melalui formulasi daya Budeanu tahun 1927, dan Fryze menginterpretasikan ulang teori Budeanu pada tahun 1932. Banyak lagi usaha yang lain tentang pentingnya uraian teori daya listrik dalam kondisi non-sinusoidal.
Pedoman publikasi IEEE untuk definisi praktis tentang jumlah definisi daya listrik dalam kondisi non-sinusoidal pada tahun 1996. Definisi ini kemudian disusun oleh IEEE Working Group on Non-sinusoidal Situations yang diketuai oleh Professor Alexander Emanuel dari Worcester Polytechnic. Pedoman ini kemudian dipegang dalam IEEE Standard 1459-2000. Ini diperluaskan pada jumlah prinsip-prinsip dan contoh-contoh saran pada daya semu fundamental urutan positip S+1; daya reaktif fundamental urutan positip Q+1 ; dan daya aktif fundamental urutan positip P+1 sebagai jumlah yang sangat penting bilamana menguraikan conversi dan utilisasi pada energi daya sistem tiga fasa.
a. Tegangan dan arus dalam kondisi non-sinusoidal
elemen beban tidak seimbang) yang dipertimbangkan dibawah ini. Untuk kondisi sinusoidal dan seimbang satu fasa adalah mudah diterapkan dengan definisi ini seperti penyerderhanaan non-sinusoidal tak seimbang sistem data tiga fasa. Mengasumsikan bahwa tegangan fasa-netral non-sinusoidal dan arus jaringan didefinisikan sebagai berikut (sama untuk fasa a dan b):
Komponen tegangan dc, Va0, Vb0 dan Vc0, harus selalu nol. Nilai arus
jaringan Ia0, Ib0 dan Ic0 bisa jadi tidak nol tergantung pada sifat beban.
Tegangan fasa Va dan netral serta arus jaringan Ia (sama untuk fasa b dan
c) adalah berhubungan dengan komponen harmonisa
Formulasi arus dan tegangan diatas jelas membedakan antara frekwensi fundamental dan komponen frekwensi non-fundamental (frekwensi harmonik). Tegangan dan arus tiga fasa dapat ditulis sebagai
... (2.50)
... (2.51)
... (2.52)
Karena disitu tidak ada arus netral dalam sebuah sistem tiga kawat, ekspresi untuk tegangan dan arus efektif sistem tiga fasa dihitung seperti
Apabila ada dibuat sebuah titik di tiga penghantar, sistem tiga fasa tidak digunakan untuk mendapatkan nilai tegangan jaringan dan netral, tegangan efektif tiga fasa dapat dihitung dari nilai-nilai rms tegangan fasa-fasa.
... (2.54)
... (2.56) ... (2.55)
... (2.57)
... (2.58)
... (2.60) ... (2.59)
... (2.61)
Nilai tegangan dan arus efektif tiga fasa non-fundamental didefinisikan sebagai berikut
Kondisi tak seimbang untuk sistem tenaga tiga fasa empat kawat diperlukan definisi tegangan dan arus efektif menjadi,
Dimana:
... (2.63)
... (2.64)
(2.67)
... (2.68) ... (2.69)
... (2.70) ... (2.65)
b. Definisi daya semu aritmetik
Defenisi daya semu secara luas telah digunakan, yang diperkenalkan menjadi salah satu daya semu aritmetika atau pendekatan daya semu vektoral. Formulasi IEEE 1459-2000 dan kemudian diperlihatkan bahwa konsep efektif (sistem) daya semu adalah merupakan pendekatan yang dipilih. Definisi daya yang dipakai pada peralatan metering industri secara umum tidak mengenal pentingnya definisi daya yang terakhir. Kebanyakan peralatan metering bahkan salah menggunakan daya definisi Budeanu tentang daya reaktif dan beberapa laporan tentang eksistensi daya distorsi yang secara phisik tidak dapat dijelaskan. Perbedaan pendekatan daya semu ada diringkas diberikut.
c. Daya Semu Aritmetika
Definisi daya Budeanu untuk sistem tenaga satu fasa yang diaplikasikan per basis fasa:
dimana Sa adalah daya semu pada fasa a (sama untul fasa b dan c); QBa
adalah daya reaktif Budeanu’s, seperti contoh;
... (2.71)
(sama untuk masing-masing fasa b dan c); dan DBa adalah daya distorsi
Budeanu,
(sama untuk masing fasa b dan c).
Daya semu aritmetika (SA) sebagai berikut:
d. Daya Semu Vektoral
Daya aktif , daya reaktif Budeanu dan daya distorsi keseluruhan fasa dapat dihitung menjadi:
dimana PƩ.3Ф adalah total daya aktif tiga fasa, termasuk komponen
frekwensi fundamental.
