TUGAS AKHIR STUDI KAJIAN KELAYAKAN GARDU INDUK 1 X 30 MVA DI KRUENG RAYA DALAM MENUNJANG SISTEM KELISTRIKAN KOTA BANDA ACEH

TUGAS AKHIR STUDI KAJIAN KELAYAKAN GARDU INDUK 1 X 30 MVA DI KRUENG RAYA DALAM MENUNJANG SISTEM KELISTRIKAN KOTA BANDA ACEH. Diajukan Untuk Memenuhi salah satu Persyaratan dalam menyelesaikan Pendidikan Sarjana (S-1) pada Departemen Teknik Elektro Oleh:. ARI SATRIA WIBAWA NIM. 140402084. DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS SUMATERA UTARA MEDAN 2019. UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

ABSTRAK Gardu Induk Banda Aceh memasok Kota Banda Aceh melalui 6 Gardu Hubung (GH). Beban tertinggi yang pernah tercapai pada GI Banda Aceh sebesar 64 MW atau 53 % dari daya mampu trafo. Untuk menghindari beban lebih dan drop tegangan serta manuver beban agar pemadaman tidak terlalu lama maka perlu dibangun GI baru di lokasi Krueng Raya. Krueng Raya sendiri saat ini memiliki beban puncak 10 MW. Dengan adanya GI Krueng Raya maka daerah pelayanan GI Krueng Raya akan terfokus untuk melayani beban kota Banda Aceh melalui GH Krueng Cut yang berjarak kurang lebih 15 kms dari GI tersebut. Selain itu, pembangunan GI Banda Aceh diharapkan mampu untuk mengatasi permasalahan- permasalahan yang dihadapi di Banda Aceh dan sekitarnya antara lain : Perbaikan mutu tegangan pelayanan dan keandalan pasokan tenaga listrik, Mengantisipasi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dan meningkatkan penjualan energi listrik di Banda Aceh dan sekitarnya. Menekan Biaya Pokok Produksi (BPP) energi Listrik Area Banda Aceh dengan mengurangi kapasitas mesin sewa berbahan bakar minyak. Memenuhi kebutuhan listrik masyarakat kota Banda Aceh dengan tetap melayani pasang baru dan tambah daya. Kata kunci: Gardu Induk, Kelayakan, Konversi Energi. i UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

KATA PENGANTAR Dengan menyebut nama Allah SWT yang Maha Pengasih lagi Maha Penyayang. Segala Puji bagi Allah SWT atas limpahan nikmat, berkat dan ridhoNya sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi yang berjudul: “STUDI KAJIAN KELAYAKAN GARDU INDUK 1 X 30 MVA DI KRUENG RAYA DALAM MENUNJANG SISTEM KELISTRIKAN KOTA BANDA ACEH”. Skripsi ini merupakan bagian dari kurikulum yang harus diselesaikan untuk memenuhi persyaratan dalam menyelesaikan pendidikan Sarjana Strata Satu di Departemen Teknik Elektro, Universitas Sumatera Utara. Skripsi ini penulis persembahkan kepada Ayah (RIDWAN ADAM), Ibu (DEWI ASTUTI), Dan Mami ( Kumala Sari ) yang telah membimbing penulis dengan kasih sayang hingga saat ini, serta untuk saudara Perempuan penulis (Kartika Eka Pratiwi. SH), Abang kandung (Teguh Dwicaksana A.Md), Adik Laki-Laki (Agung Adhi Laksana), Adik Perempuan ( Nabila Safira), Dan ( Gebri Fairus Khalisa ) yang telah memberikan semangat kepada penulis serta dukungan selama masa studi hingga selesainya skripsi ini. Selama masa kuliah hingga penyelesaian skripsi ini, penulis juga banyak mendapatkan dukungan maupun bantuan dari berbagai pihak. Untuk itu penulis ingin menyampaikan ucapan rasa terima kasih kepada : 1.. Bapak Ir. SURYA TARMIZI KASIM, M.Si., selaku dosen Pembimbing Skripsi yang telah banyak meluangkan waktu dan pikirannya untuk selalu memberikan bantuan, bimbingan, dan pengarahan kepada penulis selama perkuliahan hingga penyusunan skripsi ini.. 2.. Bapak Ir. SYAMSUL AMIEN, M.Si., dan Ir. Hendra Zulkarnain, M.T., selaku dosen pembimbing akademik yang telah banyak memberikan. ii UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

masukan demi perbaikan skripsi ini dan telah banyak memberi motivasi , dan arahan selama masa perkuliahan. 3.. Bapak Ir. SYAFRUDDIN HASAN, M.Sc. Ph.D., selaku Dosen Penguji Skripsi yang telah banyak memberikan masukan demi perbaikan skripsi ini serta senantiasa memberikan bimbingan selama perkuliahan.. 4.. Bapak MUHAMMAD SAFRIL, ST. M.T., selaku Dosen Penguji Skripsi yang telah banyak memberikan masukan demi perbaikan skripsi ini serta senantiasa memberikan bimbingan selama perkuliahan.. 5. Bapak Dr. Ir. Fahmi, ST. M.Sc, IPM selaku Ketua Departemen Teknik Elektro FT – USU, dan Bapak Ir. Arman Sani, M.T selaku Sekretaris Departemen Teknik Elektro FT – USU. 6. Karyawan Departemen Teknik Elektro Bang Difo, Kak Umi, Kak Fika, Pak Darsono, dan Bang Feri, yang telah membantu dalam urusan Administrasi. 7.. Bapak Ediwan beserta Tim Perencanaan PLN Wilayah Aceh dan Bang Aditya beserta staf yang lainnya yang bermurah hati meminjamkan dan membantu penggunaan alat penelitian.. 8.. Teman – teman terdekat : Alif Fairul Septian ST, Wahyu Dwi yantoro ST, Fahmy Muhammad Anshory, M.Furqon Ibadurahmman, Fitra Lufti Azmi ST, Dio rinaldi ST, Teguh Dwi Prakarsa, Radinal Muchtar Rangkuti ST, Lutfi Naufal Matondang ST., Faris Narestya ST., yang selalu memberikan semangat selama menjalani perkuliahan.. 9.. Teman SeIPTR : Silvandrie Abryan Laksana,S.Psi, Muhammad Noufal Aziz, Muhammadin Hamid,M.Si., dan yang lain tidak bisa di sebutkan satu per satu dimana sudah dianggap sebagai saudara perantauan sendiri dan tidak pernah bosan memberikan semangat.. 10. Teman – teman stambuk 2014 yang tidak dapat disebutkan satu per satu dan adik – adik stambuk 2015, 2016. Penulis menyadari bahwa dalam penulisan skripsi ini masih belum sempurna karena masih terdapat banyak kekurangan baik dari segi isi maupun. iii UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

susunan. bahasanya.. Saran. dan. kritik. dari. pembaca. dengan. tujuan. menyempurnakan dan mengembangkan kajian dalam bidang ini sangat penulis harapkan. Akhir kata, penulis berharap semoga penulisan skripsi ini dapat berguna bagi kita semua dan hanya kepada Allah SWT-lah penulis menyerahkan diri.. Medan, Juni 2019. Ari Satria Wibawa. iv UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

DAFTAR ISI. ABSTRAK ................................................................................................................. i. KATA PENGANTAR ............................................................................................... ii. DAFTAR ISI .............................................................................................................. iii. DAFTAR GAMBAR ................................................................................................. iv. DAFTAR TABEL...................................................................................................... v. BAB I. PENDAHULUAN ...................................................................................... 1. Latar Belakang Masalah ........................................................................... 1. 1.2 Rumusan Masalah .................................................................................... 2. 1.3. Tujuan Penelitian ...................................................................................... 2. 1.4. Manfaat ..................................................................................................... 2. 1.5. Batasan Masalah ....................................................................................... 3. TINJAUAN PUSTAKA ........................................................................... 4. 2.1. Sistem Kelistrikan Regional Sumbagut .................................................... 4. 2.2. Sistem Kelistrikan Aceh ........................................................................... 5. 2.3 Kapasitas Terpasang Trafo Eksisting ....................................................... 10. 2.4 Tegangan Operasi ..................................................................................... 10. 2.5 Pembebanan Trafo GI Eksisting ............................................................... 11. 2.6 Pengembangan Di Daerah Kepulauan Aceh ............................................ 12. 2.7 Konsep Dasar Gardu Induk ...................................................................... 12. 1.1. BAB II. v UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

