ANALISIS LOSSES DAN DERATING AKIBAT PENGARUH THD (TOTAL HARMONIC DISTORTION) PADA GARDU TRAFO DI FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS UDAYANA.

KARYA ILMIAH

ANALISIS

LOSSES

DAN

DERATING

AKIBAT PENGARUH

THD (

TOTAL HARMONIC DISTORTION

)

PADA GARDU TRAFO DI FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS UDAYANA

Oleh :

I MADE SUARTIKA

NIP. 196503261994121001

JURUSAN TEKNIK ELEKTRO DAN KOMPUTER

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS UDAYANA

KAMPUS BUKIT JIMBARAN - BALI

ABSTRAK

Trafo daya dirancang untuk menyalurkan daya ke pusat beban dengan

rugi-rugi minimum pada frekuensi fundamentalnya. Beban non-linear merupakan

sumber arus harmonisa bagi utiliti listrik. Tingkat harmonisa yang tinggi sangat

berpengaruh pada kinerja trafo, salah satu pengaruhnya adalah terjadi peningkatan

rugi-rugi (

losses

). Kinerja trafo daya ditentukan melalui parameter rugi-rugi daya

yang terjadi serta penurunan kapasitas kerja (

derating

) yang dapat terjadi akibat

distorsi harmonisa tersebut.

Dalam karya ilmiah ini dilakukan analisis THD hasil pengukuran dan

simulasi sesuai dengan standar IEEE 519-1992, analisis

losses

pada trafo sebelum

dan sesudah terpengaruh harmonisa, analisis

derating

yang terjadi pada trafo,

analisis perbandingan

losses

dan

derating

setelah terpengaruh harmonisa, analisis

penambahan

losses

dan

derating

akibat THD arus, serta analisis

losses

energi

secara teknis.

Hasil analisis menunjukkan sebelum terpengaruh harmonisa nilai

losses

pada trafo adalah sebesar 2.98 kW. Setelah terpengaruh harmonisa nilai

losses

pada trafo adalah sebesar 7.04 kW.

Derating

yang terjadi pada transformator

KATA PENGANTAR

Puji syukur kami panjatkan Kehadapan Tuhan Yang Maha Esa / Ida Sang

Hyang Widhi Wasa atas rakhmat-Nya, karya ilmiah ini dapat kami selesaikan

tepat pada waktunya. Judul karya ilmiah kami adalah

"

Analisis

Losses

dan

Derating

Akibat Pengaruh THD

(Total Harmonic Distortion)

Pada Gardu Trafo

Di Fakultas Teknik Universitas Udayana

".

Dalam menyelesaikan karya ilmiah ini, banyak bimbingan dan saran telah

kami dapatkan sehingga dapat diselesaikan tepat waktu. Untuk itu ucapan terima

kasih kami sampaikan kepada :

1.

Bapak Dekan Fakultas Teknik Universitas Udayana, Prof. Ir. Ngakan Putu

Gede Suardana, MT., Ph.D.

2. Bapak Ketua Jurusan Teknik Elektro dan Komputer Fakultas Teknik

Universitas Udayana, Wayan Gede Ariastina, ST., MEngSc, Ph.D.

3. Pimpinan beserta staf Perpustakaan Universitas Udayana.

4. Semua teman-teman di lingkungan Fakultas Teknik Universitas Udayana

yang telah membantu kelancaran Karya Ilmiah ini, walaupun tidak kami

sebutkan satu persatu.

Dengan segala kekurangan, kami senantiasa mengharapkan kritik

membangun dan semoga Karya Ilmiah ini ada manfaatnya.

Bukit Jimbaran, Pebruari 2016

DAFTAR ISI

Halaman

LEMBAR JUDUL ………...…………..i

ABSTRAK...………...…...….ii

KATA PENGANTAR ... ... iii

DAFT AR ISI ... ... iv

DAFTAR GAMBAR ………...…...vi

DAFT AR TABEL ... .. vii

BAB I PENDAHULUAN ...1

1.1Latar Belakang………1

1.2 Rumusan masalah……….1

1.3Tujuan Penelitian……….2

1.4 Manfaat Penelitian……….2

1.5Ruang Lingkup dan Batasan Masalah………2

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA ...3

2.1 Transformator………3

2.1.1 Prinsip kerja transformator………3

2.1.2 Gardu trafo tiang……….4

2.1.3 Perhitungan arus beban penuh dan arus hubung singkat….4 2.1.4. Totallossesenergi……….5

2.1.5 Efisiensi ()………5

2.2 Kualitas Daya Listrik (Power Quality)………..5

2.2.1 Harmonisa Pada Sistem Tenaga Listrik………...5

2.2.2 Beban nonlinier……….6

2.2.3 Sumber harmonisa utama………..7

2.2.4Distorsi harmonik total (Total Harmonic Distortion/THD)……….7

2.2.5 Standar Harmonisa Yang Diijinkan………8

2.2.5.1 Batas distorsi tegangan harmonisa utiliti……….8

2.2.5.2 Batas distorsi arus harmonisa utiliti………8

2.3 Perhitunganlossespada transformator akibat harmonisa…..9

2.4 Perhitunganderatingpada transformator akibat harmonisa…10

BAB IIIMETODE ...11

3.1 Tempat dan Waktu Penelitian………11

3.2 Data……….……….11

3.2.1 Sumber data……….…11

3.2.2 Jenis data………11

3.2.3 Teknik pengumpulan data……….11

3.3 Analisis Data………..12

BAB IV PEMBAHASAN...13

4.1 Sistem Kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana……13

4.2 Daya Aktif, Daya Semu dan Arus Beban Non Linear Pada Feeder Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana………...13

4.3.1 Hasil pengukuran THD pada feeder trafo………..14

4.3.2 Hasil simulasi THD pada feeder trafo……….14

4.3.2.1 Hasil simulasi THD arus………...16

4.4.2.2 Hasil simulasi THD tegangan………..17

4.3.2.3 Perbandingan antara hasil pengukuran dengan simulasi…...18

4.4Batas maksimum THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana.19 4.4.1Analisis THD arus di Fakultas Teknik Universitas Udayana…19 4.4.2Analisis THD tegangan di Fakultas Teknik Universitas Udayana………19

4.5AnalisisLossesdanDeratingPada Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana………20

4.5.1Analisislossessebelum terpengaruh harmonisa………20

4.5.2Analisislossessetelah terpengaruh harmonisa………..21

4.5.3Analisis perbandinganlossessebelum dan setelah terpengaruh Harmonisa………25

4.5.4Analisisderating………..26

4.6Analisis PerbandinganLossesdanDeratingsetelah terpengaruh Harmonisa………...27

4.7Analisis PenambahanLossesdanDeratingAkibat THD Arus…27 BAB V PENUTUP 5. 1 Simpulan ...29

5.2 Saran...29

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Konstruksi dasar transformator………3

Gambar 2.2 Gardu trafo tiang tiga fasa………..4

Gambar 2.3 Arus yang diserap oleh beban nonlinier……….6

Gambar 2.4Bentuk gelombang arus dan tegangan pada beban nonlinier…………6

Gambar 3.1 Diagram Segaris………12

Gambar 4.1Single line diagramsistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana……..13

