i

KARYA ILMIAH

ANALISIS LOSSES DAN DERATING AKIBAT PENGARUHTHD (TOTAL HARMONIC DISTORTION)

PADA GARDU TRAFO DI FAKULTAS TEKNIKUNIVERSITAS UDAYANA

Oleh :

I MADE SUARTIKANIP. 196503261994121001

ANAK AGUNG GEDE MAHARTA PEMAYUNNIP. 196512311993031016

I WAYAN RINASNIP. 196412311992031028

JURUSAN TEKNIK ELEKTRO DAN KOMPUTERFAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS UDAYANAKAMPUS BUKIT JIMBARAN - BALI

2016

ii

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

adalah sebesar 25.35 kW.

iii

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

Penulis

iv

DAFTAR ISI

Halaman

LEMBAR JUDUL …………………………………………………………........…………..iABSTRAK.........................………………………………………………….........….......….iiKATA PENGANTAR ........................................................................................................ ... iiiDAFT AR ISI ...................................................................................................................... ... ivDAFTAR GAMBAR ………………………………………………………...................…...viDAFT AR TABEL .............................................................................................................. .. vii

BAB I PENDAHULUAN ..........................................................................................11.1Latar Belakang ………………………………………………………11.2 Rumusan masalah ………………………………………………….11.3Tujuan Penelitian…………………………………………………….21.4 Manfaat Penelitian………………………………………………….21.5Ruang Lingkup dan Batasan Masalah………………………………2

BAB II TINJAUAN PUSTAKA .......................................................................32.1 Transformator…………………………………………………32.1.1 Prinsip kerja transformator…………………………………32.1.2 Gardu trafo tiang…………………………………………….42.1.3 Perhitungan arus beban penuh dan arus hubung singkat….42.1.4. Total losses energi…………………………………………….52.1.5 Efisiensi ()……………………………………………………52.2 Kualitas Daya Listrik (Power Quality)……………………..52.2.1 Harmonisa Pada Sistem Tenaga Listrik………………………...52.2.2 Beban nonlinier……………………………………………….62.2.3 Sumber harmonisa utama……………………………………..72.2.4Distorsi harmonik total (Total Harmonic Distortion/THD)……….72.2.5 Standar Harmonisa Yang Diijinkan…………………………82.2.5.1 Batas distorsi tegangan harmonisa utiliti…………………….82.2.5.2 Batas distorsi arus harmonisa utiliti…………………………82.3 Perhitungan losses pada transformator akibat harmonisa…..92.4 Perhitungan derating pada transformator akibat harmonisa…10

BAB IIIMETODE .................................................................................................113.1 Tempat dan Waktu Penelitian…………………………………113.2 Data…………………………………………….……………….113.2.1 Sumber data ………………………………………………….…113.2.2 Jenis data………………………………………………………113.2.3 Teknik pengumpulan data…………………………………….113.3 Analisis Data…………………………………………………..12

BAB IV PEMBAHASAN.......................................................................................134.1 Sistem Kelistrikan di Fakultas Teknik Universitas Udayana……134.2 Daya Aktif, Daya Semu dan Arus Beban Non Linear Pada Feeder

Trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana………………...134.3 Analisis THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana………...14

v

4.3.1 Hasil pengukuran THD pada feeder trafo…………………..144.3.2 Hasil simulasi THD pada feeder trafo……………………….144.3.2.1 Hasil simulasi THD arus……………………………………...164.4.2.2 Hasil simulasi THD tegangan………………………………..174.3.2.3 Perbandingan antara hasil pengukuran dengan simulasi…...184.4Batas maksimum THD di Fakultas Teknik Universitas Udayana.194.4.1Analisis THD arus di Fakultas Teknik Universitas Udayana…194.4.2Analisis THD tegangan di Fakultas Teknik Universitas

Udayana…………………………………………………………194.5Analisis Losses dan Derating Pada Trafo di Fakultas Teknik

Universitas Udayana………………………………………………204.5.1Analisis losses sebelum terpengaruh harmonisa………………204.5.2Analisis losses setelah terpengaruh harmonisa………………..214.5.3Analisis perbandingan losses sebelum dan setelah terpengaruh