2.8. Material Dasar Sipil, Saluran Kabel Dan Mekanikal .............................. 16. 2.9. Komponen Sipil, Mekanikal, Dan Gedung Kontrol ................................ 17. 2.10 Lokasi Pembangunan Gardu Induk ......................................................... 20. 2.11 Kondisi Beban Dan Supply Regional Aceh............................................. 21. 2.12 Potensi Energi Primer Aceh .................................................................... 22. BAB III METODE PENELITIAN........................................................................ 23. 3.1 Waktu Dan Tempat Penelitian .................................................................. 23. 3.2 Data-Data Yang Diperlukan ..................................................................... 23. 3.3 Pelaksanaan Penelitian.............................................................................. 23. 3.4 Variabel Yang Diamati .............................................................................. 23. 3.5 Metode Memperkirakan Beban ................................................................ 24. 3.6 Analisa Kelayakan .................................................................................... 24. 3.7 Prosedur Penelitian ................................................................................... 26. 3.8 Jadwal Penelitian ...................................................................................... 27. BAB V. HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN ....................................... 28. 4.1 Kondisi Terpasang Dan Daya Mampu ..................................................... 28. 4.2 Sistem Eksisting ....................................................................................... 28. 4.3 Pola Pembebanan Trafo Gi Eksisting ....................................................... 29. 4.4 Pembebanan Jaringan Distribusi .............................................................. 31. vi UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4.5. Analisa Pengaruh Proyek Pada Sistem Kelistrikan ................................. 32. 4.6 Analisa Hubung Singkat ........................................................................... 35. 4.7 Alternatif Proyek Berdasarkan Analisa Ekonomi..................................... 36. 4.8. Analisa Kelayakan Finansial ................................................................... 37. 4.9. Analisa Sensitivitas.................................................................................. 38. 4.10 Perkiraan Permintaan ............................................................................... 39. 4.11 Analisis Dampak Lingkungan Dan Risiko .............................................. 40. 4.12 Hasil Analisis Aliran Daya ...................................................................... 41. 4.13 Kesimpulan Kajian Kelayakan ................................................................ 43. BAB V KESIMPULAN DAN SARAN .................................................................. 44. 5.1 Kesimpulan ............................................................................................... 44. 5.2 Saran ......................................................................................................... 44. DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................ 45. vii UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1. Peta Wilayah Kerja SUMBAGUT (Aceh) ........................................... 4. Gambar 2.2. Sistem Tenaga Listrik........................................................................... 7. Gambar 2.3. Peta Wilayah Kelistrikan ACEH .......................................................... 9. Gambar 2.4. Single Line Diagram Trafo Sistem 20 Kv Banda Aceh ....................... 11. Gambar 2.5. Lokasi Pembangunan Gardu Induk ...................................................... 20. Gambar 2.6. Kondisi Beban Dan Supply Regional Aceh ......................................... 21. Gambar 2.7. Potensi Energi Primer Aceh ................................................................. 22. Gambar 3.1. Diagram Alir Penelitian ....................................................................... 26. Gambar 4.1. Aliran Daya GI Banda Aceh ................................................................ 29. Gambar 4.2. Aliran daya Sistem 20 kV Banda Aceh ................................................ 31. Gambar 4.3. Aliran Daya Sistem 20 Kv Ketika GI Krueng Raya Beroperasi .......... 33. viii UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

DAFTAR TABEL Tabel 2.1. Kapasitas Pelanggan Pada Sistem Banda Aceh ....................................... 8. Tabel 2.2. Kapasitas Gardu Induk Pada Sistem Banda Aceh ................................... 8. Tabel 2.3. Kapasitas Pelanggan Pada Sistem Banda Aceh ....................................... 8. Tabel 2.4. Daftar nama Pembangkit Pada Sistem Banda Aceh ................................ 9. Tabel 2.5. Kapasitas Terpasang Trafo Dan PLTD Pada Sistem Kota Banda Aceh .. 10. Tabel 2.6. Profil Tegangan Eksisting ........................................................................ 11. Tabel 4.1. Profil Tegangan Eksisting ........................................................................ 30. Tabel 4.2. Pembebanan Trafo GI dan PLTD Eksisting ............................................ 30. Tabel 4.3. Pola pembebanan sistem 20 kV ............................................................... 32. Tabel 4.4. Profil tegangan dan pembebanan GI/GH sebelum/ setelah GI Krueng Raya operasi ............................................................................................ 34. Tabel 4.5. Short circuit level GI pada sistem 150 kV Aceh ...................................... 35. Tabel 4.6. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Aceh sesuai RUPT 2015-2024 ............................................................................................... 39. ix UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Dengan disesuaikannya harga minyak dengan harga pasar, harga pembelian. Minyak oleh PLN sudah mencapai sekitar Rp. 9.100 per-liter. Dengan harga tersebut maka biaya operasi PLN juga meningkat dimana biaya bahan bakar saja sudah mencapai sekitar RP. 24.035 /kWh. Berbagai upaya telah dilakukan oleh PLN Aceh dalam rangka menyediakan listrik yang handal dengan biaya penyediaan yang lebih murah, antara lain bekerjasama dengan pengembang untuk membangun pembangkit- pembangkit berbahan bakar non- BBM, mengusulkan pembangunan gardu induk pada daerah isolated ataupun daerah yang berlokasi jauh dari GI eksisting namun memiliki beban yang relatif tinggi dan lain- lain. Salah satu upaya dari hal tersebut adalah dengan melakukan pembangunan GI Krueng Raya dan Alternatif lain selain membangun gardu induk adalah dengan membangun 2 GH dengan 6 penyulang. Provinsi Aceh yang terdiri dari 23 Kabupaten/ Kota dengan luas daratan 57.365,57 km2 terletak diujung Pulau Sumatera.. Pasokan listriknya sangat. tergantung dari pembangkit yang ada di Sumatera Utara dan 99 % pembangkit listrik yang ada di Wilayah Aceh menggunakan BBM dengan kapasitas unit mesin diesel. kecil sampai dengan sedang. Pada saat ini kebutuhan sistem di PLN. Wilayah Aceh dipasok dari dua sistem yaitu: 1. Sistem 150 kV Sumatera Bagian Utara yang melayani kebutuhan Langsa, Lhokseumawe, Bireun, Takengon, (supply 20 kV dari GI.Juli Bireuen Sepanjang 60 km), Sigli, Meulaboh dan Banda Aceh. 2. Sistem Isolated yang melayani kebutuhan pada sub sistem Kutacane, Blangkejeren,. Subulussalam,. Tapaktuan,. Blangpidie,. Calang. dan. Kepulauan : Simeleu, Banyak dan Sabang.. 1 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

1. 2. Rumusan Masalah Adapun rumusan masalah dari skripsi ini adalah : 1. Mengetahui perkembangan sistem kelistrikan Kota Banda Aceh secara realistis. 2. Bagaimana realitas neraca daya sistem kelistrikan Kota Banda Aceh. 3. Menstabilkan pasokan kelistrikan untuk Regional Kota Banda Aceh.. 1. 3. Tujuan Penelitian Adapun tujuan dari skripsi ini adalah : 1. Menekan Biaya Pokok Produksi (BPP) energi listrik Area Banda Aceh dengan mengurangi kapasitas mesin sewa berbahan bakar minyak dari Rp. 2.591,-/ kWh menjadi Rp. 1.679,-/ kWh. 2. Memenuhi kebutuhan listrik masyarakat kota Banda Aceh. Khususnya daerah Krueng Raya. 3. Menunjang kestabilan kelistrikan di daerah Krueng Raya dalam upaya penambahan pasang baru dan mengurangi beban puncak.. 1. 4. Manfaat Adapun manfaat yang diharapkan dari penelitian ini : 1. Sebagai upaya meningkatkan kinerja infrastruktur listrik Kota Banda. Aceh. 2. Untuk memantau kinerja kelistrikan Kota Banda Aceh. 3. Sebagai bahan pertimbangan dalam menyusun perencanaan atau. regulasi kelistrikan Kota Banda Aceh. 1. 5. Batasan Masalah Untuk menjaga agar pembahasan materi dalam tugas skripsi ini. lebih terarah dan maksimal, maka penulis membuat beberapa batasan : 1. Analisis data Riset yang digunakan dari tahun 2014-2018 2. Sistem kelistrikan regional Kota Banda Aceh 2 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

BAB II TINJAUAN PUSTAKA. 2. 1. Sistem Kelistrikan Regional Sumbagut PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Belawan merupakan Unit. Pembangkitan terbesar diluar Pulau Jawa. PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Belawan terletak di dalam sebuah pulau yang bernama Pulau Naga Putri dengan luas wilayah 47 hektar, di desa Pulau Sicanang, Kecamatan Medan Belawan, 24 km sebelah Utara Kota Medan, dekat dengan pesisir pantai dan Pelabuhan Belawan. Berdiri pada tahun 1983 dan mulai berproduksi pada tahun 1984 dengan kapasitas awal 130 MW Yaitu PLTU 1 65 MW dan PLTU 2 65 MW. PLN Sektor Pembangkitan Belawan saat ini mengoperasikan dan memelihara unit-unit pembangkit dengan kapasitas terpasang sebesar 1.189,88 MW dan juga mengawasi Navigat Energy (unit sewa) dengan kapasitas terpasang sebesar 49.5 MW yang telah beroperasi pada tanggal 06 Januari 2013. PLN Sektor Pembangkitan Belawan sampai saat ini merupakan pemasok utama kebutuhan listrik di Sumatera Utara dan sebagian wilayah Aceh. Gambar 2.1 menunjukan Peta Wilayah kerja sistem SUMBAGUT (Aceh), beserta kapasitas masing-masing dari pembangkit setiap daerah tersebut.. Gambar 2.1 Peta wilayah kerja SUMBAGUT (Aceh) 3 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

2. 2. Sistem Kelistrikan Aceh PT. PLN (Persero) Wilayah Aceh mempunyai Wilayah kerja yang meliputi. seluruh Propinsi Aceh, yang mempunyai luas daratan 56.770,810 km 2 dengan Jumlah Penduduk 4.906.835 jiwa yang terletak antara 20-60 Lintang Utara, Luas 950-980 Lintang Selatan dengan ketinggian rata-rata 125 meter diatas permukaan laut. Batas daerah sebelah utara adalah dengan Selat Malaka dan sebelah selatan dengan Provinsi Sumatera Utara. Daerah ini meliputi 119 Pulau, 35 Gunung dan 75 Sungai. Terbagi dalam 5 Kota, 18 Kabupaten, 284 Kecamatan, 755 Mukim dan 6.450 Desa. Desa yang telah terlistriki adalah sebanyak 6.283 Desa (99,83 %). Kantor PT PLN (Persero) Wilayah Aceh yang berkedudukan di Kota Banda Aceh membawahi 6 Area yaitu : 1.. PT PLN (Persero) Area Banda Aceh terdiri dari 5 rayon: - Rayon Merduati Kota - Rayon Keude Bieng - Rayon Lambaro - Rayon Jantho - Rayon Sabang. 2.. PT PLN (Persero) Area Sigli terdiri dari 3 rayon: - Rayon Sigli - Rayon Beureunun - Rayon Meureudu. 3.. PT PLN (Persero) Area Lhokseumawe terdiri dari 11 rayon dan 1 PLTD : - Rayon Lhokseumawe Kota - Rayon Geudong - Rayon Krg. Geukuh - Rayon Lhoksukon - Rayon Panton Labu - Rayon Bireun - Rayon Mtg. Glp. Dua. 4 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