Gambar 4.2 Model simulasi……….14

Gambar 4.3 Sinyal arus dan spektrum harmonisa pada feeder trafo………..16

Gambar 4.4 Sinyal tegangan dan spektrum harmonisa pada feeder trafo………17

Gambar 4.5 Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikanlosses……… …27

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi tegangan harmonisa

Maksimum………8

Tabel 2.2 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi arus harmonisa Maksimum………8

Tabel 2.3 Nilai dari PEC-R………9

Tabel 4.1 Data rata-rata hasil pengukuran THD dan Cosφ tiap phasa………14

Tabel 4.2 Orde harmonisa arus pada feeder trafo………16

Tabel 4.3 Orde harmonisa tegangan pada feeder trafo………17

Tabel 4.4 Perbandingan nilai THDidan THDvhasil pengukuran dengan simulasi...18

Tabel 4.5 Persentase kesalahan nilai THDidan THDvhasil pengukuran dengan Simulasi……….…………18

Tabel 4.6 Analisis THD arus menurut IEEE Standard 519–1992………19

Tabel 4.7 Analisis THD tegangan menurut IEEE Standard 519–1992………20

Tabel 4.8 Perhitunganlossespada phasa R……….21

Tabel 4.9 Perhitunganlossespada phasa S………..22

Tabel 4.10 Perhitunganlossespada phasa T………23

Tabel 4.11Lossessetelah terpengaruh harmonisa………24

Tabel 4.12 Perbandingan nilailossesantara sebelum dengan setelah terpengaruh Harmonisa………25

Tabel 4.13 Nilaideratingtrafo……….26

Tabel 4.14 Analisis perbandinganlossesdanderatingdengan standar………27

Tabel 4.15 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikanlosses………27

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Sistem tenaga listrik di Indonesia didesain untuk bekerja pada frekuensi 50 Hz,

meskipun sistem dirancang untuk bekerja pada frekuensi 50 Hz, namun jenis beban tertentu yaitu beban non-linear dapat mengakibatkan terbentuknya gelombang pada frekuensi-frekuensi tinggi yang merupakan kelipatan dari frekuensi fundamentalnya yang

dikenal dengan harmonisa. Hal ini dapat mengganggu sistem kelistrikan pada frekuensi fundamentalnya, sehingga bentuk gelombang arus maupun tegangan yang idealnya

adalah sinusoidal murni akan menjadi cacat akibat distorsi harmonisa yang terjadi. Penggunaan peralatan elektronik di Fakultas Teknik Universitas Udayana dapat

menimbulkan arus listrik yang mengandung harmonisa. Beban non-linier merupakan sumber arus harmonisa bagi utiliti listrik. Salah satu komponen utama dalam utiliti listrik

di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah trafo daya. Transformator dirancang untuk menyalurkan daya yang dibutuhkan ke beban dengan rugi-rugi minimum pada

frekuensi fundamentalnya. Tingkat harmonisa yang tinggi sangat berpengaruh pada transformator, salah satu pengaruhnya adalah terjadi penambahan rugi-rugi (losses). Kinerja transformator daya ditentukan melalui parameter rugi-rugi daya yang terjadi pada

transformator serta penurunan kapasitas kerja (derating) yang dapat terjadi akibat distorsi harmonisa tersebut.

Standar IEEE 519 Tahun 1992 adalah standar yang digunakan sebagai batasan untuk menganalisis THD (Total Harmonic Distortion). Dari hasilshort-circuit ratioyang didapatkan, maka menurut standar IEEE 519 Tahun 1992 batas maksimum THD arus yang diperbolehkan pada feeder transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana

adalah 8.0%, sedangkan batas maksimum THD tegangannya adalah 5.0%. Data hasil pengukuran pada feeder transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana

menunjukkan kandungan THD arus yang melewati standar IEEE 519 Tahun 1992, yaitu lebih dari 8%. Sedangkan untuk kandungan THD tegangannya belum melewati standar IEEE 519 Tahun 1992, yaitu kurang dari 5%. Sehingga dari data tersebut memungkinkan

adanya peningkatan losses dan juga derating pada transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana.

Kandungan THD arus pada feeder transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana saat ini tidak sesuai dengan standar IEEE 519 tahun 1992, sehingga

akan dilakukan analisislosses dan derating yang diakibatkan oleh gangguan harmonisa yang terdapat pada transformator daya 200 kVA di Fakultas Teknik Universitas Udayana.

1.2 Rumusan masalah

Dari latar belakang di atas, maka dapat dirumuskan rumusan masalah dalam penelitian ini yaitu: Bagaimanakah pengaruh THD terhadap losses dan derating yang terjadi pada transformator daya di Fakultas Teknik Universitas Udayana?

1.3 Tujuan Penelitian

Adapun tujuan penulisan adalah untuk menganalisis lossesdan derating yang terjadi akibat pengaruh THD (Total Harmonic Distortion) pada transformator daya 200 kVA di Fakultas Teknik Universitas Udayana.

1.4 Manfaat Penelitian

Hasil penelitian ini diharapkan dapat digunakan sebagai acuan dalam

pembelajaran mengenailossesdan deratingyang terjadi pada transformator daya akibat pengaruh THD (Total Harmonic Distortion) yang ada pada transformator daya. Dimana hasil analisis ini juga berguna untuk mengetahui tingkat kandungan THD pada sistem kelistrikan yang ada sekarang dan apakah sudah sesuai dengan standar yang diperbolehkan.

1.5 Ruang Lingkup dan Batasan Masalah

Melihat luasnya permasalahan yang ada, maka dalam penelitian ini dibatasi

ruang lingkup dan batasan masalahnya, antara lain:

1. Pengukuran data untuk mendapatkan nilai THD terbesar hanya dilakukan pada

jam-jam kerja (saat beban puncak).

2. Analisis THD yang terdiri dari dua bagian, yaitu THD arus dan THD tegangan.

3. Standar yang digunakan sebagai acuan THD adalah IEEE 519 Tahun 1992.

4. Model sistem tenaga listrik yang digunakan pada simulasi adalah sistem kelistrikan

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Transformator

Transformator adalah suatu alat listrik yang dapat memindahkan dan mengubah

energi listrik dari satu atau lebih rangkaian listrik ke rangkaian listrik berikutnya tanpa merubah frekuensi. Pada umumnya transformator terdiri dari sebuah inti yang terbuat dari besi berlapis dan dua buah kumparan, yaitu kumparan primer dan kumparan sekunder.

Rasio perubahan tegangan akan tergantung dari rasio jumlah lilitan pada kedua kumparan

itu. Biasanya kumparan terbuat dari kawat tembaga yang dibelit di seputar “kaki” inti

transformator.

Gambar 2.1 Konstruksi dasar transformator Sumber : www.answers.com, 2009 2.1.1 Prinsip kerja transformator

Apabila kumparan primer dihubungkan dengan tegangan (sumber), maka akan mengalir arus bolak-balik I1 pada kumparan tersebut. Oleh karena kumparan mempunyai inti, arus I1 menimbulkan fluks magnet yang juga berubah-ubah pada intinya. Akibat

adanya fluks magnet yang berubah-ubah, pada kumparan primer akan timbul GGL induksi ep. Besarnya GGL induksi pada kumparan primer adalah (Sumanto, 1991):

volt dt d Np φ

  p

e (2.1)

dimana:

ep = GGL induksi pada kumparan primer

d = Perubahan garis-garis gaya magnit dalam satuan weber

dt = Perubahan waktu dalam satuan detik

Fluks magnet yang menginduksikan GGL induksi ep juga dialami oleh kumparan sekunder karena merupakan fluks bersama (mutual fluks). Dengan demikian fluks

tersebut menginduksikan GGL induksi espada kumparan sekunder:

volt dt d Ns φ   s

e (2.2)

dimana: Ns = Jumlah lilitan kumparan sekunder.

