HARMONISA PADA SISTEM DISTRIBUSI TENAGA LISTRIK Anang Mawardi, Muhammad Firmansyah PT PLN (Persero) Puslitbang Ketenagalistrikan 1. Dasar Teori Harmonisa di diskripsikan sebagai komponen yang memiliki frekuensi kelipatan bulat dari frekuensi dasar . Gelombang tegangan dan arus yang terdistorsi (tidak sinusioidal murni) secara periodik dapat dipisahkan menjadi komponen sinusoidal dengan frekuensi dasar dan frekuensi kelipatannya. Salah satu teknik untuk menguraikan gelombang periodik non sinusioidal menjadi komponenkomponen gelombang sinusioidal dengan menggunakan deret fourier. 1.5
1
1
0.8
0.5
0.6
0 -1
1
-0.5
3
5
7
-1
0.4 0.2
-1.5
0 f1
3f1
5f1
Dekomposisi
1
2
(a)
3
4
5
(b)
Gambar 1. (a) Dekomposisi gelombang harmonisa kelipatan 1,3 dan 5 (b) Spektrum frekuensi Gambar 1 (a) dan (b) memperlihatkan contoh dekomposisi gelombang dengan frekuensi dasar 1, 3 dan 5 dengan amplitude berbeda yang menghasilkan gelombang dekomposisi.
1.a Kualitas daya yang berhubungan dengan harmonisa Total harmonic distortion (THD) Merupakan perbandingan antara total seluruh kontribusi harmonisa individu terhadap frekuensi dasar dengan formulasi untuk tegangan dan arus : √∑
THDV Vh V1 THDI Ih I1
= total distorsi harmonisa tegangan = tegangan efektif harmonisa orde –h = tegangan efektif frekuensi fundamental = total distorsi harmonisa arus = arus efektif harmonisa orde –h = arus efektif frekuensi fundamental
√∑
Total demand distortion (TDD) Perbandingan antara total harmonisa harus terhadap arus beban, arus beban merupakan arus beban rata-rata (Il) yang diukur pada beban arus tertinggi pada Point of common coupling (PCC) dalam periode 15 – 30 menit (mengikuti saran dari standar IEEE-519). √∑
K factor K factor merupakan indeks yang berhubungan dengan kemampuan trafo distribusi atau trafo aplikasi khusus untuk bekerja pada batas-batas thermal pada kondisi beban berharmonisa, trafo ini dirancang untuk beroperasi pada kepadatan fluks yang lebih rendah dari desain konvensional untuk mengakomodasi tambahan fluks oleh arus harmonisa. Dalam IEEE tutorial pemodelan dan simulasi ditetapkan sebagai berikut ∑ ∑
( )
∑[
]
( )
Displacement, distortion and total power factor Dengan meningkatnya distorsi harmonisa, pendefenisian factor daya sebagai cosinus dari perbedaan sudut antara tegangan dan arus fundamental perlu didefenisikan kembali untuk mengakomodasi dari kontribusi nilasi rms dari harmonisa arus dan tegangan. Cosinus perbedaan sudut antara arus dan tegangan di defenisikan sebagai displacement power factor (DPF), sedangkan distorsi harmonisi diwakili oleh True power factor (TPF), sedangkan factor daya total (PFtotal) didefenisikan sebagai
(
)(
(
)
∑ √∑
√
√∑
(
)
)
Dimana P1 , V1 , I1 berhubungan dengan frekuensi fundamental dan Ph , Vh , Ih berhubungan dengan frekuensi harmonisa. Atau dapat dihitung langsung dengan I PF 1 DPF I dimana : DPF = kosinus selisih sudut antara tegangan dan arus I1 = nilai rms arus komponen fundamental I = nilai rms arus
1.b Sumber-sumber harmonisa 1.c Efek harmonisa pada sistem peralatan distribusi Fenomena harmonisa dan kemungkinan propagasi harmonisa dari sumber ke beban-beban lain atau kearah pembangkitan dapat di ilustrasikan dari gambar 4 secara garis besar efek yang dapat diberikan oleh harmonisa adalah : -
Meningkatkan biaya energi Memperpendek umur peralatan Meningkatkan losses.