- Rayon Ganda Pura - Rayon Samalanga - Rayon Takengon - Rayon janarata - PLTD Ayangan 4.. PT PLN (Persero) Area Langsa terdiri dari 6 rayon dan 1 PLTD: - Rayon Langsa Kota - Rayon Kuwala Simpang - Rayon Idie - Rayon Peureulak - Rayon Kutacane - Rayon Blang Kejeren - PLTD Kuning + PLTM Seupakat. 5.. PT PLN (Persero) Arae Meulaboh terdiri dari 5 rayon dan 1 PLTD: - Rayon Meulaboh Kota - Rayon Calang - Rayon Teunom - Rayon Jeuram - Rayon Sinabang - PLTD Seneubok. 6.. PT PLN (Persero) Area Subulussalam terdiri dari 7 rayon dan 1 PLTD: - Ryon Subulussalam Kota - Rayon Rimo - Rayon Singkil - Rayon Blang Pidie - Rayon Labuhan Haji - Rayon Tapak Tuan - Rayon Kuta Fajar - PLTD Suak Dalam penyediaan Tenaga Listrik, PT. PLN (Persero) Wilayah Aceh dibantu. oleh 2 unit PT. PLN (Persero) dan beberapa pihak swasta yaitu : 5 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

1. PT. PLN. (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Sumatera. (P3BS)/ UPT Banda Aceh dan mesin sewa melalui P3BS/ UPT 2. PT. PLN (Persero) Wilayah Sumatera Utara Pembelian kWh dengan lokasi yang bersumber dari PLTM, PLTU dan PLTG di 4 Area antara lain : 1. PLTMH di Lhoong untuk Area Banda Aceh 2. PLTG di Krg Geukuh Area Lhokseumawe 3. PLTMH di Rerebe, Ais Selah dan Marpunge untuk Area Langsa 4. PLTG di Jeuram untuk Area Meulaboh. Beban puncak kebutuhan listrik Aceh mencapai 489 MW. PLTU Nagan Raya 2x100 MW dengan daya mampu 2x80 MW dan PLTG Arun 185 MW dengan daya mampu sekitar 170 MW. Sebelum pembangkit-pembangkit yang ada di Aceh, PLTU Nagan Raya dan PLTG Arun beroperasi, Aceh menerima pasokan daya listrik 70% dari Sumatera Utara. Pada saat itu pemadaman listrik Aceh sering terjadi gangguan transmisi, atau ada perawatan pembangkit di medan. Tetapi saat ini, pasca beroperasinya PLTU Nagan Raya dan PLTG Arun, Aceh hanya menerima 30% pasokan dari Sumatera Utara, itu pun saat diperlukan saja. Sedangkan daya yang berlebih untuk Aceh disalurkan ke sistem Grid untuk melayani dipasok listrik ke luar Aceh. Gambar 2.2 menunjukan dimana sistem arus listrik yang mengalir dari pembangkit sampai dengan konsumen yang berbeda- beda. INDUSTRI BISNIS. GARDU PLTA STEP-UP PLTD PLTP PLTG PLTU SISTEM PEMBANGKIT. RUMAH. SISTEM TRANSMISI. GARDU STEP DOWN. SISTEM DISTRIBUSI. SOSIAL/ PUBLIK KONSUMEN. Gambar 2.2 Sistem tenaga listrik 6 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Tabel 2.1 Kapasitas Pelanggan Pada Sistem Banda Aceh Pelanggan. jumlah. Satuan. Rasio Desa Berlistrik. 99,83. %. Pertumbuhan pelanggan. 4,85. %. Pertumbuhan beban puncak. 4,46. %. 1,359,132. Pelanggan. Total pelanggan. Table 2.1 Menunjukan jumlah total pelanggan dari satuan total penggunaan listrik PLN di kota Banda Aceh. Dimana dari rasio yang Berlistrik, pertumbuhan pelanggan, dan pertumbuhan beban puncak dari total keseluruhan. Tabel 2.2 Kapasitas Gardu Induk Pada Sistem Banda Aceh No. GI. Kapasitas (MVA). 1. LANGSA. 60. 2. TUALANG CUT. 60. 3. ALUE BATEE IDIE. 50. 4. BAYU. LHOKSEMAWE. 90. 5. PANTHON LABU. 30. 6. BANDA ACEH. 150. 7. TIJUE SIGLI. 90. 8. JULI BIREUN. 90. 9. JANTHO. 30. 10. NAGAN RAYA. 30. 11. MEULABOH. 30. 12. ARUN. 30. 13. BLANGPIDIE. TOTAL. 30. 770. Tabel 2.2 Menunjukan kapasitas dari total Gardu Induk yang beroperasi di Provinsi Aceh. Dimana setiap Gardu Induk yang beroperasi selama ini dengan kapasitas yang berbeda-beda. Dari yang 150KV sampai dengan yang 30KV.. 7 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Tabel 2.3 Kapasitas Pelanggan Pada Sistem Banda Aceh DARI PANGKALAN BRANDA LANGSA LHOKSEUMAWE SIGLI NAGAN RAYA SIGLI NAGAN RAYA. TRANSMISI KE LANGSA LHOKSEUMAWE SIGLI NAGAN RAYA MEULABOH BANDA ACEH BLANGPIDIE. PANJANG (KMR) 59 129 161 166.5 30 91 129. Tabel 2.3 Menunjukan Panjang transmisi dari satu daerah ke daerah lainnya yang dimana untuk pengoprasian arus listrik di provinsi Aceh itu sendiri. Dimana transmisi itu sendiri yang panjangnya dari 30KMS sampai dengan yang terpanjang 166KMS. Tabel 2.4 Daftar Nama Pembangkit Pada Sistem Banda Aceh NO. NAMA PEMBANGKIT. DAYA MAMPU ( MW ). 1. PLTU NAGAN RAYA. 132. 2. PLTMG ARUN. 148. 3. PLTD LUENG BATA. 17. 4. PLTG KKA. 20. 5. PLTD PLN ( ISOLATED ). 91. 6. PLTD SEWA ( ISOLATED ). 45. TOTAL. 453. Tabel 2.4 Menampilkan daftar nama pembangkit pada sistem Banda Aceh yang selama ini beroperasi dengan kapasitas yang berbeda, dimana ada satu PLTU, satu PLTMG, satu PLTG, dan tiga PLTD. Dengan kapasitas dari 17MW sampai dengan 148MW.. 8 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Gambar 2.3 Peta wilayah kelistrikan ACEH Gambar 2.3 Adalah Peta Wilayah Kelistrikan Aceh yang dimana dari hasil yang didapat menunjukan bahwa untuk daya mampu total yaitu sebesar 453 MW, Dengan beban Suplai dari SUMBAGUT yaitu 57 MW. Dan beban puncak nya sampai 489 MW. 2. 3. Kapasitas Terpasang Trafo Eksisting Tabel 2.5 Kapasitas Terpasang Trafo dan PLTD pada Sistem Kota Banda Aceh dimana dengan total daya terpasang 198 MW, Dan daya mampu pasok hanya 167 MW. Dimana daya yang dipasok masih sangat jauh dari daya terpasang. NO. 2. 5. GI/ PLTD. Daya Terpasang. Daya Mampu. [MW]. Pasok [MW]. 1. GI Banda Aceh – TD 1. 27. 21.6. 2. GI Banda Aceh – TD 2. 27. 21.6. 3. GI Banda Aceh – TD 3. 54. 43.2. 4. PLTD Sewa. 45. 45. 5. PLTD Leung Bata. 45. 36. Total. 198. 167. Pembebanan Trafo Gi Eksisting Gardu Induk Banda Aceh memiliki beban 64 MW. Untuk menghindari beban lebih dan drop tegangan serta manuver beban agar pemadaman tidak terlalu lama maka perlu dibangun GI baru di lokasi Krueng Raya. Krueng Raya sendiri saat ini memiliki beban puncak 10 MW.. 9 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

KBT PHT 1. SEWA BARU BLOK 2 10.0 MW. SEWA BARU BLOK 1 5.0 MW. 150 kV. AGGREKO. C : 25 MVAR. * Kontrak 30 MW. TD-1 30 MVA. AGGREKO BLOK 2 AGGREKO 13.3 MW BLOK 1 16.7 MW. C=2x2,5 MVAR. TD-2 30 MVA. INC TD-1. GH. Lambaro 1. 2. 1. 2. 20kV. INC TD-3. COUPLING. GH. Ajun. GH. Leung Bata 2. PLTD Lueng Bata. TD-3 60 MVA. INC TD-2. 20kV COUPLING. 1. PHT 2. GARDU INDUK BANDA ACEH. 2. GH. Krueng Cut 1. GH. Merduati. GH. Ulee Kareng 1. 2. Gambar 2.4 Single line diagram trafo sistem 20 kV Banda Aceh Dengan adanya GI Krueng Raya maka daerah pelayanan GI Krueng Raya akan terfokus untuk melayani beban kota Banda Aceh melalui GH Krueng Cut yang berjarak kurang lebih 15 kms dari GI tersebut. Tabel 2.5 menunjukkan pembebanan trafo GI Eksisting (GI Banda Aceh), PLTD Sewa dan PLTD Leung Bata. 2. 4. Tegangan Operasi Tegangan operasi rata- rata sistem saat ini umumnya masih relatif standar. di bus GH sesuai batas yang diizinkan (-10% dan +5%), kecuali pada GH Krueng Cut. Hal ini dikarenakan adanya PLTD Sewa yang membantu suplai ke beban. Tabel 2.6 menunjukkan tegangan operasi rata- rata GI/ GH yang terdapat pada sistema Kota Banda Aceh. Tabel 2.6 Profil Tegangan Eksisting NO. GI/ GH. TEGANGAN (KV). KETERANGAN. 1. TD 1 30 MVA. 18.91. Masih Standar. 2. TD 2 30 MVA. 18.75. Masih Standar. 3. TD 3 60 MVA. 19.32. Masih Standar. 4. PLTD Leung Bata. 18.56. Masih Standar. 5. GH Lambaro (Bus 1). 19.2. Masih Standar. 10 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