Dari persamaan ep dan es didapatkan perbandingan lilitan berdasarkan perbandingan GGL induksi, yaitu:

Ns Np e e

a _{p s} (2.3)

Dimana a= Nilai perbandingan lilitan transformator (turn ratio)

apabila, a < 1, maka transformator berfungsi untuk menaikkan tegangan (step up) a > 1, maka transformator berfungsi untuk menurunkan tegangan (step down)

2.1.2 Gardu trafo tiang

Gardu trafo tiang merupakan salah satu alat yang memegang peranan penting dalam sistem distribusi. Gardu trafo tiang adalah gardu trafo yang penempatannya berada

pada satu tiang atau lebih. Trafo tiang menurut fasanya dibedakan menjadi dua yaitu trafo tiang satu fasa dan trafo tiang tiga fasa. Pada umumnya gardu trafo tiang satu fasa

disangga hanya dengan satu tiang saja. Sedangkan pada gardu trafo tiang tiga fasa disangga dengan dua tiang. Ukuran untuk trafo tiang satu fasa berkisar dari 5 kVA sampai

50 kVA dan untuk trafo tiang tiga fasa berkisar dari 25 kVA sampai 200 kVA.

2.1.3 Perhitungan arus beban penuh dan arus hubung singkat

Daya transformator distribusi bila ditinjau dari sisi tegangan tinggi (primer) dapat dirumuskan sebagai berikut (Burke, 1994):

I V

S 3. . (2.4)

Dari perumusan di atas maka untuk menghitung arus beban penuh (full load) dapat menggunakan rumus (Burke, 1994):

A

V

S

I

_FL

.

.

3



(2.5)

Untuk menghitung arus beban (Iload) dapat menggunakan rumus (Dugan; dkk, 2003):

A

.

V

.

3

PF

P

I

_L



(2.6)

Sedangkan untuk perhitungan arus hubung singkat pada transformator digunakan rumus (Burke, 1994):

A

V

Z

S

I

_SC

.

.

3

.

%

100

.



(2.7)

2.1.4. Totallossesenergi

TotalLosses



P

_cu



(P

_h



P

_e

)

i cu

P

P





(2.8)

Untuk persen losses energi secara umum dapat menggunakan rumus:

%

100

%

X

kWh

kWh

kWh

losses

jual siap jual jual siap





(2.9) dimana:

kWhsiap jual = Energi siap jual kWhjual = Energi yang dijual

2.1.5 Efisiensi (η)

Efisiensi dihitung dari perbandingan daya keluar (Zuhal, 1991):









rugi

keluar

Daya

keluar

Daya

masuk

Daya

keluar

Daya

)

η

(

Efisiensi

masuk Daya rugi

1



2.2 Kualitas Daya Listrik (Power Quality)

Kualitas daya listrik diartikan sebagai hubungan dari daya listrik dengan peralatan listrik. Jika peralatan listrik bekerja secara tepat dan handal tanpa mengalami tekanan dan kerugian dapat dikatakan peralatan listrik tersebut mempunyai kualitas daya

yang bagus, sebaliknya ketika perlengkapan listrik gagal fungsi (malfunction), kurang handal atau mengalami kerugian pada saat penggunaan normal, dapat dikatakan bahwa

peralatan tersebut memiliki kualitas daya yang buruk.

2.2.1 Harmonisa Pada Sistem Tenaga Listrik

Harmonisa merupakan suatu fenomena yang timbul akibat pengoperasian beban listrik non linier, yang merupakan sumber terbentuknya gelombang frekuensi tinggi

(kelipatan dari frekuensi fundamental, misal: 100Hz, 150Hz, 200Hz, 300Hz, dan seterusnya). Hal ini dapat mengganggu sistem kelistrikan pada frekuensi fundamentalnya

yaitu 50/60 Hz, sehingga bentuk gelombang arus maupun tegangan yang idealnya adalah sinusoidal murni akan menjadi cacat akibat distorsi harmonisa yang terjadi.

2.2.2 Beban nonlinier

Beban yang komponen arusnya tidak proporsional terhadap komponen tegangannya, sehingga bentuk gelombang arusnya tidak sama dengan bentuk gelombang

tegangannya. Tidak terdapat hubungan yang linier antara arus dan tegangan. Beban nonlinier menyerap arus non sinusoidal demikian juga arus harmonik, walaupun disuplai

oleh tegangan sinusoidal. Seperti Gambar 2.15 di bawah ini (Dugan; Rizy, 2001).

Gambar 2.3 Arus yang diserap oleh beban nonlinier Sumber : Dugan; Rizy, 2001

Contoh beban nonlinier antara lain penyearah (power supply, UPS, komputer, pengaturan

Kecepatan motor, lampu-lampu pelepasan), alat-alat ferromagnetik, motor DC, dan tungku busur api, serta lainnya (Dugan; Rizy, 2001).

I U

π

Gambar 2.4Bentuk gelombang arus dan tegangan pada beban nonlinier Sumber : Dugan; Rizy, 2001

Sebagian besar beban nonlinier yang digolongkan deforming loads adalah konverter statis. Beban ini dapat berdaya besar dengan jumlah yang sedikit atau berdaya rendah dengan jumlah yang banyak. Contoh beban ini antara lain (Dugan; Rizy, 2001):

 Lampu noen / TL (fluorescent lamps)

 Light dimmers

 Komputer

 Peralatan listrik rumah tangga seperti TV, microwave, radio, dan piringan induksi

(induction plates).

2.2.3 Sumber harmonisa utama

Bentuk gelombang yang non sinusioidal dapat terjadi karena empat sebab dasar, yaitu (Susiono, 1999):

1. Sumber tegangan atau sumber arus non sinusoidal, sedangkan elemen-elemen rangkaian (resistor, induktor, dan kapasitor) adalah linear (independent)

2. Sumber tegangan atau sumber arus sinusoidal, sedangkan elemen-elemen rangkaian mengandung elemen nonlinier.

3. Sumber tegangan atau sumber arus non sinusoidal, sedangkan elemen-elemen rangkaian nonlinier.

4. Sumber tegangan atau sumber arus berupa sumber DC, sedangkan rangkaian mengandung elemen yang berubah secara periodik.

20

0 VOLTA

GE NON-LINEAR LOAD CURRENT

10 0 0

-10

0

-20 0

2.2.4Distorsi harmonik total (Total Harmonic Distortion/THD)

THD adalah ukuran dari nilai efektif bentuk gelombang yang terdistorsi dari komponen harmonisa (Dugan; dkk, 2003).

THD juga dapat didefinisikan sebagai rasio antara nilai RMS dari komponen harmonisa dan nilai RMS dari fundamental. Harmonik tegangan atau arus diukur dari besarnya masing-masing komponen harmonik terhadap komponen dasarnya dinyatakan dalam prosennya. Untuk memperoleh suatu parameter yang dipakai untuk menilai harmonik tersebut dipakai THD (Susiono, 1999).