Gambar 2. Ilustrasi aliran harmonisa (a) Aliran daya frekuensi fundamental (b) Aliran daya harmonisa (sumber : [4]) Generator G dengan asumsi tegangan internal murni sinusoidal dibebani resistor murni Rl melalui sebuah converter, Generator menyuplai daya sebesar Pg1 pada titik kopling bersama (PCC) daya diserap oleh beban Pl1 dan diserap oleh converter sebesar Pc1 serta diserap oleh jaringan sebesar Ps1 1. Penambahan Losses Trafo Arus dengan harmonisa dengan frekuensi yang tinggi akan menimbulkan tambahan losses akibat bertambahnya rugi-rugi edy current pada inti, meningkatnya rugi-rugi akan menaikkan suhu trafo. Demikian pula pada konduktor belitan trafo, skin effect akan terasa lebih besar dan meningkatkan resistasi konduktor, meningkatnya resistansi konduktor belitan akan menaikkan disipasi daya pada belitan yang pada akhirnya akan meningkatkan suhu konduktor. Pada trafo dengan belitan tersier delta, dapat mengurangi harmonisa keliapatan-3 pada sisi primer, perlu diperhatikan rating daya dari trafo tersebut (umumnya 1/3 dari kapasitas trafo) terutama yang terhubung dengan beban berharmonisa tinggi. Meningkatnya disipasi daya baik pada inti maupun belitan akan meningkatkan temperatur yang dapat memperpendek umur dari isolasi belitan maupun minyak trafo.
2.5
Joule Losses
2 1.5 1 0.5 0 0
20
40
60
80
100
% THD Gambar 3. Kenaikan joule losses akibat distrosi arus Gambar 5 memperlihatkan kenaikan joule losses akibat harmonisa arus pada konduktor, dengan kondisi losses awal saat tanpa harmonisa pada skala 1, harmonisa arus 100% akan menaikan joule losses hingga dua kali lipat dari kondisi semula. 2. Meningkatnya arus netral dan resistansi jaringan Harmonisa arus kelipatan tiga secara teori merupakan arus urutan nol yang akan mengalir melalui netral, pada sistem yang tidak setimbang dan berbeban harmonisa yang tinggi memungkinkan besarnya arus netral lebih besar dari arus fasa itu sendiri. Mengalirnya harmonisa frekuensi tinggi pada konduktor dapat meningkatkan resistansi dari konduktor, untuk jaringan kabel yang memiliki nilai kapasitansi yang relatif tinggi, arus harmonisa dengan frekuensi tinggi akan menambah losses akibat cendrung mengalirnya arus harmonisa tinggi ini melalui kapasitansi kabel. 3. Kondisi Resonansi Kondisi resonansi terjadi jika reaktasi kapasitif dan induktif pada salah satu titik memiliki nilai yang sama, baik itu resonansi seri atau pun parallel, pada kondisi resonansi jaringan hanya memiliki resistansi murni. Kondisi resonansi akan merusak tahanan isolasi pada kabel ataupun trafo akibat mengalirnya arus pada lapisan ini. Ilustrasi kejadian resonansi diperlihatkan pada gambar
Ih
Ih Ls
M Capacitor Bank
Beban Non Linear
R
Z
Beban Linear
(a) Diagarm instalasi
(b) Rangkaian ekivalen
Gambar 4. Ilustrasi peristiwa resonansi akibat harmonisa Sebuah instalasi yang terdiri dari beban nonlinier, beban linier yang mengandung resistansi dan induktansi serta kapasitor, dengan impedansi :
Kondisi resonansi terjadi saat komponen mendekati nol. Yang mengakibatkan impedansi yang sangat tinggi hingga menimbulkan harmonisa tegangan yang tinggi. 4. Akurasi pengukuran energi Peralatan pengkuran energi terbagi menjadi dua jenis, elektromekanis dan elektronik, akurasi kedua jenis alat pengukur energi ini dapat terpengaruh oleh harmonisa arus dan tegangan. Berdasarkan prinsip kerja dari kwh elektromekanik yang torka penggeraknya di hasilkan dari interaksi fluks dari kumparan arus dan tegangan, pada arus dengan harmonisa tertentu, arah torka yang dihasilkan tidak searah dengan torka komponen fundamental demikiran pula sifat material ferromagnetic dari kwh tidak berkorelasi linier terhadap frekuensi. Kombinasi kedua hal ini menyebabkan error pada kwh tipe ini dapat mencapai 20 %. Akurasi kwh elektronik dipengaruhi oleh sampling rate dan algoritma perhitungan dayanya, beberapa kwh elektronik sanggup mengukur hingga harmonisa ke 50 untuk mendapatkan tingkat akurasi yang lebih baik. 5. Efek pada generator Generator dengan beban arus harmonisa dapat mengalami pulsasi torka, pulsasi torka ditimbulkan akibat arus harmonisa memiliki komponen urutan positif dan negatif. Timbulnya pulsasi torka ini dapat mengakibatkan fibrasi dan memperpendek umur komponen2 generator seperti shaft, bearing.