6. GH Lambaro (Bus 2). 18.85. Masih Standar. 7. GH Leung Bata (Bus 1). 18.37. Masih Standar. 8. GH Leung Bata (Bus 2). 18.66. Masih Standar. 9. GH Ajun (Bus 1). 18.89. Masih Standar. 10. GH Ajun (Bus 2). 18.02. Masih Standar. 11. GH Krueng Cut (Bus 1). 17.93. Dibawah Standar. 12. GH Krueng Cut (Bus 2). 18.49. Masih Standar. 13. GH Ulee Kareng). 18.36. Masih Standar. 14. GH Merduati (Bus 1). 18.17. Masih Standar. 15. GH Merduati (Bus 2). 18.67. Masih Standar. 2. 6. Pengembangan Di Daerah Kepulauan Aceh 1. Sabang -. FS (feasibility Studies) Kabel Laut 150 kV Banda Aceh – Sabang sudah selesai. -. Proses pembuatan dokumen UKL dan UPL untuk Proyek Kabel Laut. -. Potensi PLTP Jaboi sampai dengan 50 MW. -. Kuota PLTS 2 MW dari Kementerian ESDM. 2. Sinabang -. Lahan PLTU 2 x 7 MW sudah dibebaskan, menunggu proses penyelesaian Pelelangan. -. Proses perbaikan jaringan 20 kV. -. Kuota PLTS 1 MW dari Kementerian ESDM. 11 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

2. 7. Konsep Dasar Gardu Induk Gardu Induk merupakan sub sistem dari sistem penyaluran (transmisi). tenaga listrik, atau merupakan satu kesatuan dari sistem penyaluran (transmisi), Penyaluran (transmisi) merupakan sub sistem dari sistem tenaga listrik, Berarti, gardu induk merupakan sub-sub sistem dari sistem tenaga listrik. Sebagai sub sistem dari sistem penyaluran (transmisi), gardu induk mempunyai peranan penting, dalam pengoperasiannya tidak dapat dipisahkan dari sistem penyaluran (transmisi) secara keseluruhan. Dalam pembahasan ini difokuskan pada masalah gardu induk yang pada umumnya terpasang di Indonesia, pembahasannya bersifat praktis (terapan) sesuai konsttruksi yang terpasang di lapangan. Mentransformasikan daya listrik :.   . Dari tegangan ekstra tinggi ke tegangan tinggi (500 KV/150 KV). Dari tegangan tinggi ke tegangan yang lebih rendah (150 KV/ 70 KV). Dari tegangan tinggi ke tegangan menengah (150 KV/ 20 KV, 70 KV/20 KV). Dengan frequensi tetap (di Indonesia 50 Hertz).. Untuk pengukuran, pengawasan operasi serta pengamanan dari sistem tenaga listrik. Pengaturan pelayanan beban ke gardu induk-gardu induk lain melalui tegangan tinggi dan ke gardu distribusi-gardu distribusi, setelah melalui proses penurunan tegangan melalui penyulang-penyulang (feeder-feeder) tegangan menengah yang ada di gardu induk. Untuk sarana telekomunikasi (pada umumnya untuk internal PLN), yang kita kenal dengan istilah SCADA.. 1.. Jenis Gardu Induk bisa dibedakan menjadi beberapa bagian yaitu : a) Berdasarkan besaran tegangannya. b) Berdasarkan pemasangan peralatan. c) Berdasarkan fungsinya. d) Berdasarkan isolasi yang digunakan. e) Bedasarkan sistem rel (busbar).. 12 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Dilihat dari jenis komponen yang digunakan, secara umum antara GITET dengan GI mempunyai banyak kesamaan. Perbedaan mendasar adalah : a) Pada GITET transformator daya yang digunakan berupa 3 buah tranformator daya masing – masing 1 phasa (bank tranformer) dan dilengkapi peralatan rekator yang berfungsi mengkompensasikan daya rekatif jaringan. b) Sedangkan pada GI (150 KV, 70 KV) menggunakan Transformator daya 3 phasa dan tidak ada peralatan reaktor.. 2.. Berdasarkan besaran tegangannya, terdiri dari : a) Gardu Induk Tegangan Ekstra Tinggi (GITET) 275 KV, 500 KV. b) Gardu Induk Tegangan Tinggi (GI) 150 KV dan 70 KV.. Gardu Induk Terdapat dua jenis, yaitu : 1.. Pasangan Luar : a) Adalah gardu induk yang sebagian besar komponennya di tempatkan di luar gedung, kecuali komponen kontrol, sistem proteksi dan sistem kendali serta komponen bantu lainnya, ada di dalam gedung. b) Gardu Induk semacam ini biasa disebut dengan gardu induk konvensional. c) Sebagian besar gardu induk di Indonesia adalah gardu induk konvensional. d) Untuk daerah-daerah yang padat pemukiman dan di kota-kota besar di Pulau Jawa, sebagian menggunakan gardu induk pasangan dalam, yang disebut Gas Insulated Substation atau Gas Insulated Switchgear (GIS).. 2.. Pasangan Dalam : a) Adalah gardu induk yang hampir semua komponennya (switchgear, busbar, isolator, komponen kontrol, komponen kendali, cubicle, dan. 13 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

lain-lain) dipasang di dalam gedung. Kecuali transformator daya, pada umumnya dipasang di luar gedung. b) Gardu Induk semacam ini biasa disebut Gas Insutaled Substation (GIS). c) GIS merupakan bentuk pengembangan gardu induk, yang pada umumnya dibangun di daerah perkotaan atau padat pemukiman yang sulit untuk mendapatkan lahan.. 3.. Beberapa keuanggulan GIS dibanding GI konvensional : a) Hanya membutuhkan lahan seluas ± 3.000 meter persegi atau ± 6 % dari luas lahan GI konvensional. b) Mampu menghasilkan kapasitas daya (power capasity) sebesar 3 x 60 MVA bahkan bisa ditingkatkan sampai dengan 3 x 100 MVA. c) Jumlah penyulang keluaran (output feeder) sebanyak 24 penyulang (feeder) dengan tegangan kerja masing-masing 20 KV. d) Bisa dipasang di tengah kota yang padat pemukiman. e) Keunggulan dari segi estetika dan arsitektural, karena bangunan bisa didesain sesuai kondisi disekitarnya.. 4.. Gardu Induk kombinasi pasangan luar dan pasangan dalam : Adalah gardu induk yang komponen switchgear-nya ditempatkan di dalam gedung dan sebagian komponen switchgear ditempatkan di luar gedung, misalnya gantry (tie line) dan saluran udara tegangan tinggi (SUTT) sebelum masuk ke dalam switchgear. Transformator daya juga ditempatkan di luar gedung.. 5.. Gardu Induk Penaik Tegangan : a) Adalah gardu induk yang berfungsi untuk menaikkan tegangan, yaitu tegangan pembangkit (generator) dinaikkan menjadi tegangan sistem. b) Gardu Induk ini berada di lokasi pembangkit tenaga listrik. c) Karena output voltage yang dihasilkan pembangkit listrik kecil dan harus disalurkan pada jarak yang jauh, maka dengan pertimbangan. 14 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

efisiensi, tegangannya dinaikkan menjadi tegangan ekstra tinggi atau tegangan tinggi.. 6.. Gardu Induk Penurun Tegangan : a) Adalah gardu induk yang berfungsi untuk menurunkan tegangan, dari tegangan tinggi menjadi tegangan tinggi yang lebih rendah dan menengah atau tegangan distribusi. b) Gardu Induk terletak di daerah pusat-pusat beban, karena di gardu induk inilah pelanggan (beban) dilayani.. 7.. Gardu Induk Pengatur Tegangan : a) Pada umumnya gardu induk jenis ini terletak jauh dari pembangkit tenaga listrik. b) Karena listrik disalurkan sangat jauh, maka terjadi tegangan jatuh (voltage drop) transmisi yang cukup besar. c) Oleh karena diperlukan alat penaik tegangan, seperti bank capasitor, sehingga tegangan kembali dalam keadaan normal.. 8.. Gardu Induk Pengatur Beban : a) Berfungsi untuk mengatur beban. b) Pada gardu induk ini terpasang beban motor, yang pada saat tertentu menjadi pembangkit tenaga listrik, motor berubah menjadi generator dan suatu saat generator menjadi motor atau menjadi beban, dengan generator berubah menjadi motor yang memompakan air kembali ke kolam utama.. 9.. Gardu Induk Distribusi : a) Gardu induk yang menyalurkan tenaga listrik dari tegangan sistem ke tegangan distribusi. b) Gardu induk ini terletak di dekat pusat-pusat beban.. 15 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