THD dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut, yaitu:

1 1 2 max M M THD h h h



  (2.11)

DimanaMhadalah nilai rms komponen harmonik h dalam jumlah M (Dugan; dkk, 2003). THD juga dapat dinyatakan dalam persamaan lain yaitu :

2 1 2 2 1 1       



 k n n U U THD (2.12) dimana:

U1 = Komponen harmonik fundamental Un = Kompponen harmonik ke-n

K = Komponen harmonik maksimum yang diamati.

%VTHD adalah persentasi jumlah total tegangan yang terdistorsi oleh harmonisa dan %ITHD adalah persentasi jumlah total arus yang terdistorsi oleh harmonisa. Rumus

tegangan harmonisa (Vh) dapat dijelaskan sebagai rasio dari tegangan sistem nominal (Vs) dalam persen: 100 100 % x I I h x V V V sc h s h

h  (2.13)

100 ) ( ) ( % x I I I I V i sc i h

h (2.14)

dimana:

Vh = Tegangan harmonisa Vs = Tegangan sistem Ih = Arus harmonisa

Isc = Arus short circuit h = Harmonisa

Total Harmonic Distortion ( THD ) pada arus didefinisikan:

i h

h

THD

I I I







 1 2

(2.15)

2.2.5 Standar Harmonisa Yang Diijinkan

2.2.5.1 Batas distorsi tegangan harmonisa utiliti

Tabel 2.1 dari IEEE standard 519-1992, menyarankan nilai-nilai berikut sebagai batas maksimum yang direkomendasikan untuk ditorsi tegangan.

Tabel 2.1 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi tegangan harmonisa maksimum

Voltage at PCC Individual Component Voltage distortion

Total Voltage Distortion (THDf)

V69 kV 3.00% 5.00%

69 kV < V



161 kV 1.50% 2.50%

V



161 kV 1.00% 1.50%

Sumber : Duffey; Stratford, 1989

Nilai-nilai ini hanya berlaku untuk skenario kasus yang terburuk yang dapat digunakan untuk kondisi operasi dengan waktu sedikitnya satu jam. Untuk

kondisi-kondisi yang sesaat seperti starting beban, switching, dan keadaan non steady-state lainnya, batas-batas ini mungkin bisa terlewati sampai 50%.

2.2.5.2 Batas distorsi arus harmonisa utiliti

Tabel 2.2 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi arus harmonisa maksimum

MAXIMUM HARMONINC CURRENT DISTORTION IN % OF FUNDAMENTAL

ISC/IL Harmonic order (Odd Harmonic) THD(%) < 11 11



h



17 17



h



23 23



h



25 35



h

<20* 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0

20-50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0

50-100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0

100 -1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0

>1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0

Even harmoniccs are limted to 25% of the odd harmonics above

*All power generation equipment is limited to these values of cuerrent distortion, regardless of actual ISC/IL

Where ISC= Maximum short circuit current at PCC

For PCC's from 69 to 138 kV, the limits are 50 % of the limits above. A case-by-case evaluation is requaried

Sumber : Duffey; Stratford, 1989

2.3 Perhitunganlossespada transformator akibat harmonisa

Load loss(PLL) dapat dipertimbangkan dengan dua komponen yaitu I 2

Rlossdan eddy current loss(PEC) (Dugan; dkk, 2003):

EC LL

I

R

P

P



2

.



(2.16)

I2R Loss sebanding dengan nilai arus rms. Eddy current sebanding dengan kuadrat arus dengan frekuensi.

2 2

.

.

I

h

K

P

_EC



_EC (2.17)

Load loss(PLL) trafo dalam per unit, dapat dicari dengan rumus sebagai berikut:









 I 2 ( I 2xh2).P (p.u)

P_{LL h h EC R} (2.18)

dimana:

PEC-R = Faktor eddy current loss

h = Angka harmonisa Ih = Arus harmonisa

Ih 2

merupakan komponen rugi I2R dalam p.u, sedangkan ( Ih 2

× h2) PEC-Rmerupakan

faktor eddy current loss dibawah kondisi dasar dalam p.u. Faktor eddy current loss terdapat pada tabel 2.4 (Dugan; dkk, 2003):

Tabel 2.3 Nilai dari PEC-R

Type MVA Voltage %PEC-R

Dry ≤ 1 3 - 8

≥ 1.5 5 kV HV 12 - 20

≤ 1.5 15 kV HV 9 - 15

Oil - filled ≤ 2.5 480 V LV 1 2.5 - 5 481 V LV 1 - 5

> 5 482 V LV 9 -15

Sumber : Dugan, 2003

2.4 Perhitunganderatingpada transformator akibat harmonisa

transformator. Dengan adanya penurunan efisiensi transformator maka akan terjadi

penurunan kapasitas daya terpasang (derating) pada transformator tersebut.

Untuk melakukan perhitungan penurunan kapasitas daya terpasang transformator, digunakan metode perhitungan nilai THDF (Transformator Harmonic Derating Factor). THDF merupakan sebuah nilai atau faktor pengali yang digunakan untuk menghitung besar kapasitas baru (kVA baru) transformator. Pada dasarnya, THDF

pada suatu Transformator dipengaruhi oleh adanya THD dalam transformator tersebut sebagai akibat dari adanya penggunaan beban nonlinier pada sisi beban. Besarnya THD

ditentukan terlebih dahulu melalui pengukuran. Sedangkan Nilai THDF dapat ditentukan dengan menggunakan rumus (Tribuana, 1999):

pengenal KVA

x THDF baru

KVA  (2.19)

100%

x

sesaat)

phase

puncak

(arus

rms)

phase

(arus

x

1,414

THDF



%

100

It)puncak

Is

x(Ir

3

1

It)rms)

Is

x(Ir

3

1

(

x

1,414

x











(2.20)

dimana:

THDF =Transformator Harmonic Derating Factor

Dalam keadaan ideal (gelombang sinusoidal murni) dimana tidak terdapat gangguan harmonisa dalam sistem nilai THDF = 1, sehingga tidak terjadi penurunan

BAB III METODE PENELITIAN

3.1 Tempat dan Waktu Penelitian

Penelitian dilakukan di Fakultas Teknik Universitas Udayana yang beralamat di

Kampus Bukit Jimbaran-Bali. Penelitian dilaksanakan pada bulan Maret 2015.

3.2 Data

3.2.1 Sumber data

Data-data yang didapatkan dalam penelitian ini dilakukan secara observasi,

dimana data bersumber dari data sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana.

3.2.2 Jenis data

Data-data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data kuantitatif yang

diperoleh dari data teknis sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana, antara lain:

1. Data-data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data primer yang diperoleh dari hasil pengukuran pada feeder transformator daya di Fakultas Teknik Universitas Udayana dan data sekunder.

2. Datasingle line diagramsistem kelistrikan di Kampus Teknik Elektro Udayana. 3. Data jumlah dan kapasitas beban nonlinear yang terpasang padafeedertransformator

daya.