Daya semu vektoral (SV) tiga fasa sebagai berikut:
e. Daya Semu Efektif
Sistem tiga fasa atau sistem daya demu efektif Se dapat ditulis dalam
terminologi kontribusi frekwensi komponen tegangan dan arus fundamental dan non-fundamental:
... (2.75) ... (2.74) ... (2.73)
Daya semu efektif terdiri dari sebuah frekwensi daya semu fundamental Se1 dan sebuah frekwensi daya semu non-fundamental SeN :
Daya semu rekwensi non-fundamental didefinisikan terdiri dari tiga komponen distorsi, yaitu:
Ketiga komponen diatas dapat disingkat menjadi: Ve1 IeH : Daya distorsi arus (DeI)
VeH Ie1 : Daya distorsi tegangan (DeV)
VeH IeH : Daya distorsi harmonik (DeH)
Daya semu efektif harmonik SeH berhubungan dengan daya distorsi
harmonisa DeH dan daya aktif efektif PH. 3Ф
Tingkat distorsi dalam sistem tiga fasa adalah ditentukan oleh masing-masing oleh voltage total harmonic distortion factor THDeVdan current
total harmonic distortion factor THDeI:
... (2.79) ... (2.77)
... (2.78)
... (2.80)
Ekuivalen total harmonic distortion factors digunakan untuk menentukan SeN (daya semu frekwensi non-fundamental), DeI, DeV, DeH :
f. Polusi Harmonik dan Tak Seimbang
Kondisi normal daya semu non-fundamental SeN /Se1 berhubungan
dengan total harmonic distortion factors:
Pembebanan tak seimbang dapat menyebabkan daya semu tiga fasa frekwensi fundamental meningkat tanpa sebuah kenaikan dalam tranfer daya aktif frekwensi fundamental dan ada yang diisolasikan oleh IEEE 1459-2000 sebagai berikut:
... (2.82)
... (2.83)
... (2.87)
Komponen S1(1) daya semu fundamental urutan positip yang dihitung
dari nilai-nilai rms tegangan urutan positip frekwensi fundamental V1(1)
dan arus urutan positip frekwensi fundamental I1(1). Su1 adalah
konstribusi tak seimbang yang disyaratkan pada daya semu tak seimbang frekwensi fundamental.
Sebuah pengukuran quantitatif tentang tingkat polusi harmonik adalah yang diisi dalam persamaan (89). Nilai nol mengindikasikan bahwa tidak ada polusi harmonik yang terjadi. Rasio SeN /Se1 mencerminkan
hubungan terhadap tingkat polusi harmonik.
Dengan cara yang sama, rasio Su1/Se1 melengkapi sebuah pengukuran
progesif untuk tingkat tak seimbang (ini termasuk kedua efek tegangan asimetri dan pembebanan dalam kondisi tak seimbang).
g. Daya Aktif Frekwensi Fundamental dan Daya Reaktif
Daya semu frekwensi fundamnetal, daya aktif dan daya reaktif untuk sistem daya tiga fasa tak seimbang non-sinusoidal akan didasarkan jumlah urutan positip:
dimana S1(1) adalah daya semu frekwensi fundamental dalam jumlah
urutan positip; P1 (1) adalah daya aktif frekwensi fundamental urutan
positip; dan Q1(1) adalah daya reaktif frekwensi fundamental urutan
positip.
h. Definisi faktor daya
Faktor daya yang digunakan didefinisikan sebagai
Utilisasi energi dalam komponen frekwensi fundamental yang didefinisikan oleh komponen urutan positip adalah
Dimana PF1 adalah formulasi faktor daya disasarkan pada frekwensi
fundamental komponen urutan positip. Total daya aktif tiga fasa PƩ3Ф
yang terdiri dari dua yaitu daya aktif fundamental tiga fasa P3Ф (1) dan
daya aktif total harmonik tiga fasa P3ФH;
Daya semu aritmetika dan vektoral tidak akan dipakai dalam formulasi faktor daya bilamana sistem tenaga tiga fasa adalah non-sinusoidal dan tak seimbang.
... (2.91)
Bilamana sistem tenaga dalam kondisi seimbang dan sinusoidal maka PFA = PFV = PFe. Standar IEEE 1459-2000 menunjukan bahwa bila
sistem tenaga dalam kondisi tak seimbang dan non-sinusoidal maka PFe
< PFA < PFV , dan sehingga faktor daya efektif yang digunakan.