2. 8 Material Dasar Sipil, Saluran Kabel Dan Mekanikal. 1. Pondasi (tempat dudukan) peralatan : a) Transformator Daya. b) Circuit Breaker (CB). c) Disconnecting Switch (DS). d) Capasitor Voltage Transformer (CVT). e) Current Transformer (CT). f). Lightning Arrester (LA).. g) Potential Transformer (PT). h) Potential Device (PD. 2. Saluran kabel (cable duct) : a) Adalah tempat peletakan kabel yang menghubungkan antara peralatan di switch yard, maupun antara peralatan di switch yard dengan peralatan di gedung kontrol. b) Jenis (dimensi) kabel duct : D 250, D-300, D-400, D-600, D-900, D-1200 dan D- 1500 tergantung kebutuhan.. 3. Komponen mekanikal : a) Serandang, terdiri dari : Serandang peralatan, serandang post, serandang beam. b) Rak kabel dan plat bordes untuk penutup got kabel. c) Pagar keliling GI.. 2. 9. Komponen Sipil, Mekanikal, Dan Gedung Kontrol. 1 Komponen Sipil Switch Yard : a) Ruang peralatan kontrol (kendali) & ruang cubicle. b) Ruang operator. c) Ruang kantor GI.. 16 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

d) Ruang Relay e) Ruang komunikasi f). Ruang baterai. g) Pondasi peralatan (panel relay, panel kontrol, cubicle, dan lainlain). h) Got kabel (cable duct). Dan lain sebagainya. 2 Pekerjaan Sipil Switch Yard : a) Melaksanakan uitzet dan pematokan (pemasangan bouwplank). b) Pembuatan pondasi peralatan (Trafo, CB, DS, CVT, CT, LA, TPS, PT). c) Pembuatan pondasi serandang post. d) Pembuatan. got. kabel. (cable. duct). dengan. berbagai. ukuran(dimensi). 3 Pemahaman tentang switch yard, pada umumnya adalah : a) Jika komponen utama gardu induk terpasang di area terbuka yang luas, maka disebut switch yard. b) Jika komponen utama gardu induk terpasang di area terbatas (sempit) dan di dalam gedung, maka disebut switchgear. c) Sebenarnya yang dimaksud switchgear, adalah peralatan yang ada di switch yard.. 4 Komponen Mekanikal, terdiri dari : a) Air conditioning (AC). b) Rak kabel yang dijadikan sebagai penempatan kabel, yang menghubungkan antara peralatan yang ada di switch yard dengan komponen. yang. ada. di. gedung. kontrol,. maupun. yang. menghubungkan komponen yang ada di gedung kontrol. c) Dan lain sebagainya.. 17 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

5 Pekerjaan Mekanikal : a) Pembuatan dan pemasangan serandang peralatan ( CB, DS, CVT, CT, LA,PT). b) Pembuatan dan pemasangan serandang post (support). c) Pembuatan dan dan pemasangan serandang beam (gantry). d) Pembuatan dan pemasangan rak-rak kabel dan plat bordes tutup got kabel. e) Pemasangan air conditioner (AC) di gedung kontrol, ruang operator dan kantor GI. 6 Komponen Gedung Kontrol : a) Jalan di area switch yard, jalan masuk ke GI, jalan di sekeliling gedung control. b) Pagar keliling GI. c) Tempat parkir kendaraan dan halaman gedungkontrol. d) Saluran air limbah dan saluran air di area switch yard. e) Gudang tempat penyimpanan material/ peralatan f). Kamar mandi/ WC.. g) Pos keamanan (Pos Satpam). h) Tamandi sekeliling gedung kontrol. i). Fasilitas air bersih.. j). Dan lain sebagainya.. 7 Pekerjaan Gedung Kontrol : a) Melaksanakan uitzet dan pematokan (pemasangan bouwplank). b) Pembuatan. gedung. kontrol. gardu. induk,. beserta. ruang. operator,ruang kerja (kantor) GI dan ruang-ruang lain yang diperlukan. c) Pembuatan pondasi peralatan (panel relay, panel kontrol, cubicle, dan lain-lain).. 18 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

d) Pembuatan got-got kabel yang ada dalam gedung kontrol, yang menghubungkan ke switch yard. e) Pembuatan sarana parkir dan jalan di sekeliling gedung kontrol 9 Pembuatan kamar mandi dan WC. f). 2. 10. Pembuatan saluran buang air.. Lokasi Pembangunan Gardu Induk. Gambar 2.5 Menunjukan untuk lokasi Pembangunan Gardu Induk Krueng Raya 1x30 MW. Dimana lokasinya tersebut berada di Kota Banda Aceh yang Berkecamatan di Krueng raya.. 19 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

2. 11. Kondisi Beban Dan Supply Regional Aceh. SISTEM SABANG Beban Puncak: 4.3 MW Proyeksi 2020: 6.1 SISTEM CALANG Beban Puncak: 4.7 MW Proyeksi 2020: 6.8 MW. SISTEM MEULABOH Beban Puncak: 31,4 MW Proyeksi 2020: 45.4 MW SISTEM BLANGPIDIE Beban Puncak: 14.4 MW Proyeksi 2020: 20.8 MW SISTEM TAPAKTUAN Beban Puncak: 3.8 MW Proyeksi 2020: 5.5 MW. SISTEM 150 kV Sumut-Aceh BebanPuncak: 280 MW (71,6 %) Proyeksi 2020: 601 MW. SISTEM TAKENGON BebanPuncak: 16.5 MW Proyeksi 2020: 23.8 MW. SISTEM BLANGKEJEREN BebanPuncak: 3.8 MW Proyeksi 2020: 5,5 MW. SISTEM KUTACANE BebanPuncak: 11.8 MW Proyeksi 2020: 17.1. MW. SISTEM KutaFajar Beban Puncak: 4.7 MW Proyeksi 2020: 6.8 MW SISTEM SINABANG Beban Puncak: 4.6 MW Proyeksi 2020: 6.6 MW. SISTEM SUBULUSSALAM Beban Puncak: 12.1 MW Proyeksi 2020: 17.6 MW. Gambar 2.6 kondisi beban dan supply Regional Aceh yang dimana menunjukan 12 sistem yang berada di Provinsi Aceh. Dengan beban puncak yang berbeda- beda setiap sistemnya. Dan gambar tersebut juga menunjukan untuk Proyeksi pada tahun 2020 dengan data yang diperoleh oleh prakiraan RUPTL Provinsi Aceh.. 20 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

2. 12. Potensi Energi Primer Aceh. Gambar 2.7 Menunjukan Potensi Energi Primer yang berada diAceh. Dimana di Aceh sendiri masih ada potensi bahan untuk pembangkit energi listrik yang dapat mengubah bahan bakar selama ini yang digunakan. Yaitu dengan energi terbarukan seperti Panas Bumi, Dan Energi Air. Dimana cadangan potensi energi tersebut dapat dilihat dari gambar 2.7 diatas. 21 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

BAB III METODE PENELITIAN 3. 1. Waktu Dan Tempat Penelitian. Penelitian ini akan dilaksanakan di PT. PLN Wilayah Aceh, Penelitian akan dilaksanakan setelah proposal. penelitian selesai diseminarkan dan. disetujui. 3. 2. Data-Data Yang Diperlukan Adapun data-data yang diperlukan untuk melakukan penelitian ini adalah: 1. Data sistem kelistrikan Kota Banda Aceh. 2. Kapasitas Tegangan dan Daya mampu setiap Pembangkit 3. Akumulasi total Beban Puncak 4. Dan potensi energi listrik di kota Banda Aceh. 3. 3. Pelaksanaan Penelitian Dalam melaksanakan penelitian, dilakukan pengumpulan data yang. dibutuhkan terlebih dahulu. Data yang diperoleh selanjutnya diolah dan dilakukan perhitungan untuk mendapatkan nilai-nilai indeks keandalan. 3. 4. Variabel Yang Diamati Variabel-variabel yang diamati dalam penelitian ini meliputi. 1.. Data saluran dan Single Line Diagram sistem distribusi. 2.. Aliran Daya. 3.. Tegangan eksisting. 22 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

3. 5. Metode Memperkirakan Beban Salah satu factor yang sangat menentukan dalam membuat rencana operasi. Sistem Tenaga Listrik adalah perkiraan beban yang akan dialami oleh system tenaga listrik. Tidak ada rumus eksak untuk ini karena besarnya beban ditentukan oleh para pemakai (konsumen) tenaga listrik yang secara bebas menentukan pemakaiannya. Tetapi beban dapat diperkirakan besarnya berdasarkan pengalaman-pengalaman dan pengamatan-pengamatan di masa lalu kemudian diadakan perkiraan untuk masa yang akan datang. Beberapa metode yang dipakai untuk memperkirakan beban adalah : 1. Metode Least Square 2. Metode Exponensial 3. Metode Curve Fit 4. Metode Koefisien Beban 5. Metode Pendekatan Linier 6. Metode Markov 3. 6. Analisa Kelayakan Analisis kelayakan sangat diperlukan untuk melihat apakah suatu rencana. pendirian prusahaan baru ataupun suatu rencana proyek menguntungkan ataukah justru merugikan. Hasil analisis ini pada akhirnya juga akan menjadi bahan pertimbangan bagi investor dalam mengambil keputusan investasi. Dalam menilai kelayakan suatu usulan investasi diperlukan suatu indikator yang menjembatani nilai waktu uang pada masa yang akan datang dengan nilai mata uang pada masa sekarang, yang disebut Profitability Indicator. Indikator ini berbasis pada present value of money. dengan menggunakan metode. ekonomi teknik. Pada skripsi ini analisis kelayakan menggunakan metode NPV (Net Present Value). Metode NPV menghitung selisih antara nilai sekarang investasi dengan nilai sekarang dari penerimaan-penerimaan kas bersih pada masa yang akan datang. Dengan kata lain NPV menunjukkan jumlah lump-sum atau. 23 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

pembayaran uang tunggal yang dengan tingkat diskonto tertentu memberikan angka seberapa besar nilai usaha tersebut pada saat ini. Persamaan untuk menghitung NPV dapat dilihat pada persamaan 3.1. (. ∑. (. ). (. ). (. ). (3.1). ). Keterangan : = Cash Flow pada tahun t = tingkat diskonto (%) = umur proyek NPV = (Net Present Value).. Kriteria penilaian kelayakan proyek berdasarkan NPV:  Jika NPV > 0, maka usulan proyek layak dilaksanakan  Jika NPV < 0, maka usulan proyek tidak layak untuk dilaksanakan  Jika NPV = 0, maka usulan proyek tidak untung atau tidak rugi. 24 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