4. Data teknik dari transformator daya.

5. Data pengukuran THD pada transformator daya.

3.2.3 Teknik pengumpulan data

Dalam penelitian ini, pengumpulan data-data yang diperoleh berdasarkan metode-metode seperti berikut ini, yaitu;

1. Metode observasi

2. Telaah kepustakaan

Metode pengumpulan data yang dilakukan dengan membaca literatur-literatur yang berkaitan dengan permasalahan yang diangkat dalam penelitian ini.

3.3 Analisis Data

Gambar 2.5 Diagram Segaris

Datasingle line diagramsistem kelistrikan

di Fakultas Teknik Universitas Udayana. Data jumlah dan kapasitas beban nonlinear

yang terpasang padafeedertrafo daya. Data teknik dari trafo daya.

Data pengukuran THD pada trafo daya.

Menghitung total daya semu (VA) dan arus beban nonlinier (A) pada transformator daya.

Menghitung arus beban penuh pada transformator daya.

Menganalisislossespada trafo daya Menganalisis THD hasil pengukuran dan simulasi berdasarkan IEEE Standard 519-1992.

Menganalisisderating akibat THDi pada trafo daya

Menghitung total kapasitas daya aktif (Watt) beban nonliniear pada transformator daya.

Akhir

Menganalisis THD arus dan THD tegangan dengan melakukan simulasi menggunakan program Simulink MATLAB 7.1.0.246.

Mulai

Menghitung arus hubung singkat pada transformator daya.

BAB IV

PEMBAHASAN

4.1 Sistem Kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana

Fakultas Teknik Universitas Udayana secara resmi berdiri pada tahun 1965.

Seluruh kebutuhan listrik di Fakultas Teknik Universitas Udayana disuplai dari PLN yang digunakan untuk penerangan, suplai peralatan, dan kegiatan operasional lainnya.

Secara umum sistem kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana menggunakan sistem ring atau loop. Sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana saat ini disuplai oleh Gardu Induk (GI) Nusa Dua. Transformator yang digunakan di Fakultas Teknik Universitas Udayana memiliki daya 200 kVA, tegangan primer 20 kV, tegangan

sekunder 400 V, arus primer 5.77 A, arus sekunder 288.68 A, impedansi trafo 4%, frekuensi 50 Hz, dan menggunakan vektor group Dyn5.

Sistem distribusi primer di Fakultas Teknik Universitas Udayana terbagi ke dalam satu buah MDP (Main Distribution Panel), yang kemudian daya listrik disalurkan ke MLTP (Main Low Terminal Panel) di tiap-tiap gedung, yang selanjutnya menuju DP (Distribution Panel), dan dari DP disalurkan ke beban atau pemakai.

Gambar 4.1Single line diagramsistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana

4.2 Daya Aktif, Daya Semu dan Arus Beban Non Linear Pada Feeder Trafo di

Fakultas Teknik Universitas Udayana

beban nonlinier adalah sebesar 106326 Watt (diasumsikan pemakaian beban nonlinier

pada trafo adalah 90% dari daya aktif totalnya). Dari hasil pengukuran pada tanggal 19-25 Pebruari 2010, didapatkan besar faktor daya pada sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah 0.967. Maka dapat dihitung besarnya total daya semu (VA)

dan arus beban nonlinier yaitu;

Daya Semu (VA) =



Cos

(Watt)

Aktif

Daya

=

967 . 0 106326

=109.95 kVA

Arus beban nonlinier (A) =

(V) V

. 3

(VA) S

sistem

=

05 . 381 109950

= 288.54A

4.3 Analisis THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana

4.3.1 Hasil pengukuran THD pada feeder trafo

Berdasarkan hasil pengukuran pada feeder trafo tanggal 19-25 Pebruari 2010 di

Fakultas Teknik Universitas Udayana diperoleh nilai THD (Total Harmonic Distortion) dan faktor daya adalah sebagai berikut;

Tabel 4.1 Data rata-rata hasil pengukuran THD dan Cosφtiap phasa

Phasa THD tegangan (%) THD arus (%) Cos φ

R 1.7 10.9 0.961

S 1.7 8.7 0.970

T 1.7 9.2 0.969

Rata-rata 1.7 9.6 0.967

Pada Tabel 4.1 diatas dapat dilihat nilai THD tegangan rata-rata adalah sebesar 1.7% dan untuk nilai THD arus rata-rata adalah sebesar 9.6%, serta nilai faktor daya

4.3.2 Hasil simulasi THD pada feeder trafo

Simulasi dilakukan dengan menggunakan model sistem seperti berikut ini:

Gambar 4.2 Model simulasi

Sumber tiga phasa (three phase source) ekivalen dengan transformator yang menyuplai kebutuhan beban pada tiap-tiap gedung, dimana tegangan sekunder sebesar

400/231 daya 200 kVA dengan koneksi segitiga-bintang grounding dengan impedansi (Z) = 4%, frekwensi 50 Hz, R = 1.08% dan X = 3.93%.

Untuk nilai Rs (resistansi sumber) dapat di cari sebagai berikut;

Ztx

x

Ztx

3

MVA

-kV

2









()

= 0.032Ω

Dimana X/R = 3.638, maka;

Z2 =

Z

2



R

2

= 14.23 R2

karena R = Rs sehingga;

Rs =

14.23

Z

Sedangkan nilai Ls (induktansi sumber) adalah sebagai berikut;

Ls = L =

f π 2 X (Henry) Ls = f π 2 X = 314 0.0309

= 9.84e-5 Henry

Diketahui beban nonlinear yang terpasang adalah sebesar 106326 Watt. Beban nonlinear ini diasumsikan terpasang seimbang pada feeder trafo. Dengan beban yang

seimbang maka tiap phasa (R, S dan T) memiliki besar beban yang sama. Untuk data input pada beban non linear adalah sebagai berikut;

Beban tiap phasa =

3 3

Beban φ

(Watt)

=

35442

Watt

R beban =

P

V

2

=

1

.

36

Ω

Karena beban yang terpasang bersifat induktif, maka komponen induktansi dari

beban adalah: C =

.RF.R

.f

3

4

1

(Farad) =

1.36

0.05x

50x

x

3

4

1

, dimana RF (Ripple Factor) sebesar 5% untuk Vinput

penyearah 220 Vac. =

0

.

0424

Farad

Sehingga dengan nilai C = 0,0424 Farad akan didapat nilai induktansi dengan persamaan sebagai berikut;

L = C f. π 2 R 0.236 (Henry)

4.3.2.1 Hasil simulasi THD arus

Dengan bantuan FFT Tools, hasil simulasi berupa gelombang arus akan dianalisis untuk mengetahui kandungan THD pada sinyal-sinyal tersebut. Adapun hasil simulasi dari pemodelan yang dilakukan terhadap kandungan THD arus pada feeder trafo

di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah sebagai berikut;

Gambar 4.3 Sinyal arus dan spektrum harmonisa pada feeder trafo

Berdasarkan hasil simulasi, maka dapat diketahui nilai masing-masing orde harmonisa arus pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana dengan perincian sebagai berikut;

Tabel 4.2 Orde harmonisa arus pada feeder trafo

Harmonisa ke-n Arus (%) Arus (A)