1.d Overview Standar Limit Harmonisa
IEEE 519-1992 memberikan rekomendasi batas harmonisa tegangan untuk 3 tingkat tegangan, disamping total distrosi harmonisa, distorsi harmonisa individual tegangan juga dibatasi pada level tertentu. Tabel 3 memperlihatkan batasan-batasan tersebut. Tabel 1. Batas distorsi tegangan (IEEE 519-1992) Voltage Level
THDV (%)
Individual Voltage Distortion (%)
≤ 69 KV 69 KV - 161 KV > 161 KV
5 3 1
3 2 1
Batasan harmonisa arus IEEE standart 519-1992 untuk tegangan PCC dibawah 161 KV, mempergunakan criteria total demand distortion (TDD) sedangkan untuk tegangan lebih dari 161 KV mempergunakan nilai total harmonic distortion (THD). Penggunaan TDD dapat mengakomodir distorsi harmonisa arus pada saat kondisi beban rendah. Perbedaan level batasan distrosi arus juga dipengaruhi oleh rasio arus hubung singkat terhadap arus beban tertinggi di titik sambung bersama (PCC). Semakin besar rasio perbandingan Isc/IL batasan harmonisa arus juga semakin besar. Tabel 2. Batas distorsi arus sistem distribusi (120 V – 69000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE Standart 519-1992 Isc/IL < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h TDD < 20* 4 2 1.5 0.6 0.3 5 20 – 50 7 3.5 2.5 1 0.5 8 50 - 100 10 4.5 4 1.5 0.7 12 100 - 1000 12 5.5 5 2 1 15 > 1000 15 7 6 2.5 1.4 20 Catatan : * Seluruh peralatan pembangkitan dibatasi pada nilai ini tanpa memperhatikan I sc/IL - Harmonisa kelipatan genap dibatasi 25% dari limit kelipatan ganjil yang dibawahnya - Distorsi arus offset DC tidak diperkenankan Isc = arus hubung singkat pada PCC (point of common connection) IL = arus beban maksimum (frekuansi dasar ) pada PCC Tabel 3. Batas distorsi arus sistem distribusi (60001V – 161000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE Standart 519-1992
Isc/IL < 20* 20 - 50 50 - 100 100 - 1000 > 1000
< 11 2 3.5 5 6 7.5
11 ≤ h < 17 1 1.75 2.25 2.75 3.5
17 ≤ h < 23 0.75 1.25 2 2.5 3
23 ≤ h < 35 0.3 0.5 0.75 1 1.25
35 ≤ h 0.15 0.25 0.35 0.5 0.7
TDD 2.5 4 6 7.5 10
Tabel 4. Batas distorsi arus sistem distribusi (> 161000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE Standart 519-1992 Isc/IL < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h THD < 50* 2 1 0.75 0.3 0.15 2.5 > 50 3 1.5 1.15 0.45 0.22 3.75 Tabel 5. IEC 61000-2-2 Standar distorsi harmonisa tegangan untuk jaringan tegangan rendah umum Harmonisa Ganjil Harmonisa genap Harmonisa kelipatan tiga h
%Vh
h
%Vh
h
%Vh
5 6 2 2 3 7 5 4 1 9 11 3.5 6 0.5 15 13 3 8 0.5 >21 17 2 10 0.5 19 1.5 >12 0.2 23 1.5 25 1.5 >29 x x = 0.2 + 12.5/h Untuk h=29 , 31 dan 37 Vh = 0.63, 0.6, 0.56 dan 0.54 %
5 1.5 0.3 0.2
Tabel 6. IEC 61000-2-4 Standar distorsi harmonisa tegangan untuk Instalasi industri Harmonisa Ganjil Harmonisa Harmonisa genap kelipatan tiga h
%Vh
h
%Vh
h
%Vh
5 7 11 13 17 19 23
8 7 5 4.5 4 4 3.5
2 4 ≥6
3 1.5 1
3 9 15 21 ≥27