3. 7. Prosedur Penelitian Mulai. Kunjungan Ke PT PLN Pengambilan Data. Pengolahan Data. Analisis Data. TIDAK Kelayakan. Menganalisis data dan Rekomendasi Solusi. YA. Catat dan Menarik Kesimpulan. Selesai. Gambar 3.1 Adalah Diagram Alir untuk Penelitian skripsi ini dimana bertujuan untuk dapat mengetahui langkah- langkah yang di lakukan dengan sampai penelitian ini siap mendapatkan hasil yang di inginkan. Diagram alir tersebut juga menunjukan apabila data yang diinginkan tidak seperti tujuan penelitian akan dilakukan rekomendasi dan solusi untuk mendapat data yang diinginkan.. 25 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

BAB IV HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN. 4. 1. Kondisi Terpasang Dan Daya Mampu Banda Aceh dan sekitarnya dipasok oleh GI Banda Aceh, GI Jantho,. PLTD Sewa KBT, PLTD Sewa Agreko dan PLTD Leung Bata dengan beban ±64 MW. 4. 2. Sistem Eksisting Gardu Induk Banda Aceh memasok Kota Banda Aceh melalui 6 Gardu. Hubung (GH). Beban tertinggi yang pernah tercapai pada GI Banda Aceh sebesar 64 MW atau 53 % dari daya mampu trafo. Untuk menghindari beban lebih dan drop tegangan serta manuver beban agar pemadaman tidak terlalu lama maka perlu dibangun GI baru di lokasi Krueng Raya. Krueng Raya sendiri saat ini memiliki beban puncak 10 MW. Single line diagram sistem Banda Aceh dapat dilihat pada gambar 4.1. Dengan adanya GI Krueng Raya maka daerah pelayanan GI Krueng Raya akan terfokus untuk melayani beban kota Banda Aceh melalui GH Krueng Cut yang berjarak kurang lebih 15 kms dari GI tersebut. Selain itu, pembangunan GI Banda Aceh diharapkan mampu untuk mengatasi permasalahan- permasalahan yang dihadapi di Banda Aceh dan sekitarnya antara lain : 1. Perbaikan mutu tegangan pelayanan dan keandalan pasokan tenaga listrik. 2. Mengantisipasi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dan meningkatkan penjualan. 3. energi listrik di Banda Aceh dan sekitarnya.. 26 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 3. Pola Pembebanan Trafo Gi Eksisting GI Banda Aceh melayani 6 GH, dimana ke 6 GH ini memiliki beban yang relative cukup tinggi Akibatnya tegangan yang diterima di GH juga cukup rendah. Gambar 4.1 menunjukkan pola aliran GI Banda Aceh. GI Banda Aceh memiliki beban 64 MW. Dengan adanya GI Krueng Cut, maka semua beban yang terdapat pada GH Krueng Cut akan dievakuasi ke GI Krueng Raya.. Gambar 4.1 Aliran daya GI Banda Aceh. 27 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Dari hasil aliran daya diperoleh sebagai berikut : Tabel 4.1 Profil Tegangan Eksisting NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15. GI/ GH. TEGANGAN(kV). KETERANGAN. 18.91 18.75 19.32 18.56 19.2 18.85 18.37 18.66 18.89 18.02 17.93 18.49 18.36 18.17 18.67. Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Dibawah Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar Masih Standar. TD 1 30 MVA TD 2 30 MVA TD 3 60 MVA PLTD Leung Bata GH Lambaro (Bus 1) GH Lambaro (Bus 2) GH Leung Bata (Bus 1) GH Leung Bata (Bus 2) GH Ajun (Bus 1) GH Ajun (Bus 2) GH Krueng Cut (Bus 1) GH Krueng Cut (Bus 2) GH Ulee Kareng) GH Merduati (Bus 1) GH Merduati (Bus 2). Pada GH Krueng Cut (Bus 1), dengan Tegangan sebesar 17.93 kV tidak memenuhi standar, karena pada standart tegangan operasi rata-rata sistem yang diizinkan yaitu -10% dan +5%. Maka dengan itu perlunya penambahan daya pada GH Krueng Cut (BUS 1) untuk menstabilkan tegangan yang standar. Tabel 4.2 Pembebanan Trafo GI dan PLTD Eksisting NO. GI/ PLTD. Daya Terpasang. Beban Puncak. [MW]. [MW]. 1. GI Banda Aceh + PLTD Sewa. 153. 63.9. 2. PLTD Leung Bata. 45. 11.64. Total. 198. 75.5. Dengan adanya GI Krueng Raya maka daerah pelayanan GI Krueng Raya akan terfokus untuk melayani beban kota Banda Aceh melalui GH Krueng Cut yang berjarak kurang lebih 15 kms dari GI tersebut. Tabel 4.2 menunjukkan pembebanan trafo GI Eksisting (GI Banda Aceh), PLTD Sewa dan PLTD Leung Bata. 4. 4. Pembebanan Jaringan Distribusi. 28 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Aliran daya pada Waktu Beban Puncak (WBP) sebelum GI Krueng Raya dibangun, terlihat pada Gambar 4.2. Gambar 4.2 Aliran daya Sistem 20 kV Banda Aceh Pada operasinya GI Banda Aceh dan PLTD Leung Bata mensuplai beban puncak 75. Pola pembebanan masing- masing GH dapat dilihat pada tabel 4.3 Dengan adanya GI Krueng Raya maka pembebanan GI Banda Aceh akan berkurang dan juga memperbaiki profil tegangan pelayanan GH. Dalam operasinya nanti GI Krueng Raya akan mengevakuasi semua beban yang terdapat pada GH Krueng Cut.. 29 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Tabel 4.3 Pola pembebanan sistem 20 kV. 4.5. NO. GI/ GH. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15. TD 1 30 MVA TD 2 30 MVA TD 3 60 MVA PLTD Leung Bata GH Lambaro (Bus 1) GH Lambaro (Bus 2) GH Leung Bata (Bus 1) GH Leung Bata (Bus 2) GH Ajun (Bus 1) GH Ajun (Bus 2) GH Krueng Cut (Bus 1) GH Krueng Cut (Bus 2) GH Ulee Kareng GH Merduati (Bus 1) GH Merduati (Bus 2). Daya (MW) 21.56 25 17.33 11.64 4.75 4.58 7.78 6.3 5.57 6.55 5.9 3.58 2.01 4.75 5.07. Analisa Pengaruh Proyek Pada Sistem Kelistrikan Hasil simulasi aliran daya dengan masuknya GI Krueng Raya 30 MVA pada. subsitem Aceh 150 kV diperlihatkan pada gambar 4.4.. Estimasi pembebanan GI Krueng Raya tahun 2019 adalah 62%, kemudian meningkat menjadi 68% di tahun 2020. Oleh karenanya perlu di lakukan uprating trafo menjadi 60 MVA. Apabila tidak dilakukan uprating maka pembebanan trafo daya 30 MVA menjadi 80%. Dengan melakukan uprating trafo menjadi 60 MVA, pembebanan trafo menurun menjadi 29%. Analisa aliran daya pada sistem 20 kV GI Krueng Raya dapat dilihat pada gambar 4.3. Setelah GI Krueng Raya beroperasi, GI Banda Aceh kini hanya melayani 5 GH yaitu GH Lambaro, GH Leung Bata, GH Ajun, GH Ulee Kareng dan GH Merduati dengan beban puncak 63.89 MW.. 30 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Gambar 4.3 Aliran daya sistem 20 kV ketika GI Krueng Raya beroperasi. 31 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