Harmonisa………………………………………………………254.5.4Analisis derating………………………………………………..264.6Analisis Perbandingan Losses dan Derating setelah terpengaruh

Harmonisa………………………………………………………...274.7Analisis Penambahan Losses dan Derating Akibat THD Arus…27

BAB V PENUTUP5. 1 Simpulan ................................................................................................295.2 Saran........................................................................................................29

DAFTAR PUSTAKA......................................................................................................30

vi

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Konstruksi dasar transformator…………………………………3Gambar 2.2 Gardu trafo tiang tiga fasa……………………………………..4Gambar 2.3 Arus yang diserap oleh beban nonlinier………………………….6Gambar 2.4Bentuk gelombang arus dan tegangan pada beban nonlinier…………6Gambar 3.1 Diagram Segaris…………………………………………………………12Gambar 4.1 Single line diagram sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana……..13Gambar 4.2 Model simulasi…………………………………………………………………….14Gambar 4.3 Sinyal arus dan spektrum harmonisa pada feeder trafo……………………………..16Gambar 4.4 Sinyal tegangan dan spektrum harmonisa pada feeder trafo………………………17Gambar 4.5 Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses………………………27Gambar 4.6Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating…………………..28

vii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 IEEE Standard 519-1992, standar batas distorsi tegangan harmonisaMaksimum……………………………………………………………………8

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

Tabel 2.3 Nilai dari PEC-R…………………………………………………………………9Tabel 4.1 Data rata-rata hasil pengukuran THD dan Cos φ tiap phasa………………14Tabel 4.2 Orde harmonisa arus pada feeder trafo……………………………………16Tabel 4.3 Orde harmonisa tegangan pada feeder trafo………………………………17Tabel 4.4 Perbandingan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan simulasi...18Tabel 4.5 Persentase kesalahan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan

Simulasi………………………………………………………….…………18Tabel 4.6 Analisis THD arus menurut IEEE Standard 519–1992……………………19Tabel 4.7 Analisis THD tegangan menurut IEEE Standard 519–1992………………20Tabel 4.8 Perhitungan losses pada phasa R………………………………………….21Tabel 4.9 Perhitungan losses pada phasa S…………………………………………..22Tabel 4.10 Perhitungan losses pada phasa T…………………………………………23Tabel 4.11 Losses setelah terpengaruh harmonisa……………………………………24Tabel 4.12 Perbandingan nilai losses antara sebelum dengan setelah terpengaruh

Harmonisa…………………………………………………………………25Tabel 4.13 Nilai derating trafo……………………………………………………….26Tabel 4.14 Analisis perbandingan losses dan derating dengan standar……………27Tabel 4.15 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses……………27Tabel 4.16 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating…………27

2

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 hasil short-circuit ratio yang

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

menyebabkan losses, derating pada transformator juga semakin tinggi. Pada penelitian ini

3

akan dilakukan analisis losses 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 losses dan 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 mengenai losses dan derating yang 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

dengan beban seimbang.

4

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 transformatorSumber : 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):

voltdtdNp pe (2.1)

dimana:

ep = GGL induksi pada kumparan primer

Np = Jumlah lilitan kumparan primer

5

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 es pada kumparan sekunder:

voltdtdNs se (2.2)

dimana: Ns = Jumlah lilitan kumparan sekunder.

Dari persamaan ep dan es didapatkan perbandingan lilitan berdasarkan

perbandingan GGL induksi, yaitu:

NsNpeea sp (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.