1 100.00 200.19

3 7.74 15.50

5 4.33 8.66

7 3.00 6.00

9 2.25 4.50

11 1.74 3.48

13 1.39 2.77

15 1.14 2.29

17 0.95 1.90

19 0.78 1.56

4.4.2.2 Hasil simulasi THD tegangan

Dengan bantuan FFT Tools, hasil simulasi berupa sinyal tegangan akan dianalisis untuk mengetahui kandungan THD pada sinyal-sinyal tersebut. Adapun hasil simulasi dari pemodelan yang dilakukan terhadap kandungan THD tegangan pada feeder

Gambar 4.4 Sinyal tegangan dan spektrum harmonisa pada feeder trafo

Berdasarkan hasil simulasi, maka dapat diketahui nilai masing-masing orde harmonisa tegangan pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana dengan

perincian sebagai berikut;

Tabel 4.3 Orde harmonisa tegangan pada feeder trafo

Harmonisa ke-n Tegangan (%) Tegangan (V)

1 100.00 219.33

3 0.66 1.45

5 0.62 1.35

7 0.59 1.29

9 0.57 1.24

11 0.54 1.19

13 0.51 1.13

15 0.48 1.06

17 0.45 0.99

19 0.42 0.92

Parameter hasil simulasi diatas antara lain:

­ Vfundamental = 219.3 Volt

­ Ifundamental = 199.2 Ampere

­ Faktor daya = 0.9625 lag

­ Tegangan (Vrms) = 155.1 volt

­ Arus (Irms) = 141.5 Ampere

­ THD arus = 10.02 %

­ THD tegangan = 1.63 %

­

4.3.2.3 Perbandingan antara hasil pengukuran dengan simulasi

Tabel 4.4 Perbandingan nilai THDidan THDvhasil pengukuran dengan simulasi

Hasil pengukuran THD arus (%)

Hasil simulasi THD arus (%)

Hasil pengukuran THD tegangan (%)

Hasil simulasi THD tegangan (%)

9.6 10.02 1.7 1.63

Setelah diketahui nilai dari hasil simulasi dan pengukuran, maka perlu dicari nilai persentase kesalahan dari simulasi program tersebut. Dimana untuk persentase

kesalahan dapat dicari sebagai berikut;

% Kesalahan THDi = 100%

Simulasi Hasil Simulasi Hasil -Pengukuran Hasil 

= _{100% 4.19%}

10.02 10.02

-9.6 _{ }

% Kesalahan THDv = 100%

Simulasi Hasil Simulasi Hasil -Pengukuran Hasil _

= 100% 4.29%

1.63 1.63 -1.7  

Tabel 4.5 Persentase kesalahan nilai THDidan THDvhasil pengukuran dengan simulasi

Hasil pengukuran (%) Hasil simulasi (%) % Kesalahan

THD arus 9.6 10.02 4.19

THD tegangan 1.7 1.63 4.29

Pada Tabel 4.5 dapat dilihat persentase kesalahannya cukup besar, dimana persentase kesalahan untuk arus adalah 4.19% dan untuk tegangan 4.29%. Hal ini

disebabkan karena 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.

4.4 Batas maksimum THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana 4.4.1 Analisis THD arus di Fakultas Teknik Universitas Udayana

Menurut IEEE Standard 519-1992, untuk menentukan standar batas maksimum THDipada utiliti, maka harus diketahui terlebih dahulu rasio hubung singkat ( short-circuitratio). SCratiodapat dicari dengan menggunakan rumus

L SC ratio I I SC 

ISC =

=

38

.

0

x

3

x

4

100

x

200

= 7596.71 A

IL =

ϕ 3 V . 3 S =

380

x

3

10

x

200

3

= 303.87A

maka;

SCratio = L SC

I

I

= 87 . 303 71 . 7596 = 24,99

Berdasarkan hasil short-circuit ratio yang didapatkan, maka batas maksimum THD arus yang diperbolehkan menurut IEEE Standard 519–1992 (lihat tabel 2.3) pada

sistem kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah 8.0% untuk trafo.

Tabel 4.6 Analisis THD arus menurut IEEE Standard 519–1992

Lokasi ISC/IL Range

Standar THDi(%)

Pengukuran THDi(%)

Simulasi THDi(%)

Ket

Feeder

Trafo 24.99 20-50 8 9.6 10.02

Melebihi Standar

Dari Tabel 4.6 diatas dapat dilihat bahwa pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana, THD arus hasil pengukuran dan hasil simulasinya tidak melebihi dari standar yang diperbolehkan, yaitu sebesar 9.6% dan 10.02%.

4.4.2 Analisis THD tegangan di Fakultas Teknik Universitas Udayana

Batas maksimum THD tegangan yang diperbolehkan pada feeder trafo di

Fakultas Teknik Universitas Udayana menurut IEEE standard 519–1992 (lihat tabel 2.2) adalah 5.0%, karena tegangan di feeder trafo dibawah 69 kV. Berikut merupakan hasil

Tabel 4.7 Analisis THD tegangan menurut IEEE Standard 519–1992

Lokasi Standar THDv(%)

Pengukuran THDv(%)

Simulasi THDv(%)

Ket

Feeder

Trafo 5 1.7 1.63

Tidak Melebihi

Standar

Dari Tabel 4.7 diatas dapat dilihat bahwa pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana, THD tegangan hasil pengukuran dan hasil simulasinya tidak

melebihi dari standar yang diperbolehkan, yaitu sebesar 1.7% dan 1.63%.

4.5AnalisisLossesdanDeratingPada Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana

Trafo memiliki rugi-rugi pada saat kondisi berbeban (load losses) dan pada saat kondisi tanpa beban (no load losses). Untuk analisis rugi-rugi pada transformator dapat dibagi menjadi dua yaitu:

- Analisis losses sebelum terpengaruh harmonisa

- Analisis losses setelah terpengaruh harmonisa

4.5.1 Analisislossessebelum terpengaruh harmonisa

Rugi-rugi trafo pada kondisi tanpa beban (sebelum terpengaruh harmonisa), besarnya telah ditentukan oleh pabrik pembuat trafo sesuai dengan kapasitas trafo yang dibuat. Dari data SPLN 50: 1997 (tentang spesifikasi transformator distribusi), maka

dapat ditentukan nilailossespada trafo 200 kVA seperti dibawah ini:

Rugi belitan (rugi Tembaga(Pcu)) = 2500 W

Rugi besi (rugi inti(Pi)) = 480 W

Standar Cosφ = 0.8

maka:

Total losses (dalam kW) = Pcu+ Pi

= 2500 + 480

= 2980 W = 2.98 kW

Total losses (dalam kVA) = Total losses (dalam kW) x Cosφ

kVAbaru = 200 kVA–3.51 kVA = 196.49 kVA

Pbase = S.Cosϕ

= 200 kVA × 0.8

= 160 kW

% Susut trafo = x100% 160

98 . 2

= 1.86 %

Efisiensi trafo () = x100%

Masuk Daya

rugi 1

    

  





= x100% 98.14%

160 2.98

1 

  

 

Losses yang terjadi sebelum terkena harmonisa adalah sebesar 2.98 kW, di mana susut kapasitas trafo sebesar 3.51 kVA (1.86%) dan kapasitas kerja trafo yang

sebenarnya sebesar 196.49 kVA (98.14%).