Profil tegangan dan pembebanan GI/ GH/ PLTD sebelum dan sesudah GI Krueng Raya beroperasi dapat dilihat pada Tabel 4.4 Tabel 4.4 Profil tegangan dan pembebanan GI/GH sebelum/ setelah GI Krueng Raya operasi TEGANGAN (kV) NO. BEBAN PUNCAK (MW). GI/ GH SEBELUM. SESUDAH. SEBELUM. SESUDAH. 1. TD 1 30 MVA. 18.91. 19.13. 21.56. 17.9. 2. TD 2 30 MVA. 18.75. 19.08. 25. 18.12. 3. TD 3 60 MVA. 19.32. 19.65. 17.33. 17.54. 4. PLTD Leung Bata. 18.56. 18.91. 11.64. 10.31. 5. GH Lambaro (Bus 1). 19.2. 19.54. 4.75. 4.78. 6. GH Lambaro (Bus 2). 18.85. 19.02. 4.58. 4.59. 7. GH Leung Bata (Bus 1). 18.37. 18.71. 7.78. 7.83. 8. GH Leung Bata (Bus 2). 18.66. 18.83. 6.3. 6.32. 9. GH Ajun (Bus 1). 18.89. 19.23. 5.57. 5.61. 10. GH Ajun (Bus 2). 18.02. 18.19. 6.55. 6.57. 11. GH Krueng Cut (Bus 1). 17.93. 20.11. 5.9. 6.12. 12. GH Krueng Cut (Bus 2). 18.49. 19.93. 3.58. 3.68. 13. GH Ulee Kareng. 18.36. 18.53. 2.01. 2.03. 14. GH Merduati (Bus 1). 18.17. 18.53. 4.75. 4.77. 15. GH Merduati (Bus 2). 18.67. 19.02. 5.07. 4.73. 16. GI Krueng Raya. ---. 21.04. ---. 10. Dari hasil aliran daya ketika GI Krueng Raya beroperasi terlihat bahwa : - Profil tegangan pelayanan pada GI/ GH akan mengalami kenaikan yang cukup signifikan. - Pembebanan trafo dan PLTD Leung Bata turun sebesar 10 MW. - Meningkatnya kWh jual karena perbaikan tegangan, hal ini dapat dilihat dari kenaikan beban puncak di masing- masing GH.. 32 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4.6. Analisa Hubung Singkat Kapasitas hubung singkat GI-GI di Subsistem Aceh setelah beroperasinya. GI Krueng Raya 30 MVA dapat dilihat pada tabel 4.5 Terlihat bahwa tidak ada GI 150 kV yang melebihi rating hubung singkat sebesar 31.5 kA. Tabel 4.5 Short circuit level GI pada sistem 150 kV Aceh Gardu Induk. No. Tegangan. Short Circuit Level (kA). (kV). 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 1. Langsa. 150. 5.53. 5.73. 6.51. 19.60. 20.05. 2. Idi. 150. 4.91. 5.23. 6.02. 8.87. 8.96. 3. Lhokseumawe. 150. 7.12. 7.21. 10.04. 12.62. 12.91. 4. Tualang Cut. 150. 4.17. 4.28. 4.70. 9.11. 9.21. 5. Bireun. 150. 6.65. 6.72. 9.25. 12.16. 12.68. 6. Sigli. 150. 4.44. 4.45. 4.82. 11.96. 14.40. 7. Banda Aceh. 150. 2.19. 2.20. 2.28. 7.34. 9.36. 8. Takengon. 150. 4.13. 4.96. 6.86. 6.98. 9. Lampisang. 150. 10. Kutacane. 150. 2.05. 2.10. 2.12. 2.14. 2.16. 11. Subulussalam. 150. 3.20. 3.27. 3.29. 3.33. 3.36. 12. Meulaboh. 150. 4.64. 4.65. 4.70. 5.95. 8.92. 13. Panton Labu. 150. 5.79. 6.05. 7.28. 10.73. 10.87. 14. Janto. 150. 2.35. 2.35. 2.45. 4.67. 5.20. 15. Blangpidie. 150. 2.90. 2.91. 2.93. 3.36. 3.81. 16. Tapak Tuan. 150. 1.84. 2.00. 2.15. 17. Ulee Kareng. 150. 2.23. 7.67. 9.61. 18. Krueng Raya. 150. 2.15. 6.79. 8.27. 19. Blangkejeren. 150. 2.12. 2.41. 2.42. 20. Samalanga. 150. 4.24. 5.48. 5.72. 21. Singkil. 150. 2.23. 2.25. 22. Calang. 150. 3.75. 6.91. 23. Cot Trueng. 150. 9.04. 9.20. 16.58. 22.54. 23.82. 24. Peusangan 1. 150. 0.00. 4.43. 5.40. 7.64. 7.79. 8.34. 33 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 7. 25. Peusangan 2. 150. 0.00. 4.29. 5.19. 7.32. 7.45. 26. Nagan Raya. 150. 6.98. 6.99. 7.11. 10.46. 16.60. 27. Cot Trueng. 275. 10.72. 11.44. 28. Sigli. 275. 6.65. 8.05. 29. Ulee Kareng. 275. 4.19. 5.25. 30. Nagan Raya. 275. 5.70. 9.07. 31. Aceh 1. 275. 9.79. 10.02. Alternatif Proyek Berdasarkan Analisa Ekonomi Asumsi yang digunakan: - BPP PLN Area Banda Aceh Tw 1 - 2017. 2.693 Rp/ kWh. - Transfer Price dari P3BS Tw I - 2017. Rp. 1.679. - Harga Jual Rata- rata Tw I - 2017. Rp. 979.7. - Umur Ekonomis. 20 tahun. - Load Factor. 0.667. - Investasi. 72.540.000.000,-. - Discount Rate. 12%. - Harga minyak solar industry (Rp). 9.100,-. GI Krueng Raya direncanakan beroperasi pada beban 10.86 MW untuk awalnya. Dengan asumsi faktor beban 0.67 maka total energi yang dibangkitkan adalah 63.45 GWh pada tahun pertama. Dengan asumsi harga minyak solar industri adalah Rp. 9.100,- dan SFC (specific fuel consumption) area Banda Aceh 0.296 ltr/ kWh maka harga BBM untuk membangkitkan 1 kWh adalah Rp. 2.693,-. Maka untuk membangkitkan energi sebesar 63.45 GWh/ tahun, PLTD memerlukan biaya operasi Rp. 174,28 miliar sementara GI Krueng Raya hanya memerlukan Rp. 107,25 miliar dengan transfer price Rp. 1.679 per kWh. Sehingga, pengoperasian. 34 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

GI Krueng Raya akan dapat menghemat biaya sebesar Rp. 45,08 miliar per tahun. Dengan membandingkan benefit/ manfaat penghematan yang diperoleh dari biaya produksi selama 20 tahun dengan investasi yang dikeluarkan, maka dengan asumsi discount rate 12% dan pertumbuhan beban rata- rata per tahun 7%, diperoleh : NPV : Rp. 495.190.000.000,Dari analisis finansial diperoleh bahwa dengan operasinya GI Krueng Raya ke sistem maka melakukan de-dieselisasi. Nilai NPV > 0 menjelaskan bahwa pembelian energi dari GI Samalanga sangat layak untuk dilakukan.. 4. 8. ANALISA KELAYAKAN FINANSIAL Hasil analisa least cost antara opsi 1 (pengembangan sistem 20 kV) vs opsi 2 (pembangunan GI baru). Biaya SUTM untuk mengevakuasi beban dan perbaikan tegangan dari GI Banda Aceh ke Krueng Raya adalah 65.73 Milyar. Biaya ini digunakan untuk membangun 2 GH – 6 penyulang. Sementara pembangunan GI baru membutuhkan dana 66.48 Milyar. Dari pembahasan. diatas dapat dilihat bahwa hasil analisis. kelayakan financial proyek diperoleh NPV benefit cost sebesar Rp 56.6 Milliar. Nilai positif dari benefit cost mengindikasikan bahwa proyek GI baru ini secara financial layak untuk dilaksanakan.. 35 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 9. Analisa Sensitivitas Asumsi yang digunakan antara lain perubahan capital cost GI Krueng Raya 1x30 MVA. Hasil analisa Sensitivitas Proyek GI Krueng Raya. Harga Asumsi Dasar. Harga Asumsi (+30%). Harga Asumsi (+50%). Harga Asumsi (+80%). Harga Asumsi (+90%). Rp. 66.4 M. Rp. 86.4 M. Rp. 99.7 M. Rp. 119.6 M. Rp. 126.3 M. FIRR. 40.8 %. 24%. 18.1%. 12.6%. 11.3%. Benefit Cost. Rp 30 M. Rp 19.8 M. Rp 9.5 M. Rp 3.08 M. Rp (3.6) M. *Ket : FIRR = FINANCIAL INTERNAL RATE OF RETURN. Tabel diatas memperlihatkan analisis sensitivitas terhadap perubahan harga investasi GI Krueng Raya 1 x 30 MVA. Hasil analisa adalah sebagai berikut : - Pada Harga Asumsi +30% dari harga Asumsi dasar NPV Total Opsi 1 > NPV Total Opsi 2, proyek masih layak. - Pada Harga Asumsi +50% dari harga Asumsi dasar NPV Total Opsi 1 > NPV Total Opsi 2, proyek masih layak. - Pada Harga Asumsi +80% dari harga Asumsi dasar NPV Total Opsi 1 > NPV Total Opsi 2, proyek masih layak. - Pada Harga Asumsi +90% dari harga Asumsi dasar NPV Benefit cost < 0, proyek tidak layak. Artinya pada asumsi kenaikan investasi sampai dengan level tertentu masih membuat GI ini layak dibangun. Namun dengan kenaikan investasi melewati batas tertentu (dalam kajian ini sampai 90%), menyebabkan Proyek GI Krueng Raya ini tidak layak.. 36 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 10 Perkiraan Permintaan Pertumbuhan kebutuhan listrik di Sistem Aceh sesuai dengan RUPTL 2014-2023 diperkirakan sebesar 7,38% per tahun. Tabel 4.6 berikut memperlihatkan prakiraan beban puncak dan produksi energi berdasarkan RUPTL 2014 - 2023. Pertumbuhan energi di Sistem Aceh tersebut lebih tinggi dari ratarata pertumbuhan ekonomi nasional yaitu 6-7% per tahun. Beban puncak Sistem Aceh pada tahun 2017 diperkirakan akan mencapai 484 MW dan akan meningkat menjadi 744 MW pada tahun 2023.. Tabel 4.6 Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Aceh sesuai RUPTL 2015-2024 Calendar Year. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023. ========================= =========== ========== ========== ========== =========== =========== =========== ========== ========== =========== Total Population (10^3) 4,906.8 5,002.0 5,096.2 5,189.5 5,281.3 5,371.5 5,459.9 5,546.3 5,630.6 5,712.7 - Growth Rate (%) 1.99 1.94 1.88 1.83 1.77 1.71 1.65 1.58 1.52 1.46 Growth of Total GDP (%) 4.3 4.4 4.6 4.9 5.1 5.1 5.0 5.0 5.0 5.0 Electrification Ratio (%) 90.9 93.4 94.3 95.3 96.2 97.1 98.0 99.7 99.7 99.7 RE TOT (PLN + NON PLN) 91.2 93.8 94.7 95.6 96.5 97.4 98.4 99.98 99.98 99.98 Energy Sales (GWh) 1,949.90 2,116.58 2,291.10 2,474.54 2,668.15 2,873.33 3,091.71 3,325.11 3,575.64 3,845.68 - Growth Rate (%) 7.4 8.5 8.2 8.0 7.8 7.7 7.6 7.5 7.5 7.6 -- Residential 1,253.0 1,336.1 1,419.3 1,502.5 1,585.6 1,668.8 1,751.9 1,835.1 1,918.2 2,001.4 -- Commercial 251.8 300.0 355.2 418.2 490.1 572.3 666.3 773.5 896.1 1,036.1 -- Public 370.3 397.1 423.8 450.6 477.4 504.1 530.9 557.7 584.4 611.2 -- Industrial 74.9 83.3 92.8 103.3 115.1 128.1 142.6 158.8 176.9 197.0 Power Contracted -----. (MVA) Residential Commercial Public Industrial. 1,175.0 763.5 158.8 211.5 41.2. 1,246.5 807.3 170.7 225.9 42.6. 1,317.9 851.1 182.5 240.2 44.0. 1,389.3 894.9 194.4 254.6 45.5. 1,460.7 938.7 206.2 268.9 46.9. 1,532.1 982.4 218.1 283.2 48.3. 1,603.5 1,026.2 230.0 297.6 49.8. 1,674.9 1,070.0 241.8 311.9 51.2. 1,746.4 1,113.8 253.7 326.2 52.7. 1,817.8 1,157.6 265.5 340.6 54.1. Number of Customer -- Residential -- Commercial -- Public -- Industrial. 1,172,478 1,057,938 71,442 42,053 1,045. 1,232,285 1,108,787 77,248 45,189 1,061. 1,273,924 1,140,796 83,498 48,553 1,077. 1,316,494 1,173,012 90,227 52,162 1,093. 1,359,908 1,205,294 97,472 56,034 1,108. 1,404,190 1,237,608 105,271 60,188 1,124. 1,449,348 1,269,897 113,668 64,644 1,140. 1,504,678 1,311,391 122,707 69,424 1,156. 1,539,551 1,331,388 132,440 74,552 1,172. 1,575,021 1,350,863 142,917 80,053 1,188. 2,224.0 2,167.8 2.5 9.96 0.09 65.0 381. 2,406.6 2,345.8 2.5 9.68 0.09 66.1 405. 2,602.2 2,536.4 2.5 9.58 0.09 66.1 438. 2,806.5 2,735.5 2.5 9.45 0.09 66.2 472. 3,022.1 2,945.6 2.5 9.33 0.09 66.2 508. 3,250.9 3,168.6 2.5 9.23 0.09 66.3 546. 3,495.3 3,406.8 2.5 9.16 0.09 66.4 586. 3,756.7 3,661.6 2.5 9.10 0.09 66.4 629. 4,039.7 3,937.5 2.5 9.10 0.09 66.5 676. 4,340.0 4,230.2 2.5 9.00 0.09 66.6 725. 391. 416. 450. 484. 521. 560. 601. 645. 693. 744. Total Production (GWh) Energy Requirement (GWh) Station Use (%) D Losses (%) +) PS GI (%) PS DIST (%) Load Factor (%) Peak Load (MW) Peak Load (MW). ========================= =========== ========== ========== ========== =========== =========== =========== ========== ========== ===========. 37 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 11. Analisis Dampak Lingkungan Dan Risiko Sebelum proyek dibangun harus dilakukan studi mengenai UKL/UPL terlebih dahulu sesuai dengan peraturan perundangan yang berlaku. Dikarenakan setiap perusahaan memiliki SOP tersendiri, maka dari setiap kegiatan ataupun pekerjaan yang di lakukan harus memenuhi standart keselamatan kerja.. No. Penyebab Risiko. Akibat. Indeks Risiko. Matrik Risiko. Pengelolaan Risiko. Rekomendasi. Kualitas SDM kurang memadai / Kemampuan 1 Personal kontraktor kurang qualified. Kualitas pekerjaan tidak sesuai dengan spesifikasi yang telah ditetapkan. Progres tidak tercapai sesuai jadwal. Risiko Tinggi. Mengurangi Memperketat kualifikasi kemungkinan kontraktor. Terlambatnya kedatangan barang. Aktivitas yang berkaitan dengan barang tersebut mengalami delay karena harus menunggu. Risiko Tinggi. Mengestimasi jadwal Mengurangi proses pengadaan dengan kemungkinan baik. Pelaksanaan proyek 3 mendapat penolakan dari masyarakat. Pelaksanaan proyek menjadi terhambat. Risiko Tinggi. Melakukan koordinasi yang Mengurangi melekat dengan aparat kemungkinan pemerintah dan tokohtokoh masyarakat. Target penyelesaian proyek terlalu cepat dengan kurang mempertimbangkan aspek 4 kelayakan disain proyek dan kemampuan SDM yang menangani project. Proses pembautan kontrak mengalami keterlambatan dan akibtnya target waktu operasi tidak tercapai. Klausul RKS kurang tepat sesuai dengan target spesifikasi project yang diharapkan.. Risiko sangat Tinggi. Memanfaatkan jasa Mengurangi konsultan yang mempunyai kemungkinan kompetensi dibidang disain dan proyek GI. Risiko sangat Tinggi. Ketersediaan lahan harus dipastikan sebelum proses kontrak dimulai. Mengurangi Melakukan koordinasi kemungkinan dengan aparat pemerintah yang terkait untuk pembebasan lahan yang layak untuk dipakai. 2. Tidak tersedianya lahan Terhambatnya 5 sesuai yang dibutuhkan saat pelaksanaan proyek proyek akan dimulai. Operasi GI mengakibatkan menurunnya kualitas pelayanan pada konsumen 6 akibat kurangnya kualitas kontinuitas suplai daya, stabilitas tegangan dan frekuensi. Komplain dari pelanggan dan biaya penggantian peralatan pelanggan yang rusak. Risiko sangat Tinggi. Melengkapi sistem PLTM dengan proteksi dan back up dari pembangkit lainnya. Mengurangi Manajemen pola operasi kemungkinan dengan mempertimbangkan kemampuan suplai daya dari pembangkit dan kebutuhan beban. 38 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 12. Hasil Analisis Aliran Daya. 39 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