Gambar 2.2 Gardu trafo tiang tiga fasaSumber : Setiadji, 2001

6

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):

IVS ..3 (2.4)

Dari perumusan di atas maka untuk menghitung arus beban penuh (full load) dapat

menggunakan rumus (Burke, 1994):

AV

SI FL ..3

(2.5)

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

A.V.3PF

PIL (2.6)

Sedangkan untuk perhitungan arus hubung singkat pada transformator digunakan rumus

(Burke, 1994):

AVZ

SI SC ..3.%

100. (2.7)

2.1.4. Total losses energi

Total Losses )P(PP ehcu

icu PP (2.8)

Untuk persen losses energi secara umum dapat menggunakan rumus:

%100% XkWh

kWhkWhlosses

jualsiap

jualjualsiap (2.9)

dimana:

kWhsiap jual = Energi siap jual

kWhjual = Energi yang dijual

2.1.5 Efisiensi ()

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

rugikeluarDayakeluarDaya

masukDayakeluarDaya)η(Efisiensi

masukDayarugi

1 (2.10)

7

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 nonlinierSumber : 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).

IU

0

F1

8

Gambar 2.4Bentuk gelombang arus dan tegangan pada beban nonlinierSumber : 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.

200 VOLTA

GENON-LINEARLOADCURRENT

1000

-10

0-

200

Degrees (0 –360)

9

2.2.4Distorsi harmonik total (Total Harmonic Distortion/THD)

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

THD juga dapat didefinisikan sebagai rasio antara nilai RMS dari komponenharmonisa dan nilai RMS dari fundamental. Harmonik tegangan atau arus diukur daribesarnya masing-masing komponen harmonik terhadap komponen dasarnya dinyatakandalam prosennya. Untuk memperoleh suatu parameter yang dipakai untuk menilaiharmonik tersebut dipakai THD (Susiono, 1999).THD dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut, yaitu:

1

1

2max

M

MTHD

h

hh

(2.11)

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

21

2

2

1

1

k

nnU

UTHD (2.12)

dimana:U1 = Komponen harmonik fundamentalUn = Kompponen harmonik ke-nK = 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:

100100% xII

hxVV

Vsc

h

s

hh (2.13)

100)()(

% xIIII

Visc

ihh (2.14)

dimana:

Vh = Tegangan harmonisa

Vs = Tegangan sistem

Ih = Arus harmonisa

Isc = Arus short circuit

h = Harmonisa

Isc/Ii = Rasio yang ada pada tabel Limit Distorsi Arus Harmonisa

Ii = Arus yang mengambil daya beban elektronik

10

Total Harmonic Distortion ( THD ) pada arus didefinisikan:

i

hh

THD I

II

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 harmonisamaksimum

Voltage at PCC Individual ComponentVoltage 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 % OFFUNDAMENTAL

ISC/ILHarmonic order (Odd Harmonic)

THD(%)< 11 11 h 17 17h 23 23 h 25 35h

<20* 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.020-50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.050-100 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 PCCAnd IL = Maximum load current ( fundamental frequency )at PCC

11

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 Perhitungan losses pada transformator akibat harmonisa

Load loss (PLL) dapat dipertimbangkan dengan dua komponen yaitu I2R loss dan

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

ECLL PRIP .2 (2.16)

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

dengan frekuensi.22 .. hIKP ECEC (2.17)

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

).(.)( 222 upPhxIIP REChhLL (2.18)

dimana:

PEC-R = Faktor eddy current loss

h = Angka harmonisa

Ih = Arus harmonisa

Ih2 merupakan komponen rugi I2R dalam p.u, sedangkan ( Ih

2 × h2) PEC-R merupakan

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 12.5 - 5 481 V LV 1 - 5

> 5 482 V LV 9 -15Sumber : Dugan, 2003

2.4 Perhitungan derating pada transformator akibat harmonisa

Harmonisa arus menimbulkan pemanasan pada bagian-bagian transformator,

sehingga akan mengakibatkan peningkatkan rugi-rugi dan penurunan efisiensi pada

12

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):

pengenalKVAxTHDFbaruKVA (2.19)

100%xsesaat)phasepuncak(arusrms)phase(arusx1,414THDF

%100It)puncakIsx(Ir

31

It)rms)Isx(Ir31(x1,414

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

kapasitas pada transformator.

13

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. Data single line diagram sistem kelistrikan di Kampus Teknik Elektro Udayana.

3. Data jumlah dan kapasitas beban nonlinear yang terpasang pada feeder transformator

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

Metode pengumpulan data dengan melakukan pencarian data-data yang dipergunakan

dalam penelitian ini ke instansi-instansi yang terkait maupun wawancara dengan

narasumber.

