Harmonisa Pada Sistem Distribusi Tenaga Listrik

HARMONISA PADA SISTEM DISTRIBUSI TENAGA LISTRIK

Anang Mawardi, Muhammad Firmansyah PT PLN (Persero) Puslitbang Ketenagalistrikan

1. Dasar Teori

Harmonisa di diskripsikan sebagai komponen yang memiliki frekuensi kelipatan bulat dari frekuensi dasar . Gelombang tegangan dan arus yang terdistorsi (tidak sinusioidal murni) secara periodik dapat dipisahkan menjadi komponen sinusoidal dengan frekuensi dasar dan frekuensi kelipatannya. Salah satu teknik untuk menguraikan gelombang periodik non sinusioidal menjadi komponen-komponen gelombang sinusioidal dengan menggunakan deret fourier.

(a) (b)

Gambar 1. (a) Dekomposisi gelombang harmonisa kelipatan 1,3 dan 5 (b) Spektrum frekuensi Gambar 1 (a) dan (b) memperlihatkan contoh dekomposisi gelombang dengan frekuensi dasar 1, 3 dan 5 dengan amplitude berbeda yang menghasilkan gelombang dekomposisi.

1.a Kualitas daya yang berhubungan dengan harmonisa

Total harmonic distortion (THD)

Merupakan perbandingan antara total seluruh kontribusi harmonisa individu terhadap frekuensi dasar dengan formulasi untuk tegangan dan arus :

√∑ √∑

THDV = total distorsi harmonisa tegangan Vh = tegangan efektif harmonisa orde –h V1 = tegangan efektif frekuensi fundamental THDI = total distorsi harmonisa arus

Ih = arus efektif harmonisa orde –h I1 = arus efektif frekuensi fundamental

-1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 -1 1 3 5 7 f1 3f1 5f1 Dekomposisi 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5

Total demand distortion (TDD)

Perbandingan antara total harmonisa harus terhadap arus beban, arus beban merupakan arus beban rata-rata (Il) yang diukur pada beban arus tertinggi pada Point of common coupling (PCC) dalam periode 15 – 30 menit (mengikuti saran dari standar IEEE-519).

√∑

K factor

K factor merupakan indeks yang berhubungan dengan kemampuan trafo distribusi atau trafo aplikasi khusus untuk bekerja pada batas-batas thermal pada kondisi beban berharmonisa, trafo ini dirancang untuk beroperasi pada kepadatan fluks yang lebih rendah dari desain konvensional untuk mengakomodasi tambahan fluks oleh arus harmonisa. Dalam IEEE tutorial pemodelan dan simulasi ditetapkan sebagai berikut

∑ ( ) ∑ ( )

∑[ ]

Displacement, distortion and total power factor

Dengan meningkatnya distorsi harmonisa, pendefenisian factor daya sebagai cosinus dari perbedaan sudut antara tegangan dan arus fundamental perlu didefenisikan kembali untuk mengakomodasi dari kontribusi nilasi rms dari harmonisa arus dan tegangan.

Cosinus perbedaan sudut antara arus dan tegangan di defenisikan sebagai displacement power

factor (DPF), sedangkan distorsi harmonisi diwakili oleh True power factor (TPF), sedangkan factor

daya total (PFtotal) didefenisikan sebagai

( ) (∑ √∑ √∑ ) ( _{) √} ( ₎

Dimana P1 , V1 , I1 berhubungan dengan frekuensi fundamental dan Ph , Vh , Ih berhubungan dengan frekuensi harmonisa. Atau dapat dihitung langsung dengan

1 I PF DPF I   dimana :

DPF = kosinus selisih sudut antara tegangan dan arus

I1 = nilai rms arus komponen fundamental

1.b Sumber-sumber harmonisa

1.c Efek harmonisa pada sistem peralatan distribusi

Fenomena harmonisa dan kemungkinan propagasi harmonisa dari sumber ke beban-beban lain atau kearah pembangkitan dapat di ilustrasikan dari gambar 4 secara garis besar efek yang dapat

diberikan oleh harmonisa adalah : - Meningkatkan biaya energi - Memperpendek umur peralatan - Meningkatkan losses.