6 2.5 2 1.75 1
25 ≥29
3.5 y
y 5 11 / h
Untuk h=29 , 31, 35 dan 37 Vh = 3.1 , 3.0, 2.8 dan 2.7 % 2. Kondisi Harmonisa Pada Sistem Distribusi Jabar-Banten dan Distribusi Jakarta Raya- Tanggerang. 2.a Kondisi Harmonisa Pelanggan Tegangan Tinggi dan Tegangan Menengah dan JTM Harmonisa Tegangan Hasil pengukuran harmonisa tegangan rata-rata untuk 11 site dalam satu pekan, memperlihatkan 3 komponen harmonisa tegangan yang paling dominan masing-masing adalah harmonisa ke 5,7 dan 3. Dari data harmonisa sesaat, 4 Lokasi pernah mengalami THDv yang lebih dari 3 %, yaitu Toyogir, Asia Mall, Penyulang Cijedil dan Sukanegara GI Cianjur. Terutama untuk penyulang Cijedil dan Sukanegara yang mayoritas bebannya adalah perumahan, THDv yang terjadi perlu menjadi perhatian, mengingat umumnya THDv yang tinggi biasanya terjadi pada beban industri atau perkantoran. 3 2 3
2.5
4 5 6 7
2
8
IHD
9 10
1.5
11 12 13
1
14 15 16
0.5
17 18 19
0
20
PT. Toyo PT. Asia Mall PT Polifin Out Going Trafo 1 Penyulang PT PT LOC Sucofindo Giri Gunung 20 KV Kahatex Cijedil Asahimas Garuda
21
Gambar 5. Spektrum Harmonisa tegangan untuk pengukuran satu pekan
Tabel 7. Resume pengukuran harmonisa tegangan No
Lokasi
Pelanggan
Tipe Beban Dominan
Teg PCC (KV)
Standar Harmonisa Tegangan (IEEE519-
Harmonisa Tegangan Tertinggi (THDv) (%)
% Waktu THDv Melebihi Standar
1990)
R
S
T
R
S
T
1
GI Toyo Giri
PT. Toyo Giri
Industri / Arc Tanur
70
2,5
2,84
3,14
2,81
2
8
2
2
GI Cikarang
PT. Gunung Garuda
Industri / Arc Tanur
150
2,5
1,17
1,2
1,28
0
0
0
3
GI Tasikmalaya
Asia Mall
Bisnis / Pusat Perbelanjaan
20
5
3,5
3,7
3,97
0
0
0
4
GI Ujung Berung
PT Polifin
Industri / Tekstil
20
5
2,54
2,78
2,41
0
0
0
5
GI Cikarang
Out Going 20 KV
Perumahan
20
5
1,47
1,49
1,44
0
0
0
6
GI Rancaekek
Trafo 1 Kahatex
Industri / Tekstil
20
5
2,55
2,41
2,4
0
0
0
7
GI Cianjur
Penyulang Sukanegara
Perumahan
20
5
3,16
3,07
3,14
0
0
0
8
GI Cianjur
Penyulang Cijedil
Perumahan
20
5
3,37
3,45
3,36
0
0
0
9
GI Asahimas
PT Asahimas
Industri / Kimia elektrolisis
150
2,5
2,2
2,2
1,9
0
0
0
10
GI Asahimas
PT LOC
Industri / Kimia elektrolisis
20
5
0,63
0,59
0,59
0
0
0
11
GI Serang
Sucofindo
Perkantoran
20
5
1,23
1,22
1,16
0
0
0
Harmonisa Arus Karakter harmonisa yang berbeda diperlihatkan oleh pelanggan industri (funace) PT. Toyogiri dan Gunung Garuda, harmonisa orde ke-3 , 5 dan 11 dominan di Toyogiri, sementara di Gunung Garuda didominasi oleh harmonisa orde 5, 7 dan 11, penggunaan hubungan trafo Yyd di Gunung garuda berhasil menekan harmonisa orde ke-3 dengan tingkat THDi sebesar 6,89 % , dibandingkan penggunaan trafo hubungan Yy di toyogiri dengan tingkat harmonisa THDi sebesar 11,42%. Pelanggan bisnis Asia Mall dan Graha Sucofindo memperlihatkan tinkat harmonisa arus masing2 sebesar 13,2% dan 9,75%, dengan harmonisa orde 5, 7 dan 11 dominan di asia mall serta orde 5,3 dan 40 pada Sucofindo.