4.5.2 Analisislossessetelah terpengaruh harmonisa

Untuk menghitung besarnya rugi-rugi trafo pada kondisi berbeban (setelah

terpengaruh harmonisa) adalah :

P

_LL





I

_h2



(



I

_h2

x

h

2

)

.

P

_ECR

(

p

.

u

)

Dari data hasil pengukuran, maka dapat dicari nilailossespada trafo 200 kVA setelah terpengaruh harmonisa seperti dibawah ini:

S = 200 kVA

Cosφ rata-rata = 0.967

PBase satu fasa =

S.

Cos



_rata_rata

/

3

=(200kVA x0,967)/ 3

= 111.66 kW

PBase tiga fasa =

S.

Cos



_rata_rata

= 200 kVA × 0.967

Tabel 4.8 Perhitunganlossespada phasa R

Order R (%) Ih(A) Ih(pu) Ih2 Ih2x h2

1 100.0 157.6 1.000 1.000000 1.0000

3 8.0 12.6 0.080 0.006400 0.0576

5 4.1 6.6 0.041 0.001681 0.0420

7 5.0 7.8 0.050 0.002500 0.1225

9 2.9 4.5 0.029 0.000841 0.0681

11 1.3 2.0 0.013 0.000169 0.0204

13 1.0 1.5 0.010 0.000100 0.0169

15 0.8 1.2 0.008 0.000064 0.0144

17 0.4 0.6 0.004 0.000016 0.0046

19 0.5 0.7 0.005 0.000025 0.0090

Jumlah 1.011796 1.3556

Berdasarkan Tabel 4.14 diatas, maka perhitungan rugi-rugi beban (PLL) dalam

per unit pada phasa R adalah sebagai berikut;

PLL =







ECR

2 2 h 2

h

(

I

x

h

).

P

I

, di mana nilai PEC-Rsesuai tabel 2.4 adalah 1%.

= 1.011796 + 1.3556 × 0.01

= 1.025352 p.u (total losses)

Sehingga rugi I2 R bertambah sebesar 0.011796 p.u dan rugi eddy current bertambah sebesar 0.003556 p.u.

• Penambahanlossespada phasa R akibat harmonisa untuk:

Rugi tembaga:

Pcu = 0.011796 p.u × 111.66 kW = 1.32 kW

Rugi eddy current:

Pi = 0.003556 p.u × 111.66 kW

= 0.39 kW

Untuk rugi histerisis dapat diabaikan karena nilai dari rugi histerisis sangat kecil.

Jadi penambahanlossespada phasa R sebesar:

Lossesfasa R = Pcu + Pi

Tabel 4.9 Perhitunganlossespada phasa S

Order S (%) Ih(A) Ih(pu) Ih2 Ih2x h2

1 100.0 206.7 1.000 1.000000 1.0000

3 4.6 9.4 0.046 0.002116 0.0190

5 6.6 13.6 0.066 0.004356 0.1089

7 2.6 5.4 0.026 0.000676 0.0331

9 1.7 3.4 0.017 0.000289 0.0234

11 1.0 2.1 0.010 0.000100 0.0121

13 0.7 1.4 0.007 0.000049 0.0083

15 0.5 1.0 0.005 0.000025 0.0056

17 0.4 0.8 0.004 0.000016 0.0046

19 0.3 0.7 0.003 0.000009 0.0032

Jumlah 1.007636 1.2184

Berdasarkan Tabel 4.15 diatas, maka perhitungan rugi-rugi beban (PLL) dalam per unit pada phasa R adalah sebagai berikut;

PLL =







2 _ECR

2 h 2

h

(

I

x

h

).

P

I

, di mana nilai PEC-Rsesuai tabel 2.4 adalah 1%.

= 1.007636 + 1.2184 × 0.01 = 1.019820 p.u (total losses)

Sehingga rugi I 2

R bertambah sebesar 0.007636 p.u dan rugi eddy current bertambah sebesar 0.002184 p.u.

• Penambahanlossespada phasa S akibat harmonisa untuk:

Rugi tembaga:

Pcu = 0.007636 p.u × 111.66 kW

= 0.85 kW Rugi eddy current:

Pi = 0.002184 p.u × 111.66 kW = 0.24 kW

Untuk rugi histerisis dapat diabaikan karena nilai dari rugi histerisis sangat kecil. Jadi penambahanlossespada phasa S sebesar:

Lossesfasa S = Pcu + Pi

= 0.85 + 0.24

Tabel 4.10 Perhitunganlossespada phasa T

Order T (%) Ih(A) Ih(pu) Ih

2

Ih 2

x h2

1 100.0 189.0 1.000 1.000000 1.0000

3 6.3 11.8 0.063 0.003969 0.0357

5 3.8 7.3 0.038 0.001444 0.0361

7 4.6 8.7 0.046 0.002116 0.1037

9 2.3 4.2 0.023 0.000529 0.0428

11 1.3 2.4 0.013 0.000169 0.0204

13 0.9 1.6 0.009 0.000081 0.0137

15 0.7 1.4 0.007 0.000049 0.0110

17 0.6 1.1 0.006 0.000036 0.0104

19 0.6 1.1 0.006 0.000036 0.0130

Jumlah 1.008429 1.2869

Berdasarkan Tabel 4.16 diatas, maka perhitungan rugi-rugi beban (PLL) dalam

per unit pada phasa R adalah sebagai berikut;

PLL =







2 _ECR

2 h 2

h

(

I

x

h

).

P

I

, di mana nilai PEC-Rsesuai tabel 2.4 adalah 1%.

= 1.008429 + 1.2869 × 0.01 = 1.021298 p.u (total losses)

Sehingga rugi I2 R bertambah sebesar 0.008429 p.u dan rugi eddy current bertambah sebesar 0.002869 p.u.

• Penambahan losses pada phasa T akibat harmonisa untuk:

Rugi tembaga:

Pcu = 0.008429 p.u × 111.66 kW = 0.94 kW

Rugi eddy current:

Pi = 0.002869 p.u × 111.66 kW

= 0.32 kW

Untuk rugi histerisis dapat diabaikan karena nilai dari rugi histerisis sangat kecil. Jadi penambahanlossespada phasa T sebesar:

Tabel 4.11Lossessetelah terpengaruh harmonisa

Phasa THD (%) Ih 2

(pu) Ih 2

x h2(pu) Pcu (kW) Pi (kW) Losses (kW)

R 10.9 1.011796 1.3556 1.32 0.39 1.71

S 8.7 1.007636 1.2184 0.85 0.24 1.09

T 9.2 1.008429 1.2869 0.94 0.32 1.26

Dari Tabel 4.11 di atas terlihat bahwa semakin tinggi total arus harmonisa pada

tiap phasa maka semakin tinggi pula rugi I2R, rugiEddy Currentdan rugi-rugi bebannya (PLL).

• Analisis penambahanlossesakibat harmonisa:

Setelah mendapatkan nilai losses trafo sebelum dan setelah terpengaruh harmonisa, maka totallossestrafo dapat ditentukan sebagai berikut;

Penambahanlossesakibat harmonisa = Lossesfasa R+ Lossesfasa S+ Lossesfasa T = 1.71 kW + 1.09 kW + 1.26 kW

= 4.06 kW

Total losses (dalam kW) = Lossessebelum harmonisa+ Lossesakibat harmonisa

= 2.98 kW + 4.06 kW = 7.04 kW

Total losses (dalam kVA) = Total losses (dalam kW) x Cosφ

= 7.04 x 0.967 = 6.81 kVA

% Susut trafo = x100% 193.40

6.81

= 3.52 %

Efisiensi trafo () =

x

100%

Masuk

Daya

rugi

1

∑



















= x100%

40 . 193

81 . 6 1

  

 

Total losses pada trafo ini setelah terpengaruh harmonisa adalah sebesar 7.04 kW, di mana susut kapasitas trafo sebesar 6.81 kVA (3.52%) dan efisiensi trafo menjadi 96.48%.