Gambar 2. Ilustrasi aliran harmonisa (a) Aliran daya frekuensi fundamental (b) Aliran daya

harmonisa (sumber : [4])

Generator G dengan asumsi tegangan internal murni sinusoidal dibebani resistor murni Rl melalui sebuah converter, Generator menyuplai daya sebesar Pg1 pada titik kopling bersama (PCC) daya diserap oleh beban Pl1 dan diserap oleh converter sebesar Pc1 serta diserap oleh jaringan sebesar Ps1 1. Penambahan Losses Trafo

Arus dengan harmonisa dengan frekuensi yang tinggi akan menimbulkan tambahan losses akibat bertambahnya rugi-rugi edy current pada inti, meningkatnya rugi-rugi akan menaikkan suhu trafo. Demikian pula pada konduktor belitan trafo, skin effect akan terasa lebih besar dan meningkatkan resistasi konduktor, meningkatnya resistansi konduktor belitan akan menaikkan disipasi daya pada belitan yang pada akhirnya akan meningkatkan suhu konduktor.

Pada trafo dengan belitan tersier delta, dapat mengurangi harmonisa keliapatan-3 pada sisi primer, perlu diperhatikan rating daya dari trafo tersebut (umumnya 1/3 dari kapasitas trafo) terutama yang terhubung dengan beban berharmonisa tinggi.

Meningkatnya disipasi daya baik pada inti maupun belitan akan meningkatkan temperatur yang dapat memperpendek umur dari isolasi belitan maupun minyak trafo.

Gambar 3. Kenaikan joule losses akibat distrosi arus

Gambar 5 memperlihatkan kenaikan joule losses akibat harmonisa arus pada konduktor, dengan kondisi losses awal saat tanpa harmonisa pada skala 1, harmonisa arus 100% akan menaikan joule losses hingga dua kali lipat dari kondisi semula.

2. Meningkatnya arus netral dan resistansi jaringan

Harmonisa arus kelipatan tiga secara teori merupakan arus urutan nol yang akan mengalir melalui netral, pada sistem yang tidak setimbang dan berbeban harmonisa yang tinggi memungkinkan besarnya arus netral lebih besar dari arus fasa itu sendiri.

Mengalirnya harmonisa frekuensi tinggi pada konduktor dapat meningkatkan resistansi dari konduktor, untuk jaringan kabel yang memiliki nilai kapasitansi yang relatif tinggi, arus harmonisa dengan frekuensi tinggi akan menambah losses akibat cendrung mengalirnya arus harmonisa tinggi ini melalui kapasitansi kabel.

3. Kondisi Resonansi

Kondisi resonansi terjadi jika reaktasi kapasitif dan induktif pada salah satu titik memiliki nilai yang sama, baik itu resonansi seri atau pun parallel, pada kondisi resonansi jaringan hanya memiliki resistansi murni. Kondisi resonansi akan merusak tahanan isolasi pada kabel ataupun trafo akibat mengalirnya arus pada lapisan ini.

Ilustrasi kejadian resonansi diperlihatkan pada gambar

0 0.5 1 1.5 2 2.5 0 20 40 60 80 100 Jo u le Lo sses % THD

M

Beban Non

Linear Beban Linear Capacitor Bank

I

h

I

h R Ls Z

(a) Diagarm instalasi (b) Rangkaian ekivalen Gambar 4. Ilustrasi peristiwa resonansi akibat harmonisa

Sebuah instalasi yang terdiri dari beban nonlinier, beban linier yang mengandung resistansi dan induktansi serta kapasitor, dengan impedansi :

Kondisi resonansi terjadi saat komponen mendekati nol. Yang mengakibatkan impedansi yang sangat tinggi hingga menimbulkan harmonisa tegangan yang tinggi.

4. Akurasi pengukuran energi

Peralatan pengkuran energi terbagi menjadi dua jenis, elektromekanis dan elektronik, akurasi kedua jenis alat pengukur energi ini dapat terpengaruh oleh harmonisa arus dan tegangan.

Berdasarkan prinsip kerja dari kwh elektromekanik yang torka penggeraknya di hasilkan dari interaksi fluks dari kumparan arus dan tegangan, pada arus dengan harmonisa tertentu, arah torka yang dihasilkan tidak searah dengan torka komponen fundamental demikiran pula sifat material ferromagnetic dari kwh tidak berkorelasi linier terhadap frekuensi. Kombinasi kedua hal ini menyebabkan error pada kwh tipe ini dapat mencapai 20 %.