14 12 10 8 6 4 2 0 PT. Toyo Giri PT. Gunung Garuda
Asia Mall
PT Polifin
Out Going 20 KV
Trafo 1 Kahatex
Penyulang PT Asahimas Cijedil
PT LOC
Sucofindo
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
THD
Gambar 6. Spektrum Harmonisa arus untuk pengukuran satu pekan
Tabel 81 Resume pengukuran harmonisa arus
No
Pelanggan
Tegangan PCC (KV)
Isc PCC (KA)
IL (A)
Isc/IL
R
S
T
Standar Harmonisa Arus (TDD) (IEEE5191990)
R
S
T
R
S
T
1
PT. Toyo Giri
70
5
241
22
29
23
22
4
9
8
8
33
32
31
2
PT. Gunung Garuda
150
14
386
36
34
38
41
4
5
5
4
4
5
2
3
Asia Mall
20
4
49
81
25
30
28
12
9
9
11
0
0
0
4
PT Polifin
20
4
180
24
9
9
9
8
7
7
7
0
0
0
5
Out Going 20 KV
20
13
1171
11
5
6
5
5
3
3
3
0
0
0
6
Trafo 1 Kahatex
20
12
1636
7
4
4
4
5
4
4
4
0
0
0
7
Penyulang Sukanegara
20
4
273
14
9
10
9
5
2
2
2
0
0
0
8
Penyulang Cijedil
20
4
214
18
13
10
12
5
4
3
3
0
0
0
9
PT Asahimas
150
22
361
61
2
2
2
6
2
2
2
0
0
0
10
PT LOC
20
20
152
131
2
2
2
15
1
1
1
0
0
0
Harmonisa Arus Tertinggi (THDi) (%)
Harmonisa Arus Tertinggi (TDD) (%)
% Waktu TDD mlebihi standar
11
Sucofindo
20
12
8
1575
4
3
4
20
2
2
3
0
0
2.b Kondisi Harmonisa pada Gardu Distribusi Tegangan Rendah.
Tabel 2. Resume pengukuran harmonisa arus gardu distribusi No
Nama Gardu
Tipe Beban Dominan
Hasil pengukuran Arus (A) Fasa R
S
T
N
Arus Netral Perhitungan
% Deviasi Arus Netral
THDi (%) R
S
T
1
UNS
Universitas
284
392
337
167
94
79
14,9
15,8
14,9
2
DKN
Perumahan
474
484
434
168
46
267
11,6
12,9
13,1
3
SL
Perumahan
458
415
454
106
41
158
10,5
9,0
9,8
4
PSIT
Perumahan
338
340
280
141
59
139
15,6
14,3
13,1
5
PBKN
Perumahan
117
110
148
68
35
94
14,4
18,1
17,4
6
PPT
Perumahan
270
184
258
148
81
83
13,4
19,4
14,2
7
PSK
Perumahan
252
305
280
135
46
194
17,1
17,8
17,5
8
KBG
Perumahan
358
225
254
180
121
49
16,0
15,3
16,9
9
PGT
Perumahan
222
227
198
106
27
295
16,5
19,1
16,1
10
SKT
Perumahan
297
353
246
168
93
81
14,0
15,2
14,4
11
KPBATR1
Perkantoran
290
395
312
95
96
-1
5,3
4,9
4,6
12
KPBATR2
Perkantoran
90
70
60
45
26
70
21,4
8,4
10,1
13
KPBCTR1
Perkantoran
99
126
137
43
34
27
10,4
6,3
7,4
14
KPBCTR2
Perkantoran
286
331
318
65
40
62
5,9
7,9
4,8
15
KPBD
Perkantoran
302
270
200
90
90
0
5,4
7,2
5,3
16
DP
Perkantoran
450
360
398
95
78
21
7,0
3,6
6,4
17
BNI
Perkantoran
136
94
117
60
36
65
5,5
11,8
2,6
18
KWL
Perkantoran
59
43
56
15,5
15
5
9,1
3,2
7,2
19
RBA
Rumah Sakit
228
205
154
64
66
-2
5,8
7,3
5,4
20
APJ
Perkantoran
155
150
135
60
18
233
14,4
16,3
15,8
Tabel 30. Resume pengukuran harmonisa arus dan K-Factor gardu distribusi No
Nama Gardu
Lokasi
Tipe Beban Dominan
Kapasitas (KVA)
% KVA Beban Fasa Tertinggi
K-Facktor
% Rekomendasi Beban Maksimum
1
UNS
Tasikmalaya
Universitas
600
73
1,82
93
2
DKN
Tasikmalaya
Perumahan
400
86
1,18
98
3
SL
Tasikmalaya
Perumahan
400
78
1,20
98
4
PSIT
Tasikmalaya
Perumahan
400
64
1,23
97
5
PBKN
Tasikmalaya
Perumahan
315
32
1,59
94
6
PPT
Tasikmalaya
Perumahan
250
77
1,39
