karya ilmiah analisis losses dan derating · pdf filetrafo daya dirancang untuk menyalurkan...
TRANSCRIPT
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.