Akurasi kwh elektronik dipengaruhi oleh sampling rate dan algoritma perhitungan dayanya, beberapa kwh elektronik sanggup mengukur hingga harmonisa ke 50 untuk mendapatkan tingkat akurasi yang lebih baik.

5. Efek pada generator

Generator dengan beban arus harmonisa dapat mengalami pulsasi torka, pulsasi torka ditimbulkan akibat arus harmonisa memiliki komponen urutan positif dan negatif. Timbulnya pulsasi torka ini dapat mengakibatkan fibrasi dan memperpendek umur komponen2 generator seperti shaft, bearing.

1.d Overview Standar Limit Harmonisa

IEEE 519-1992 memberikan rekomendasi batas harmonisa tegangan untuk 3 tingkat

tegangan, disamping total distrosi harmonisa, distorsi harmonisa individual tegangan juga

dibatasi pada level tertentu. Tabel 3 memperlihatkan batasan-batasan tersebut.

Tabel 1. Batas distorsi tegangan (IEEE 519-1992)

Voltage Level THDV (%) Individual Voltage Distortion (%)

≤ 69 KV

5

3

69 KV - 161 KV

3

2

> 161 KV

1

1

Batasan harmonisa arus IEEE standart 519-1992 untuk tegangan PCC dibawah 161 KV,

mempergunakan criteria total demand distortion (TDD) sedangkan untuk tegangan lebih

dari 161 KV mempergunakan nilai total harmonic distortion (THD). Penggunaan TDD dapat

mengakomodir distorsi harmonisa arus pada saat kondisi beban rendah. Perbedaan level

batasan distrosi arus juga dipengaruhi oleh rasio arus hubung singkat terhadap arus beban

tertinggi di titik sambung bersama (PCC). Semakin besar rasio perbandingan Isc/IL batasan

harmonisa arus juga semakin besar.

Tabel 2. Batas distorsi arus sistem distribusi (120 V – 69000V) orde harmonisa individu ganjil

IEEE Standart 519-1992

Isc/IL

< 11

11 ≤ h < 17

17 ≤ h < 23

23 ≤ h < 35

35 ≤ h

TDD

< 20*

4

2

1.5

0.6

0.3

5

20 – 50

7

3.5

2.5

1

0.5

8

50 - 100

10

4.5

4

1.5

0.7

12

100 - 1000

12

5.5

5

2

1

15

> 1000

15

7

6

2.5

1.4

20

Catatan :

* Seluruh peralatan pembangkitan dibatasi pada nilai ini tanpa memperhatikan I

sc

/I

L

- Harmonisa kelipatan genap dibatasi 25% dari limit kelipatan ganjil yang dibawahnya

- Distorsi arus offset DC tidak diperkenankan

I

sc

= arus hubung singkat pada PCC (point of common connection)

I

L

= arus beban maksimum (frekuansi dasar ) pada PCC

Tabel 3. Batas distorsi arus sistem distribusi (60001V – 161000V) orde harmonisa individu

ganjil IEEE Standart 519-1992

Isc/IL

< 11

11 ≤ h < 17

17 ≤ h < 23

23 ≤ h < 35

35 ≤ h

TDD

< 20*

2

1

0.75

0.3

0.15

2.5

20 - 50

3.5

1.75

1.25

0.5

0.25

4

50 - 100

5

2.25

2

0.75

0.35

6

100 - 1000

6

2.75

2.5

1

0.5

7.5

> 1000

7.5

3.5

3

1.25

0.7

10

Tabel 4. Batas distorsi arus sistem distribusi (> 161000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE

Standart 519-1992

Isc/IL

< 11

11 ≤ h < 17

17 ≤ h < 23

23 ≤ h < 35

35 ≤ h

THD

< 50*

2

1

0.75

0.3

0.15

2.5

> 50

3

1.5

1.15

0.45

0.22

3.75

Tabel 5. IEC 61000-2-2 Standar distorsi harmonisa tegangan untuk jaringan tegangan