96
7
PSK
Tasikmalaya
Perumahan
400
54
1,35
96
8
KBG
Cianjur
Perumahan
250
97
1,34
96
9
PGT
Cianjur
Perumahan
200
80
1,36
95
10
SKT
Cianjur
Perumahan
250
97
1,23
98
11
KPBATR1
Serang
Perkantoran
630
43
1,04
100
12
KPBATR2
Serang
Perkantoran
630
10
1,48
96
13
KPBCTR1
Serang
Perkantoran
630
14
1,13
99
14
KPBCTR2
Serang
Perkantoran
630
35
1,05
100
15
KPBD
Serang
Perkantoran
630
35
1,05
100
0
16
DP
Serang
Perkantoran
400
85
1,05
100
17
BNI
Serang
Perkantoran
250
37
1,14
99
18
KWL
Serang
Perkantoran
100
39
1,13
99
19
RBA
Serang
Rumah Sakit
400
39
1,05
100
20
APJ
Bandung
Perkantoran
400
30
1,91
92
25
20
% THDi
15
10
5
0
3
5
7
9
11
13
15
THD
Gambar 7. Spektrum Harmonisa Gardu Distribusi Dari 20 gardu yang disurvey semuanya memiliki harmonisa arus lebih dari 5% , dan sebaran THD lebih dari 10% sebanyak 14 data (70%). Kontribusi harmonisa arus terbesar diberikan oleh arus harmonisa ke-3, 5 dan 7. Dengan masing-masing kontribusi 68%, 3% dan 2,5%. Atau total 73,5 % kontribusi dari ketiga harmonisa itu terhadap THDi.
3. Manajemen Harmonisa Pada Sistem Distribusi 3.a Pemasangan power quality meter Pengukuran level harmonisa merupakan salah satu kegiatan penting dalam melakukan investigasi. Pada beberapa kasus, level harmonisa dapat diketahui hanya dengan melakukan simulasi. Akan tetapi, pengukuran masih perlu dilakukan untuk beberapa tujuan, yaitu: -
Untuk mengetahui karakteristik level hamonisa keadaan yang telah ada, termasuk secara
statistik. -
Untuk mengetahui karakteristik sumber harmonisa
-
Untuk memvalidasi model simulasi
Adapun metode yang dilakukan untuk melakukan pengukuran level harmonisa adalah sebagai berikut: -
Pengukuran dilakukan titik sambung bersama (Point of Common Coupling – PCC). Titik ini
titik yang menghubungkan penyedia daya listirk langsung dengan konsumen, biasanya terdapat pada titik metering pelanggan yang terdapat pada sisi tegangan rendah trafo. -
Lama pengukuran harmonisa:
o
Untuk mendapatkan level harmonisa dalam jangka pendek, dilakukan pengukuran untuk
mendapatkan data level harmonisa 3 detik yang dapat digunakan untuk mengetahui besarnya gangguan yang dirasakan oleh peralatan elektronik. Pengukuran ini biasanya dilakukan selama 1 hari. o
Untuk mendapatkan level harmonisa untuk jangka panjang, dilakukan pengukuran
harmonisa 10 menit. Pengukuran ini bertujuan untuk mendapatkan besarnya efek termal yang dirasakan peralatan, seperti motor, trafo, kabel, capacitor bank, dll. Pengukuran ini biasanya dilakukan selama 1 minggu agar data yang didapatkan terpenuhi secara statistik. 3.b Assement Instalasi Pelanggan Untuk mengetahui level harmonisa dan tingkat kelayakan operasinya, maka perlu dilakukan asesmen terhadap instalasi kelistikan, baik calon pelanggan yang ingin berlangganan listrik, maupun pelanggan yang sudah ada. Skema asesmen harmonisa untuk pelanggan yang sudah ada dapat dilihat pada Gambar 8.