4.5.3 Analisis perbandinganlossessebelum dan setelah terpengaruh harmonisa

Berdasarkan hasil perhitungan diatas, maka diperoleh nilai lossessebelum dan setelah terpengaruh harmonisa sebagai berikut;

Tabel 4.12 Perbandingan nilailossesantara sebelum dengan setelah terpengaruh harmonisa Losses sebelum terpengaruh harmonisa Losses setelah terpengaruh harmonisa

Dalam (%) Dalam (kW) Dalam (%) Dalam (kW)

1.86 2.98 3.52 7.04

Pada Tabel 4.12 diatas dapat dilihat perbandingan nilai losses sebelum dan setelah terpengaruh harmonisa. Dimana nilailossestrafo setelah terpengaruh harmonisa 2 kali lebih besar dari losses trafo sebelum terpengaruh harmonisa. Hal ini disebabkan karena pada trafo berlaku sistem penginduksian, dimana bila arus harmonisa mengalir

pada trafo, maka fluks magnetik pada kumparan trafonya akan menghasilkanlossesyang lebih tinggi.

4.5.4 Analisisderating

Nilai THDF (Transformator Harmonic Derating Factor) dapat ditentukan dengan menggunakan rumus sebagai berikut (Tribuana, 1999);

THDF =

x

100

%

It)puncak

+

Is

+

(Ir

x

3

1

It)rms)

+

Is

+

(Ir

x

3

1

(

x

1,414

Sehingga THDF dapat dicari sebagai berikut;

THDF =

x

100

%

= 86.89 %

kVA baru = THDF × kVA pengenal = 86.89 % × 200 kVA = 173.78 kVA

Derating trafo (kVA) = 200 kVA–173.78 kVA = 26.22 kVA

Derating trafo (kW) = 26.22x0.96725.35 kW

Derating trafo (%) = x100% 13.11% 200

22 . 26



Tabel 4.13 Nilaideratingtrafo THDF

(%)

kVA baru (kVA)

Derating Trafo

(kVA) (kW) (%)

86.89 173.78 26.22 25.35 13.11

Pada Tabel 4.13 dapat dilihat nilai derating pada trafo ini adalah sebesar 25.35 kW (13.11%) dan terjadi penurunan kapasitas daya terpasang pada transformator

tersebut, yaitu sebesar 173.78 kVA.

4.6 Analisis PerbandinganLossesdanDeratingsetelah terpengaruh harmonisa

Standar yang digunakan adalah standar SPLN 50: 1997 (tentang spesifikasi tranformator distribusi). Menurut standar, rugi total pada trafo 200 kVA adalah

sebesar 1.49% dan rugi totalnya adalah sebesar 2.98 kW dan perbandingannya dapat dilihat pada tabel dibawah ini.

Tabel 4.14 Analisis perbandinganlossesdanderatingdengan standar

Dalam (%) Dalam (kW)

Standar

Losses Losses Derating

Standar

Losses Losses Derating

1.49 3.52 13.11 2.98 7.04 25.35

4.7 Analisis PenambahanLossesdanDeratingAkibat THD Arus

Analisis penambahan losses dan derating yang diakibatkan oleh THD arus dapat dilihat sebagai berikut;

Tabel 4.15 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikanlosses

THD Arus rata-rata (%) 9.6

Losses

(%) 3.52

(kW) 7.04

Gambar 4.5 Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikanlosses

Dari data di atas terlihat bahwa harmonisa berdampak terhadap penambahan

lossespada gardu transformator. Jadi semakin besar harmonisa maka semakin besar pula penambahanlossesnya.

Tabel 4.16 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikanderating

THD Arus rata-rata (%) 9.6

Derating

(%) 13.11

(kW) 25.35

Dari data di atas terlihat bahwa harmonisa mengakibatkan derating atau penurunan kapasitas pada gardu transformator. Jadi semakin besar harmonisa maka semakin besar puladeratingnya.

BAB V

PENUTUP

5.1 Simpulan

Dari analisis yang dilakukan, maka diperoleh simpulan-simpulan sebagai

berikut, yaitu;

1. Hasil studi analisis THD pada transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana

berdasarkan hasil pengukuran, didapatkan THDi sebesar 9.6% dan THDv sebesar 1.7%. Sedangkan berdasarkan hasil simulasi, didapatkan THDi sebesar 10.02% dan

THDvsebesar 1.63%.

2. Lossessecara teknis yang terdapat pada transformator di Fakultas Teknik Universitas Udayana sebelum terpengaruh harmonisa adalah sebesar 2.98 kW, sedangkan setelah terpengaruh harmonisa adalah sebesar 7.04 kW.

5.2 Saran

Kesadaran tentang akibat negatif dari THD pada sistem tenaga listrik sangat

diperlukan dewasa ini untuk menciptakan kualitas daya listrik yang baik dan memenuhi standar yang berlaku. Selain itu juga diperlukan pengembangan dalam upaya peningkatan

DAFTAR PUSTAKA

Arrilaga, J; Bradley, D.A; Bodger, P.S. 1985. Power System Harmonics. London : British Library.

Blackburn, J.L. 1993. Symmetrical Components for Power Systems Engineering. New York : Marcel Dekker Inc.

Brigham, E.O. 1988. The Fast Fourier Transform and its Applications. New Jersey : Prentice Hall.

Buhron, H; Sutanto, J. 2001. Implikasi Harmonisa dalam Sistem Tenaga Listrik dan Alternatif Solusinya. Dept. Teknik Energi Politeknik Negeri Bandung, Dept.

Teknik Elektro Universitas Siliwangi Tasikmalaya dan Staf Operasi Distribusi PLN Distribusi Jawa Barat dan Banten.

Burke, J. 1994. Power Distribution Engineering – Fundamentals and Applications.

New York : Marcel Dekker INC

Duffey, C.K. 1989. Update of Harmonic Standard IEEE-51. IEEE Transaction on

Industry Application, Vol.25. No.6, November 1989.

Dugan, R.C; McGranaghan, M.F; Santoso; Beaty, H.W. 2003. Electrical Power System Quality - Second Edition. USA : McGraw-Hill.

Dugan, R.C; Rizy. 2001.Harmonic Considerations for Electrical Distribution Feeders.

National Technical Information Service, Report No. ORNL/Sub/81-95011/4

(Cooper Power Systems as Bulletin 87011, “Electrical Power System Harmonics,

Design Guide”).

Gonen, T. 1998. Electric Power Transmission System engineering analysis & Design.

New York : Jhon Wiley & Son.

Zuhal. 1991.Dasar Tenaga Listrik. Bandung : Institut Teknologi Bandung.

---. 2009. Transformer. Diakses dari http://www.answer.com. Tanggal 26 Oktober