rendah umum

Harmonisa Ganjil

Harmonisa genap

Harmonisa kelipatan

tiga

h

%V

h

h

%V

h

h

%V

h

5

6

2

2

3

5

7

5

4

1

9

1.5

11

3.5

6

0.5

15

0.3

13

3

8

0.5

>21

0.2

17

2

10

0.5

19

1.5

>12

0.2

23

1.5

25

1.5

>29

x

x = 0.2 + 12.5/h

Untuk h=29 , 31 dan 37 Vh = 0.63, 0.6, 0.56 dan 0.54 %

Tabel 6. IEC 61000-2-4 Standar distorsi harmonisa tegangan untuk

Instalasi industri

Harmonisa Ganjil

Harmonisa

genap

Harmonisa

kelipatan tiga

h

%V

h

h

%V

h

h

%V

h

5

8

2

3

3

6

7

7

4

1.5

9

2.5

11

5

≥6

1

15

2

13

4.5

21

1.75

17

4

≥27

1

19

4

23

3.5

25

3.5

≥29

y

Untuk h=29 , 31, 35 dan 37 Vh = 3.1 , 3.0, 2.8 dan 2.7 %

2. Kondisi Harmonisa Pada Sistem Distribusi Jabar-Banten dan Distribusi Jakarta Raya- Tanggerang. 2.a Kondisi Harmonisa Pelanggan Tegangan Tinggi dan Tegangan Menengah dan JTM

Harmonisa Tegangan

Hasil pengukuran harmonisa tegangan rata-rata untuk 11 site dalam satu pekan, memperlihatkan 3 komponen harmonisa tegangan yang paling dominan masing-masing adalah harmonisa ke 5,7 dan 3. Dari data harmonisa sesaat, 4 Lokasi pernah mengalami THDv yang lebih dari 3 %, yaitu Toyogir, Asia Mall, Penyulang Cijedil dan Sukanegara GI Cianjur. Terutama untuk penyulang Cijedil dan Sukanegara yang mayoritas bebannya adalah perumahan, THDv yang terjadi perlu menjadi perhatian, mengingat umumnya THDv yang tinggi biasanya terjadi pada beban industri atau perkantoran.

Gambar 5. Spektrum Harmonisa tegangan untuk pengukuran satu pekan

Tabel 7. Resume pengukuran harmonisa tegangan

No Lokasi Pelanggan Tipe Beban

Dominan Teg PCC (KV) Standar Harmonisa Tegangan (IEEE519-Harmonisa Tegangan Tertinggi (THDv) (%) % Waktu THDv Melebihi Standar 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 PT. Toyo Giri PT. Gunung Garuda

Asia Mall PT Polifin Out Going 20 KV Trafo 1 Kahatex Penyulang Cijedil PT Asahimas PT LOC Sucofindo IH D 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 h y5 11/

1990) _{R S T R S T} 1 GI Toyo Giri PT. Toyo Giri Industri / Arc

Tanur 70 2,5 2,84 3,14 2,81 2 8 2 2 GI Cikarang PT. Gunung Garuda Industri / Arc Tanur 150 2,5 1,17 1,2 1,28 0 0 0

3 GI Tasikmalaya Asia Mall Bisnis / Pusat Perbelanjaan

20 5 3,5 3,7 3,97 0 0 0

4 GI Ujung Berung PT Polifin Industri / Tekstil 20 5 2,54 2,78 2,41 0 0 0

5 GI Cikarang Out Going 20 KV Perumahan 20 5 1,47 1,49 1,44 0 0 0 6 GI Rancaekek Trafo 1 Kahatex Industri / Tekstil 20 5 2,55 2,41 2,4 0 0 0 7 GI Cianjur Penyulang Sukanegara Perumahan 20 5 3,16 3,07 3,14 0 0 0 8 GI Cianjur Penyulang Cijedil Perumahan 20 5 3,37 3,45 3,36 0 0 0

9 GI Asahimas PT Asahimas Industri / Kimia elektrolisis

150 2,5 2,2 2,2 1,9 0 0 0

10 GI Asahimas PT LOC Industri / Kimia elektrolisis

20 5 0,63 0,59 0,59 0 0 0

11 GI Serang Sucofindo Perkantoran 20 5 1,23 1,22 1,16 0 0 0

Harmonisa Arus

Karakter harmonisa yang berbeda diperlihatkan oleh pelanggan industri (funace) PT. Toyogiri dan Gunung Garuda, harmonisa orde ke-3 , 5 dan 11 dominan di Toyogiri, sementara di Gunung Garuda didominasi oleh harmonisa orde 5, 7 dan 11, penggunaan hubungan trafo Yyd di Gunung garuda berhasil menekan harmonisa orde ke-3 dengan tingkat THDi sebesar 6,89 % , dibandingkan penggunaan trafo hubungan Yy di toyogiri dengan tingkat harmonisa THDi sebesar 11,42%.