Mulai
Pilih PCC
Minimisasi Harmonisa
Ukur THD
ya
THD < THDstd ?
THD dalam toleransi?
tidak
ya
tidak
tidak
ya
Sambungan listrik diputus
Selesai
THD dapat diminimisasi?
tidak
Bersedia bayar penalti? ya
Gambar 8 Skema Asesmen Emisi Harmonisa Pelanggan Lama
Sedangkan skema asesmen emisi harmonisa untuk calon pelanggan listrik baru dapat dilihat pada Gambar 9. Mulai
Rancang Sistem Tenaga
Minimisasi Harmonisa
Hitung THD
ya THD < THDstd ?
tidak
ya
Rancangan Sistem diterima
THD bisa diminimasi? tidak
Rancangan Sistem ditolak
Selesai
Gambar 92 Skema Asesmen Emisi Harmonisa Calon Pelanggan Baru
3.c Pengelompokkan pelanggan dan pemasangan filter
1. Sedapat mungkin meletakkan beban sumber harmonisa pada sisi hulu dari sistem distribusi, sebagai contoh lay out beban pada sistem distribusi daibawah ini : Z2 Beban-beban sensitif Z1 Beban-beban Non linier
Gambar 10. Meletakkan beban non linier pada sisi hulu 2. Melakukan pengelompokan beban pada penyulang tertentu, dan mencegah untuk mencampurkan beban penghasil harmonisa dari beban-beban yang sensitive. Beban-beban sensitif Beban-beban Non linier 1 Beban-beban Non linier 2
Gambar 11 Pengelompokan beban non linier di penyulang tertentu 3. Memisahkan sumber beban non linier, salah satunya memisahkan trafo untuk beban-beban non linier dan beban-beban yang sensitive terhadap harmonisa. Beban-beban sensitif Beban-beban Non linier
Gambar 12. Pemisahan sumber untuk beban non linier 4. Menggunakan trafo dengan hubungan belitan tertentu dapat menekan harmonisa pada orde tertentu, table memamparkan beberapa tipe hubungan belitan trafo dan orde harmonisa yang dapat di tekan Tabel 11 Hubungan Belitan Trafo Hubungan Belitan
Orde Harmonisa yang direduksi
D- y-d
5, 7
D–y
Kelipatan 3
DZ 5
5
h5, h7, h11, h13 h11, h13 h5, h7, h11, h13
Gambar 33 Reduksi harmoisa 5,7 dengan hubungan Belitan Trafo Dyd
5. Menambahkan reaktor pada jaringan, hal ini dilakukan untuk memperbaiki kualitas arus pada variable speed drive, dengan menambahkan reaktor akan meningkatkan impedansi jaringan yang akibatnya akan menekan magnitude arus harmonisa. Pemasangan filter harmonisa Filter harmonisa dapat dibagi menjadi tiga kategori, yaitu : filter pasif, filter aktif dan filter campuran: Filter pasif Aplikasi tipikal
:
Prinsip operasi
:
Kriteria Pemilihan
:
- Instalasi dengan beban non linier lebih dari 200 kVA. - Membutuhkan elemen koreksi factor daya. - Penurunan distorsi tegangan dibutuhkan untuk mencegah gangguan pada peralatan yang sensitive terhadap distorsi tegangan. - Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban - Menggunakan rangkaian filter LC yang tune pada orde harmonisa tertentu dan dipasang paralel dengan sumber harmonisa. Rangkaian bypass ini mencegah harmonisa masuk ke sistem distribusi. - Membutuhkan pengukuran awal untuk menentukan orde harmonisa yang akan dieliminasi. - Efektifitas filter dapat berubah jika kondisi harmonisa pada beban berubah dari kondisi pada saat tuning filter di rancang. - pada saat beban rendah kadang-kadang harus di padamkan.