6. Tarif Berbasis KVAH
Dalam sistem dengan kualitas daya yang tidak begitu baik atau mengalami distorsi maka penentuan faktor daya menjadi kompleks. Konsep-konsep tentang daya yang sudah dijabarkan sebelumnya menunjukkan kompleksnya penentuan faktor daya. Beberapa rumus dapat digunakan untuk menentukan nilai rata-rata faktor daya, di antaranya adalah berbasis metoda RMS (tidak dapat membedakan apakah lagging atau leading) dan dinyatakan dengan;
Metoda lain adalah berbasis time delay (TD), yaitu yang menentukan nilai kVAh dengan dasar :
TD igored lead method :
TD net method :
Untuk itu pemikiran tentang bagaimana menentukan tarif listrik yang lebih sederhana tetapi memberi keadilan antara konsumen dan penyedia energi listrik mulai diperhatikan. Arghavani dkk dalam papernya [KVAH Based Tariff] menjelaskan perlunya untuk memakai tarif berdasarkan kVA.
Dengan salah satu model tarif listrik sebagai berikut:
7. Keuntungan Perhitungan Tagihan Konsumsi KVAH a. Menghitung Komponen Daya Distorsi (D).
berbeda bila hadir daya distorsi (D). kVA semu termasuk dalam kW / kVAR sama juga dengan komponen distorsi yang sekarang mengesampingkan metering dan penagihan kWh/kVAh yang terpisah, saat itu akan dipertimbangkan dan dihitung dalam tarif berbasis kVAh.
b. Pengecualian Faktor Daya Mendahului ( leading) Dihapuskan.
Disini tidak ada perbedaan antara faktor daya leading dan lagging dalam mereduksi kapasitas jaringan dan menaikkan rugi-rugi energi daya. Namun secara tradisional penalti faktor daya hanya dihitung untuk faktor daya lagging sebab untuk rotating disc meter elektromagnetik dalam lagging atau leading keadaan putaran di dua arah yang berbeda dalam mengukur daya reaktif. Hal ini tidak diijinkan untuk putaran dalam keadaan mendahului (leading).
Saat berbasis daya semu tidak ada perbedaan antara daya reaktif mendahului (leading) dan tertinggal (lagging) dimana tidak ada pembebasan faktor daya.
c. Pengecualian Ambang Batas Faktor Daya Dihapuskan.
penalti faktor daya. Contoh ambang batas 90%, pelanggan diijinkan untuk mereduksi sebesar 10% dari kapasitas jaringan tanpa dipungut pinalti: kW ≥ 0.9kVA→p.f penalty = 0.
Insentip faktor daya memotivasi para pelanggan untuk memperbaiki faktor daya mencapai faktor daya tertinggi.
8. Komponen Rekening Tarif Berbasis KVAH
Seiring didalam perkembangan dan perubahannya maka komponen billing tarif berbasis KVAH untuk satuan energi listrik dibagi menjadi beberapa cara perhitungan energi, yaitu:
a. Tradisional billing yang hanya terdiri dari KWH dan PF pinalti.
b. Energi daya semu (KVAH) yang terdiri dari KWH, PF pinalti dan Total Harmonic Distortion (THD).
c. Energi daya semu (KVAH) standar IEEE 1459-2000 yang terdiri dari kondisi sinusoidal, nonsinusoidal, beban seimbang dan beban tak se-imbang. Terdiri dari KWH, PF pinalti, Total Harmonic Distortion (THD) dan kondisi tak seimbang (unbalanced).
9. KVAH Harian (Daily).
Yang dimaksud KVAH harian adalah pengukuran kVAh harian = (arus efektif (IRMS) selama 24 jam) x (tegangan efektif (VRMS) selama 24 jam) x
waktu (t) 24 jam.
Dengan mengalikan semua nilai tegangan efektif (VRMS) dan arus efektif
(IRMS) serta waktu (t) maka meter listrik ini harus memperlihatkan nilai kVA
52 3.1. Alat Penelitian
3.1.1. Power Quality Analyser (PQA) A3Q
1. Sistim Pengukuran
Analyst 3Q mengukur semua parameter power quality penting pada frekwensi 50 dan 60 Hz seperti nilai rms tegangan dan arus, kejadian, harmonik, fliker, voltage imbalance, frekwensi saluran. Bahkan fitur peralatan yang diringkas menggambarkan seluruh parameter power quality dalam suatu diagram meliputi analisa statistik.
Apalagi hubungan parameter penting ada disediakan yaitu daya aktif, daya semu, daya reaktif, daya distorsi, faktor daya, energi aktif dan energi reaktif. Untuk analisa kualitas tegangan yang disediakan melalui sebuah diagram bentuk gelombang.
Sampling rate untuk pengukuran adalah 10.24 kHz, dimana dapat direkam dan ditunjukan sesuai diagram dalam tingkat waktu.
2. Aplikasi