Pelanggan bisnis Asia Mall dan Graha Sucofindo memperlihatkan tinkat harmonisa arus masing2 sebesar 13,2% dan 9,75%, dengan harmonisa orde 5, 7 dan 11 dominan di asia mall serta orde 5,3 dan 40 pada Sucofindo.

Gambar 6. Spektrum Harmonisa arus untuk pengukuran satu pekan

Tabel 81 Resume pengukuran harmonisa arus

No Pelanggan Tegangan PCC (KV) Isc PCC (KA) IL (A) Isc/IL Harmonisa Arus Tertinggi (THDi) (%) Standar Harmonisa Arus (TDD) (IEEE519-1990) Harmonisa Arus Tertinggi (TDD) (%) % Waktu TDD mlebihi standar R S T R S T R S T 1 PT. Toyo Giri 70 5 241 22 29 23 22 4 9 8 8 33 32 31 2 PT. Gunung Garuda 150 14 386 36 34 38 41 4 5 5 4 4 5 2 3 Asia Mall 20 4 49 81 25 30 28 12 9 9 11 0 0 0 4 PT Polifin 20 4 180 24 9 9 9 8 7 7 7 0 0 0 5 Out Going 20 KV 20 13 1171 11 5 6 5 5 3 3 3 0 0 0 6 Trafo 1 Kahatex 20 12 1636 7 4 4 4 5 4 4 4 0 0 0 7 Penyulang Sukanegara 20 4 273 14 9 10 9 5 2 2 2 0 0 0 8 Penyulang Cijedil 20 4 214 18 13 10 12 5 4 3 3 0 0 0 9 PT Asahimas 150 22 361 61 2 2 2 6 2 2 2 0 0 0 10 PT LOC 20 20 152 131 2 2 2 15 1 1 1 0 0 0 0 2 4 6 8 10 12 14

PT. Toyo Giri PT. Gunung Garuda

Asia Mall PT Polifin Out Going 20 KV

Trafo 1 Kahatex

Penyulang Cijedil

PT Asahimas PT LOC Sucofindo

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

11 Sucofindo 20 12 8 1575 4 3 4 20 2 2 3 0 0 0

2.b Kondisi Harmonisa pada Gardu Distribusi Tegangan Rendah.

Tabel 2. Resume pengukuran harmonisa arus gardu distribusi

No Nama

Gardu

Tipe Beban Dominan

Hasil pengukuran Arus (A) Fasa Arus Netral Perhitungan % Deviasi Arus Netral THDi (%) R S T N R S T 1 UNS Universitas 284 392 337 167 94 79 14,9 15,8 14,9 2 DKN Perumahan 474 484 434 168 46 267 11,6 12,9 13,1 3 SL Perumahan 458 415 454 106 41 158 10,5 9,0 9,8 4 PSIT Perumahan 338 340 280 141 59 139 15,6 14,3 13,1 5 PBKN Perumahan 117 110 148 68 35 94 14,4 18,1 17,4 6 PPT Perumahan 270 184 258 148 81 83 13,4 19,4 14,2 7 PSK Perumahan 252 305 280 135 46 194 17,1 17,8 17,5 8 KBG Perumahan 358 225 254 180 121 49 16,0 15,3 16,9 9 PGT Perumahan 222 227 198 106 27 295 16,5 19,1 16,1 10 SKT Perumahan 297 353 246 168 93 81 14,0 15,2 14,4 11 KPBATR1 Perkantoran 290 395 312 95 96 -1 5,3 4,9 4,6 12 KPBATR2 Perkantoran 90 70 60 45 26 70 21,4 8,4 10,1 13 KPBCTR1 Perkantoran 99 126 137 43 34 27 10,4 6,3 7,4 14 KPBCTR2 Perkantoran 286 331 318 65 40 62 5,9 7,9 4,8 15 KPBD Perkantoran 302 270 200 90 90 0 5,4 7,2 5,3 16 DP Perkantoran 450 360 398 95 78 21 7,0 3,6 6,4 17 BNI Perkantoran 136 94 117 60 36 65 5,5 11,8 2,6 18 KWL Perkantoran 59 43 56 15,5 15 5 9,1 3,2 7,2