Filter aktif Aplikasi tipikal
:
Prinsip operasi
:
Kriteria Pemilihan
:
Filter hybrid
- Instalasi dengan beban non linier lebih kecil dari 200 kVA - Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban - Menggunakan peralatan elektronika daya yang mengkompensasi arus atau tegangan harmonisa yang dihasilkan - Memiliki rentang eleiminasi orde harmonisa yang tinggi dan dapat bekerja pada tipe beban yang berubah-ubah - Rating daya peralatan umumnya tidak terlalu besar
Aplikasi tipikal
:
Prinsip operasi Kriteria Pemilihan
: :
- Instalasi dengan beban non linier lebih dari 200 kVA. - Membutuhkan elemen koreksi factor daya. - Penurunan distorsi tegangan dibutuhkan untuk mencegah gangguan pada peralatan yang sensitive terhadap distorsi tegangan. - Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban - Limit harmonisa sangat ketat - Mengabungkan cara kerja filter aktif dan pasif - Mengkombinasikan keuntungan dari filter aktif dan pasif
Prinsip operasi ketiga filter ini diperlihatkan pada gambar
(a)
(b)
(c)
Gambar 44 Prinsip operasi (a) Filter aktif (b) Filter pasif (c) Filter hibird
4. Kesimpulan dan saran Kesimpulan Berdasarkan hasil kajian harmonisa pada sistem distribusi, diperoleh kesimpulan antara lain:
Telah didapat karakteristik harmonisa dari berbagai jenis peralatan dan jenis beban berdasarkan kelasnya (fasilitas umum, industri, komersial dan transportasi)
Masalah harmonisa sangat berkaitan langsung dengan losses tambahan maupun umur peralatan listrik, baik dari trafo, jaringan, dan perlu segera diantisipasi sesuai dengan standar internasional yang ada tipikal dari karakteristik beban
Sistem pentarifan listrik di Indonesia bergantung kepada kWh dan kVArh, dengan basis RMS yang berbasis DPF. Pada sistem yang terdistorsi harmonisa, pengukuran akan benar jika menggunakan meter berbasis true RMS.
Arus netral pada sistem tiga-fasa empat-kawat mengalir pada kondisi beban tidak seimbang linier dan ketika beban non linier, sekalipun kondisi pembebanannya
seimbang, akan menghasilkan arus kawat netral yang bisa jauh lebih besar dari kawat fasa dan susut daya tambahan pada kawat netral.
Berdasarkan hasil studi banding di Singapura, Portugal, Jerman, dan Jepang, belum ada pentarifan khusus terkait harmonisa dikarenakan telah ada aturan khusus mengenai level harmonisa tegangan maupun arus yang diijinkan. Namun, telah ditetapkan faktor daya yang tinggi.
Hasil kajian ini dapat digunakan sebagai salah satu bahan masukan penyusunan draft SPLN tentang harmonisa.
Saran
Semua meter PLN yang mengukur transaksi jual beli listrik dengan tingkat harmonisa yang tinggi selayaknya menggunakan meter true RMS dan dapat mengukur pengaruh komponen harmonisa.
Untuk mendukung hasil pembacaan meter elektronik yang benar, perlu diperhatikan kelas maupun jenis PT dan CT yang sesuai dengan meter yang digunakan, khususnya untuk pelanggan pengukuran tidak langsung (pelanggan besar) dengan level harmonisa tinggi.
Perlu perubahan aturan pentarifan dan /atau pinalti yang semula berdasarkan DPF menjadi berdasarkan TPF.
Diperlukan kawat netral minimal mempunyai luas penampang yang sama dengan luas kawat fasa, khususnya pada trafo.
Untuk pelanggan yang mengeluarkan emisi harmonisa yang melewati batas toleransi, diwajibkan menggunakan filter harmonisa.
Perlu dipasang permanent monitoring untuk kualitas daya untuk pelanggan premimum dan pelanggan yang diduga akan memproduksi harmonisa tinggi.
Untuk beban dengan polusi harmonisa tinggi, sebaiknya melakukan derating pada trafo atau menggunakan K-rating trafo.
Perlu dilakukan asesmen emisi harmonisa untuk instalasi calon pelanggan baru (khususnya yang secara tipikal akan memproduksi polusi harmonisa tinggi).
Pelanggan perlu dianjurkan untuk mengusahakan pengurangan harmonisa, misalnya dengan cara memasang filter harmonisa yang sesuai.
Untuk mendukung Peraturan Menteri ESDM no.4 tahun 2009 tentang aturan distribusi tenaga listrik, perlu didukung dengan aturan disisi peralatan (SNI) yang dapat mengacu pada IEC 61000-3-2