14

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

Data single line diagram sistem kelistrikan

di Fakultas Teknik Universitas Udayana.

Data jumlah dan kapasitas beban nonlinear

yang terpasang pada feeder trafo 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.

Menganalisis losses pada trafo daya

Menganalisis THD hasil pengukuran dan

simulasi berdasarkan IEEE Standard 519-1992.

Menganalisis derating 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.

Menganalisis losses transformator pada

kondisi beban nol.

15

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 4.1 Single line diagram sistem kelistrikan Fakultas Teknik Universitas Udayana

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

Fakultas Teknik Universitas Udayana

Daya aktif total pada feeder trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana yang

terukur adalah sebesar 118140 Watt, sedangkan daya aktif total yang terpasang beban-

16

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)AktifDaya

=967.0

106326

= kVA109.95

Arus beban nonlinier (A) =(V)V.3

(VA)S

sistem

=05.381

109950

= A288.54

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 Cos φ tiap 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

adalah sebesar 0.967.

17

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 Ztxx3MVA

-kV 2

()

= 0.032 Ω

Dimana X/R = 3.638, maka;

Z2 = 22 RZ

= 14.23 R2

karena R = Rs sehingga;

Rs =14.23

Z()

= 0.0085 Ω

18

Sedangkan nilai Ls (induktansi sumber) adalah sebagai berikut;

Ls = L =fπ2

X(Henry)

Ls =fπ2

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

3Beban (Watt)

= 35442 Watt

R beban =P

V 2

= 36.1 Ω

Karena beban yang terpasang bersifat induktif, maka komponen induktansi dari

beban adalah:

C =.RF.R.f34

1(Farad)

=1.360.05x50x x34

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

penyearah 220 Vac.= 0424.0 Farad

Sehingga dengan nilai C = 0,0424 Farad akan didapat nilai induktansi dengan

persamaan sebagai berikut;

L =Cf.π2R0.236

(Henry)

= 0241.0 Henry

19

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)

1 100.00 200.193 7.74 15.505 4.33 8.667 3.00 6.009 2.25 4.5011 1.74 3.4813 1.39 2.7715 1.14 2.2917 0.95 1.9019 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

trafo di Fakultas Teknik Universitas Udayana adalah sebagai berikut;

20

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)

1 100.00 219.333 0.66 1.455 0.62 1.357 0.59 1.299 0.57 1.2411 0.54 1.1913 0.51 1.1315 0.48 1.0617 0.45 0.9919 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

Berdasarkan hasil pengukuran dan hasil simulasi diatas, maka diperoleh nilai

THD arus dan THD tegangan sebagai berikut;

21

Tabel 4.4 Perbandingan nilai THDi dan THDv hasil pengukuran dengan simulasi

Hasil pengukuranTHD arus (%)

Hasil simulasiTHD arus (%)

Hasil pengukuranTHD tegangan (%)

Hasil simulasiTHD 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 = %100SimulasiHasil

SimulasiHasil-PengukuranHasil

= %4.19%10010.02

10.02-9.6

% Kesalahan THDv = %100SimulasiHasil

SimulasiHasil-PengukuranHasil

= %29.4%1001.63

1.63-1.7

Tabel 4.5 Persentase kesalahan nilai THDi dan THDv hasil 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 Udayana4.4.1 Analisis THD arus di Fakultas Teknik Universitas Udayana

Menurut IEEE Standard 519-1992, untuk menentukan standar batas maksimumTHDi pada utiliti, maka harus diketahui terlebih dahulu rasio hubung singkat (short-circuit ratio). SCratio dapat dicari dengan menggunakan rumus

L

SCratio I

ISC

ISC =3V.3%Z.

100xS

22

=38.0x3x4

100x200= A7596.71

IL =3V.3

S

=380x310x200 3

= A87.303

maka;

SCratio =L

SC

II

=87.30371.7596

= 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 StandarTHDi (%)

PengukuranTHDi (%)

SimulasiTHDi (%) Ket

FeederTrafo 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

perbandingan antara nilai hasil simulasi THD tegangan dengan IEEE standard 519-1992.