19 RBA Rumah Sakit 228 205 154 64 66 -2 5,8 7,3 5,4

20 APJ Perkantoran 155 150 135 60 18 233 14,4 16,3 15,8

Tabel 30. Resume pengukuran harmonisa arus dan K-Factor gardu distribusi

No Nama

Gardu

Lokasi Tipe Beban Dominan Kapasitas (KVA) % KVA Beban Fasa Tertinggi K-Facktor % Rekomendasi Beban Maksimum

1 UNS Tasikmalaya Universitas 600 73 1,82 93

2 DKN Tasikmalaya Perumahan 400 86 1,18 98

3 SL Tasikmalaya Perumahan 400 78 1,20 98

4 PSIT Tasikmalaya Perumahan 400 64 1,23 97

5 PBKN Tasikmalaya Perumahan 315 32 1,59 94 6 PPT Tasikmalaya Perumahan 250 77 1,39 96 7 PSK Tasikmalaya Perumahan 400 54 1,35 96 8 KBG Cianjur Perumahan 250 97 1,34 96 9 PGT Cianjur Perumahan 200 80 1,36 95 10 SKT Cianjur Perumahan 250 97 1,23 98

11 KPBATR1 Serang Perkantoran 630 43 1,04 100

12 KPBATR2 Serang Perkantoran 630 10 1,48 96

13 KPBCTR1 Serang Perkantoran 630 14 1,13 99

14 KPBCTR2 Serang Perkantoran 630 35 1,05 100

16 DP Serang Perkantoran 400 85 1,05 100

17 BNI Serang Perkantoran 250 37 1,14 99

18 KWL Serang Perkantoran 100 39 1,13 99

19 RBA Serang Rumah Sakit 400 39 1,05 100

20 APJ Bandung Perkantoran 400 30 1,91 92

Gambar 7. Spektrum Harmonisa Gardu Distribusi

Dari 20 gardu yang disurvey semuanya memiliki harmonisa arus lebih dari 5% , dan sebaran THD lebih dari 10% sebanyak 14 data (70%). Kontribusi harmonisa arus terbesar diberikan oleh arus harmonisa ke-3, 5 dan 7. Dengan masing-masing kontribusi 68%, 3% dan 2,5%. Atau total 73,5 % kontribusi dari ketiga harmonisa itu terhadap THDi.

3. Manajemen Harmonisa Pada Sistem Distribusi 3.a Pemasangan power quality meter

Pengukuran level harmonisa merupakan salah satu kegiatan penting dalam melakukan investigasi. Pada beberapa kasus, level harmonisa dapat diketahui hanya dengan melakukan simulasi. Akan tetapi, pengukuran masih perlu dilakukan untuk beberapa tujuan, yaitu:

- Untuk mengetahui karakteristik level hamonisa keadaan yang telah ada, termasuk secara statistik.

- Untuk mengetahui karakteristik sumber harmonisa - Untuk memvalidasi model simulasi

0 5 10 15 20 25 % THD i 3 5 7 9 11 13 15 THD

Adapun metode yang dilakukan untuk melakukan pengukuran level harmonisa adalah sebagai berikut:

- Pengukuran dilakukan titik sambung bersama (Point of Common Coupling – PCC). Titik ini titik yang menghubungkan penyedia daya listirk langsung dengan konsumen, biasanya terdapat pada titik metering pelanggan yang terdapat pada sisi tegangan rendah trafo.

- Lama pengukuran harmonisa:

o Untuk mendapatkan level harmonisa dalam jangka pendek, dilakukan pengukuran untuk mendapatkan data level harmonisa 3 detik yang dapat digunakan untuk mengetahui besarnya gangguan yang dirasakan oleh peralatan elektronik. Pengukuran ini biasanya dilakukan selama 1 hari.

o Untuk mendapatkan level harmonisa untuk jangka panjang, dilakukan pengukuran harmonisa 10 menit. Pengukuran ini bertujuan untuk mendapatkan besarnya efek termal yang dirasakan peralatan, seperti motor, trafo, kabel, capacitor bank, dll. Pengukuran ini biasanya dilakukan selama 1 minggu agar data yang didapatkan terpenuhi secara statistik.