40 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

4. 13. Kesimpulan Kajian Kelayakan Dengan beroperasinya GI Krueng Raya maka tegangan pelayanan sistem 20 kV akan mengalami perbaikan. Dari hasil kajian diatas juga terlihat. tidak. terdapat. hal-. hal. yang. dapat. mengganggu. atau. membayahakan sistem secara keselurahan baik di sistem 150 kV ataupun 20 kV. Maka dapat disimpulkan bahwa pembangunan GI Krueng Raya 1x30 MVA adalah layak secara operasional. Dari hasil analisis kelayakan operasi dan ekonomi diatas, maka disimpulkan bahwa GI Krueng Raya LAYAK DIBANGUN untuk melayani beban GH Krueng Cut dan juga guna mengantisipasi pertumbuhan beban di daerah Banda Aceh dan sekitarnya. Bedasarkan hasil kajian aliran daya, tidak terdapat permasalahan tegangan pada jaringan distribusi 20 kV distribusi dengan masuknya GI Krueng Raya ke sistem Banda Aceh. Dengan membandingkan biaya pembelian tenaga listrik dari GI Krueng Raya terhadap biaya penyediaan tenaga oleh PLTD. Maka dapat dinyatakan bahwasannya penyambungan GI Krueng Raya ke sistem Banda Aceh adalah layak. Hal ini dapat dilihat dari nilai Financial Internal Rate of Return (FIRR) yaitu sebesar 76%. Dimana nilai ini jauh lebih besar daripada discount rate nya sebesar 12%. Artinya PLN dapat melakukan penghematan biaya operasi penyediaan listrik sebesar Rp. 67 miliar per tahunnya. Selain itu, GI Krueng Raya juga akan memperbaiki profil tegangan pada sistem Banda Aceh.. 41 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan Pada skripsi ini telah dilakukan analisis teknis dan ekonomis pemanfaatan Gardu Induk Krueng Raya dalam menunjang sistem kelistrikan di Banda Aceh mendapatkan beberapa kesimpulan yaitu : 1. GI Krueng Raya 1x30 MW rencananya akan mengevakuasi seluruh beban yang terdapat pada GH Krueng Cut, maka hal tersebut akan menonaktifkan PLTD sewa yang menggunakan bahan bakar BBM untuk membantu selama ini. 2. Bedasarkan analisis finansial diperoleh bahwa dengan beroperasinya GI Krueng Raya ke sistem, maka dapat mengurangi biaya produksi sebesar Rp. 45.8,- Milyar per tahun. 3. Nilai NPV > 0 menjelaskan bahwa pembelian energi dari pembangkit GI KRUENG RAYA adalah LAYAK. SARAN Untuk penelitian selanjutnya diharapkan : 1.. Pada penelitian selanjutnya diharapkan agar meneliti efisiensi kinerja dari GI Krueng Raya.. 2.. Pada penelitian berikutnya bisa untuk ditambahkan metode-metode terbaru.. 42 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.

DAFTAR PUSTAKA [1] PLN WILAYAH ACEH, “Sistem Kelistrikan Aceh,” PLN WILAYAH , Banda Aceh, 2017 [2] PLN AREA BANDA ACEH, “Kajian Kelayakan Proyek,” PLN WILAYAH , Banda Aceh, 2017 [3] PLN WILAYAH SUMATERA UTARA, “Sistem Kelistrikan Regional Sumbagut,” PLN WILAYAH , Medan , 2017 [4] Prof. Dr. Ir. Zuhal, MSc, EE, Dasar Teknik Tenaga Listrik dan Elektronika Daya [5] Ir. Komari, Proteksi Sistem Tenaga Listrik , tahun 2003. [6] Ir. Wahyudi Sarimun N., MT, Proteksi Sistem Distribusi. Tenaga Listrik, tahun 2012 [7] PLN APD AREA BANDA ACEH, “Sistem Kelistrikan Regional Banda Aceh,” Banda Aceh, 2017 [8] PUIL 2011 (Persyaratan Umum Instalasi Listrik 2011) [9] KESDM, “Rancangan Pembangunan Gardu Induk Konservasi Energi,” Kementrian ESDM, Jakarta, 2012. [10] Turan Gonen. 2014. Thrid Edition Electric Power Distribution Engineering. New York USA: CRC Press Tailor And Francis Ltd. [11] Theraja, B.L. & Theraja, A.K., A text book of Electrical Technology Volume II, New Delhi : S. Chand And company Ltd., 2001 [12] Tarigan, B. 2004. Peramalan kebutuhan tenaga listrik kotamadya Medan tahun 1998-2007. Universitas Indonesia.. 43 UNIVERSITAS SUMATERA UTARA.