23

Tabel 4.7 Analisis THD tegangan menurut IEEE Standard 519–1992

Lokasi StandarTHDv (%)

PengukuranTHDv (%)

SimulasiTHDv (%) Ket

FeederTrafo 5 1.7 1.63

TidakMelebihiStandar

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%.

4.5Analisis Losses dan Derating Pada 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 Analisis losses sebelum 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 nilai losses pada 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= 2.98 x 0.8= 3.51 kVA

24

kVAbaru = 200 kVA – 3.51 kVA = 196.49 kVA

Pbase = CosS.

= 200 kVA × 0.8

= 160 kW

% Susut trafo = %100x160

98.2

= 1.86 %

Efisiensi trafo () = 100%xMasukDayarugi

1

= %98.14100%x1602.981

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 Analisis losses setelah terpengaruh harmonisa

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

terpengaruh harmonisa) adalah : )u.p(P.)hxI(IP REC22

h2

hLL

Dari data hasil pengukuran, maka dapat dicari nilai losses pada trafo 200 kVA

setelah terpengaruh harmonisa seperti dibawah ini:

S = 200 kVA

Cosφ rata-rata = 0.967

PBase satu fasa = 3/CosS. ratarata

= 30,967)/kVA x(200

= 111.66 kW

PBase tiga fasa = ratarataCosS.

= 200 kVA × 0.967

= 193.40 kW

25

Tabel 4.8 Perhitungan losses pada phasa R

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

2 x h2

1 100.0 157.6 1.000 1.000000 1.00003 8.0 12.6 0.080 0.006400 0.05765 4.1 6.6 0.041 0.001681 0.04207 5.0 7.8 0.050 0.002500 0.12259 2.9 4.5 0.029 0.000841 0.068111 1.3 2.0 0.013 0.000169 0.020413 1.0 1.5 0.010 0.000100 0.016915 0.8 1.2 0.008 0.000064 0.014417 0.4 0.6 0.004 0.000016 0.004619 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 = REC22

h2

h P).hxI(I , di mana nilai PEC-R sesuai 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.

• Penambahan losses pada 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 penambahan losses pada phasa R sebesar:

Losses fasa R = Pcu + Pi

= 1.32 + 0.39

= 1.71 kW

26

Tabel 4.9 Perhitungan losses pada phasa S

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

2 x h2

1 100.0 206.7 1.000 1.000000 1.00003 4.6 9.4 0.046 0.002116 0.01905 6.6 13.6 0.066 0.004356 0.10897 2.6 5.4 0.026 0.000676 0.03319 1.7 3.4 0.017 0.000289 0.023411 1.0 2.1 0.010 0.000100 0.012113 0.7 1.4 0.007 0.000049 0.008315 0.5 1.0 0.005 0.000025 0.005617 0.4 0.8 0.004 0.000016 0.004619 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 = REC22

h2

h P).hxI(I , di mana nilai PEC-R sesuai tabel 2.4 adalah 1%.

= 1.007636 + 1.2184 × 0.01

= 1.019820 p.u (total losses)

Sehingga rugi I2

R bertambah sebesar 0.007636 p.u dan rugi eddy current

bertambah sebesar 0.002184 p.u.

• Penambahan losses pada 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 penambahan losses pada phasa S sebesar:

Losses fasa S = Pcu + Pi

= 0.85 + 0.24

= 1.09 kW

27

Tabel 4.10 Perhitungan losses pada phasa T

Order T (%) Ih (A) Ih (pu) Ih2 Ih

2 x h2

1 100.0 189.0 1.000 1.000000 1.00003 6.3 11.8 0.063 0.003969 0.03575 3.8 7.3 0.038 0.001444 0.03617 4.6 8.7 0.046 0.002116 0.10379 2.3 4.2 0.023 0.000529 0.042811 1.3 2.4 0.013 0.000169 0.020413 0.9 1.6 0.009 0.000081 0.013715 0.7 1.4 0.007 0.000049 0.011017 0.6 1.1 0.006 0.000036 0.010419 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 = REC22

h2

h P).hxI(I , di mana nilai PEC-R sesuai 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 penambahan losses pada phasa T sebesar:

Losses fasa T = Pcu + Pi

= 0.94 + 0.32

= 1.26 kW

28

Tabel 4.11 Losses setelah terpengaruh harmonisa

Phasa THD (%) Ih2 (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, rugi Eddy Current dan rugi-rugi bebannya

(PLL).