3.b Assement Instalasi Pelanggan

Untuk mengetahui level harmonisa dan tingkat kelayakan operasinya, maka perlu dilakukan asesmen terhadap instalasi kelistikan, baik calon pelanggan yang ingin berlangganan listrik, maupun pelanggan yang sudah ada.

THD < THDstd ? Ukur THD Pilih PCC Mulai THD dalam toleransi? Minimisasi Harmonisa THD dapat diminimisasi?

Selesai Sambungan listrik diputus Bersedia bayar penalti? ya ya ya ya tidak tidak tidak tidak

Gambar 8 Skema Asesmen Emisi Harmonisa Pelanggan Lama

Sedangkan skema asesmen emisi harmonisa untuk calon pelanggan listrik baru dapat dilihat pada Gambar 9.

THD < THDstd ? Hitung THD Rancangan Sistem diterima Rancang Sistem Tenaga Mulai Selesai ya tidak Rancangan Sistem ditolak THD bisa diminimasi? Minimisasi Harmonisa tidak ya

Gambar 92 Skema Asesmen Emisi Harmonisa Calon Pelanggan Baru

1. Sedapat mungkin meletakkan beban sumber harmonisa pada sisi hulu dari sistem distribusi, sebagai contoh lay out beban pada sistem distribusi daibawah ini :

Beban-beban Non linier Beban-beban sensitif Z1 Z2

Gambar 10. Meletakkan beban non linier pada sisi hulu

2. Melakukan pengelompokan beban pada penyulang tertentu, dan mencegah untuk mencampurkan beban penghasil harmonisa dari beban-beban yang sensitive.

Beban-beban Non linier 1 Beban-beban sensitif Beban-beban Non linier 2

Gambar 11 Pengelompokan beban non linier di penyulang tertentu

3. Memisahkan sumber beban non linier, salah satunya memisahkan trafo untuk beban-beban non linier dan beban-beban yang sensitive terhadap harmonisa.

Beban-beban Non linier Beban-beban

sensitif

Gambar 12. Pemisahan sumber untuk beban non linier

4. Menggunakan trafo dengan hubungan belitan tertentu dapat menekan harmonisa pada orde tertentu, table memamparkan beberapa tipe hubungan belitan trafo dan orde harmonisa yang dapat di tekan

Tabel 11

Hubungan Belitan Trafo

Hubungan Belitan Orde Harmonisa yang direduksi

D- y-d

5, 7

DZ 5

5

h5, h7, h11, h13

h5, h7, h11, h13 h11, h13

Gambar 33 Reduksi harmoisa 5,7 dengan hubungan Belitan Trafo Dyd

5. Menambahkan reaktor pada jaringan, hal ini dilakukan untuk memperbaiki kualitas arus pada variable speed drive, dengan menambahkan reaktor akan meningkatkan impedansi jaringan yang akibatnya akan menekan magnitude arus harmonisa.

Pemasangan filter harmonisa

Filter harmonisa dapat dibagi menjadi tiga kategori, yaitu : filter pasif, filter aktif dan filter campuran: Filter pasif

Aplikasi tipikal : - Instalasi dengan beban non linier lebih dari 200 kVA. - Membutuhkan elemen koreksi factor daya.

- Penurunan distorsi tegangan dibutuhkan untuk mencegah gangguan pada peralatan yang sensitive terhadap distorsi tegangan.

- Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban

Prinsip operasi : - Menggunakan rangkaian filter LC yang tune pada orde harmonisa tertentu dan dipasang paralel dengan sumber harmonisa. Rangkaian bypass ini mencegah harmonisa masuk ke sistem distribusi.

Kriteria Pemilihan : - Membutuhkan pengukuran awal untuk menentukan orde harmonisa yang akan dieliminasi.

- Efektifitas filter dapat berubah jika kondisi harmonisa pada beban berubah dari kondisi pada saat tuning filter di rancang.

- pada saat beban rendah kadang-kadang harus di padamkan. Filter aktif

Aplikasi tipikal : - Instalasi dengan beban non linier lebih kecil dari 200 kVA - Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban

Prinsip operasi : - Menggunakan peralatan elektronika daya yang mengkompensasi arus atau tegangan harmonisa yang dihasilkan

Kriteria Pemilihan : - Memiliki rentang eleiminasi orde harmonisa yang tinggi dan dapat bekerja pada tipe beban yang berubah-ubah

- Rating daya peralatan umumnya tidak terlalu besar Filter hybrid

Aplikasi tipikal : - Instalasi dengan beban non linier lebih dari 200 kVA. - Membutuhkan elemen koreksi factor daya.

- Penurunan distorsi tegangan dibutuhkan untuk mencegah gangguan pada peralatan yang sensitive terhadap distorsi tegangan.

- Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban - Limit harmonisa sangat ketat

Prinsip operasi : - Mengabungkan cara kerja filter aktif dan pasif

Kriteria Pemilihan : - Mengkombinasikan keuntungan dari filter aktif dan pasif

Prinsip operasi ketiga filter ini diperlihatkan pada gambar

(a) (b) (c)

Gambar 44 Prinsip operasi (a) Filter aktif (b) Filter pasif (c) Filter hibird

4. Kesimpulan dan saran Kesimpulan

Berdasarkan hasil kajian harmonisa pada sistem distribusi, diperoleh kesimpulan antara lain:  Telah didapat karakteristik harmonisa dari berbagai jenis peralatan dan jenis beban

berdasarkan kelasnya (fasilitas umum, industri, komersial dan transportasi)

 Masalah harmonisa sangat berkaitan langsung dengan losses tambahan maupun umur peralatan listrik, baik dari trafo, jaringan, dan perlu segera diantisipasi sesuai dengan standar internasional yang ada tipikal dari karakteristik beban

 Sistem pentarifan listrik di Indonesia bergantung kepada kWh dan kVArh, dengan basis RMS yang berbasis DPF. Pada sistem yang terdistorsi harmonisa, pengukuran akan benar jika menggunakan meter berbasis true RMS.

 Arus netral pada sistem tiga-fasa empat-kawat mengalir pada kondisi beban tidak seimbang linier dan ketika beban non linier, sekalipun kondisi pembebanannya

seimbang, akan menghasilkan arus kawat netral yang bisa jauh lebih besar dari kawat fasa dan susut daya tambahan pada kawat netral.

 Berdasarkan hasil studi banding di Singapura, Portugal, Jerman, dan Jepang, belum ada pentarifan khusus terkait harmonisa dikarenakan telah ada aturan khusus mengenai level harmonisa tegangan maupun arus yang diijinkan. Namun, telah ditetapkan faktor daya yang tinggi.

 Hasil kajian ini dapat digunakan sebagai salah satu bahan masukan penyusunan draft SPLN tentang harmonisa.

Saran

 Semua meter PLN yang mengukur transaksi jual beli listrik dengan tingkat harmonisa yang tinggi selayaknya menggunakan meter true RMS dan dapat mengukur pengaruh komponen harmonisa.

 Untuk mendukung hasil pembacaan meter elektronik yang benar, perlu diperhatikan kelas maupun jenis PT dan CT yang sesuai dengan meter yang digunakan, khususnya untuk pelanggan pengukuran tidak langsung (pelanggan besar) dengan level harmonisa tinggi.

 Perlu perubahan aturan pentarifan dan /atau pinalti yang semula berdasarkan DPF menjadi berdasarkan TPF.

 Diperlukan kawat netral minimal mempunyai luas penampang yang sama dengan luas kawat fasa, khususnya pada trafo.

 Untuk pelanggan yang mengeluarkan emisi harmonisa yang melewati batas toleransi, diwajibkan menggunakan filter harmonisa.

 Perlu dipasang permanent monitoring untuk kualitas daya untuk pelanggan premimum dan pelanggan yang diduga akan memproduksi harmonisa tinggi.

 Untuk beban dengan polusi harmonisa tinggi, sebaiknya melakukan derating pada trafo atau menggunakan K-rating trafo.

 Perlu dilakukan asesmen emisi harmonisa untuk instalasi calon pelanggan baru (khususnya yang secara tipikal akan memproduksi polusi harmonisa tinggi).

 Pelanggan perlu dianjurkan untuk mengusahakan pengurangan harmonisa, misalnya dengan cara memasang filter harmonisa yang sesuai.

 Untuk mendukung Peraturan Menteri ESDM no.4 tahun 2009 tentang aturan distribusi tenaga listrik, perlu didukung dengan aturan disisi peralatan (SNI) yang dapat mengacu pada IEC 61000-3-2