• Analisis penambahan losses akibat harmonisa:

Setelah mendapatkan nilai losses trafo sebelum dan setelah terpengaruh

harmonisa, maka total losses trafo dapat ditentukan sebagai berikut;

Penambahan losses akibat harmonisa = Losses fasa R + Losses fasa S + Losses fasa T

= 1.71 kW + 1.09 kW + 1.26 kW

= 4.06 kW

Total losses (dalam kW) = Losses sebelum harmonisa + Losses akibat 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 = %100x193.40

6.81

= 3.52 %

Efisiensi trafo () = 100%xMasukDayarugi

1∑

= %100x40.193

81.61

= %48.96

29

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 perbandingan losses sebelum dan setelah terpengaruh harmonisa

Berdasarkan hasil perhitungan diatas, maka diperoleh nilai losses sebelum dan

setelah terpengaruh harmonisa sebagai berikut;

Tabel 4.12 Perbandingan nilai losses antara 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 nilai losses trafo 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 menghasilkan losses yang

lebih tinggi.

4.5.4 Analisis derating

Nilai THDF (Transformator Harmonic Derating Factor) dapat ditentukan

dengan menggunakan rumus sebagai berikut (Tribuana, 1999);

THDF = %100xIt)puncak+Is+(Irx

31

It)rms)+Is+(Irx31(x1,414

Sehingga THDF dapat dicari sebagai berikut;

THDF = %100x)9.3185.3140.267(x

31

))0.1897.2066.157(x31(x414,1

= %100x13.30079.260

30

= 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) = 35.25967.0x22.26 kW

Derating trafo (%) = %11.13%100x200

22.26

Tabel 4.13 Nilai derating trafoTHDF

(%)

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 Perbandingan Losses dan Derating setelah 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 perbandingan losses dan derating dengan standarDalam (%) Dalam (kW)

Standar

LossesLosses Derating

Standar

LossesLosses Derating

1.49 3.52 13.11 2.98 7.04 25.35

Dari data di atas, losses dan derating pada trafo melebihi standar yang telah

ditentukan oleh SPLN 50: 1997, dimana nilai perhitungan losses trafo lebih besar 2-3 kali

dari nilai standar dan nilai derating (nilai losses keseluruhan pada trafo) lebih besar 8-9

kali dari nilai standar.

31

4.7 Analisis Penambahan Losses dan Derating Akibat THD Arus

Analisis penambahan losses dan derating yang diakibatkan oleh THD arus

dapat dilihat sebagai berikut;

Tabel 4.15 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan lossesTHD Arus rata-rata (%) 9.6

Losses(%) 3.52

(kW) 7.04

Gambar 4.5 Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan losses

Dari data di atas terlihat bahwa harmonisa berdampak terhadap penambahan

losses pada gardu transformator. Jadi semakin besar harmonisa maka semakin besar pula

penambahan lossesnya.

Tabel 4.16 Analisis kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating

THD Arus rata-rata (%) 9.6

Derating(%) 13.11

(kW) 25.35

Gambar 4.6Diagram kenaikan THD arus menyebabkan kenaikan derating

32

Dari data di atas terlihat bahwa harmonisa mengakibatkan derating atau

penurunan kapasitas pada gardu transformator. Jadi semakin besar harmonisa maka

semakin besar pula deratingnya.

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

THDv sebesar 1.63%.

2. Losses secara 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

ilmu dan teknologi lebih lanjut terhadap dampak THD, sehingga dapat diketahui seberapa

besar dampak dari kandungan THD yang ada pada sistem tenaga listrik sekarang ini.

33

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

2009.