## Studi Penempatan dan Kapasitas Pembangkit Tersebar terhadap Profil Tegangan dan Rugi Saluran pada Saluran Marapalam

## Syukri Yunus* dan Imbang Ismail
Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Andalas * Corresponding author, e-mail: syukri_yunus@ft.unand.ac.id
Abstrak —Penelitian ini bertujuan untuk untuk mengurangi rugi daya dan meningkatkan profil tegangan berdasarkan  penempatan  dan  kapasitas  DG  yang  optimal  di  jaringan  distribusi  penyulang  Marapalam. Metode  yang  digunakan  adalah  metode Sensitivity analisis  dengan  salah  satu  analisisnya  adalah menggunakan Loss  Sensitivity  Factor (LSF)  dan  metode Voltage  Sensitivity  Index (VSI).  Hasil  kedua metode ini dibandingkan dengam  metode trial and error .  DG dapat  mengurangi rugi daya pada saluran dan  penempatan  DG  yang  tepat  untuk  mendapatkan  rugi  daya  yang  minimal.  ETAP  12.6  diaplikasikan untuk  menghitung  sensitivitas  rugi  daya,  sensitivitas  tegangan  jaringan  guna  memperoleh  penempatan DG  yang  optimal.  Berdasarkan  studi  kasus  jaringan  distribusi  penyulang  marapalam,  diperoleh  lokasi optimal  dari  DG photovoltaic adalah  pada  bus  147B  dengan  injeksi  daya  sebesar  75%    daya  yang disalurkan  ke  saluran  Marapalam.  Penempatan  ini  mampu  mengurangi  rugi  daya  aktif  dan  reaktif  dari 35,792 kW dan 57,363 kVar menjadi 8,159kW dan 13,079kVar. Sedangkan lokasi yang optimal dari DG turbin  angin  adalah  pada  bus  293T  dengan  penetrasi  45%  dari  daya  yang  disalurkan  ke  saluran Marapalam mampu mengurangi rugi daya aktif dan reaktif menjadi 24,89kW dan 39,9kVar.
Kata Kunci : Pembangkit Tersebar, rugi daya, analisa sensitivitas.
Abstract —This study aims to  reduce the  power loss and  increase  the  voltage  profile  based on optimal placement  and  DG  capacity  on  feeder  Marapalam.  The  applied  methods  are  the  Sensitivity  analysis method  with  Loss  Sensitivity  Factor  (LSF)  and  Voltage  Sensitivity  Index  (VSI).  The  results  of  both methods  are  compared  with  trial  and  error  method.  DG  can  reduce  power  losses  on  the  lines  and  DG placement must be appropriate to obtain minimal power loss. Using ETAP 12.6, the sensitivity of power losses  and  the  sensitivity  of  network  voltages  of  Marapalam  distribution  network  are  calculated.  The optimal  location  on  DG  photovoltaic  is  on  a  147B  bus  with  a  power  injection  of  75%,  able  to  reduce active and reactive power losses from  35,792 kW and 57,363 kVar to 8,159kW and 13,079kVar. While the optimal location on DG wind turbine is on bus 293T with penetration of 45% of the power supplied to the Marapalam line, able to reduce the active and reactive power to 24,89kW and 39,9kVar.
Keywords : Distributed Generator power loss, sensitivity analysis

## 1. Pendahuluan
Energi  listrik  merupakan  suatu  bentuk  energi yang  sangat  penting  dalam  kehidupan  manusia pada  zaman  ini.  Faktor  pertumbuhan  penduduk yang terus meningkat membawa banyak pengaruh dalam kehidupan, khususnya dalam bidang energi listrik. Hal ini menyebabkan terjadinya peningkatan  kebutuhan  kapasitas  energi  setiap tahun.  Keadaan  ini  tidak  didukung  oleh ketersediaan  cadangan  energi  di  Indonesia mengingat sebagian besar pembangkit di Indonesia  masih  banyak  menggunakan  bahan bakar  fosil.  Solusi  terkait  permasalahan  tersebut adalah  diversifikasi  energi,  salah  satunya  ialah mengembangkan  energi  terbarukan.  Di feeder
Marapalam,  pada  beberapa  tahun  terakhir  telah terjadi perkembangan yang cukup pesat dalam hal permintaan  energi  listrik  karena  meningkatnya aktivitas perindustrian dan juga perdagangan.
GIS ( Gas Insulated Switchgear ) Simpang Haru merupakan  gardu  induk  yang  menyuplai  daya  ke feeder Marapalam  dengan  menggunakan  sistem jaringan  radial  20  kV.  Semakin  bertambahnya permintaan  energi  listrik  pada feeder marapalam maka  semakin  besar juga  beban  yang  ditanggung oleh  GIS  Simpang  Haru.  Apabila  beban  yang dilayani  oleh  GIS  semakin  banyak  dan  jaraknya jauh  dari  gardu  induk  maka  hal  ini  dapat menyebabkan rugi-rugi daya dan penurunan profil tegangan.
Untuk  mengatasi  permasalahan  tersebut, maka  perlu suatu  solusi terkait  beban listrik  pada GIS. Salah satu caranya adalah dengan mengaplikasikan pembangkit tersebar pada feeder Marapalam. Hal ini tentunya harus sesuai dengan potensi energi terbarukan yang ada di Marapalam.
Pemasangan  pembangkit  tersebar  dalam jaringan  distribusi  haruslah  pada  posisi  yang optimal.  Pemasangan  kapasitas  dan  lokasi pembangkit  tersebar  yang  tidak  optimal  pada jaringan  distribusi  akan  menyebabkan  rugi  daya yang  lebih  besar  dibandingkan  pemasangan  pada lokasi  dan  kapasitas  optimalnya.  Oleh  sebab  itu maka perlu dikaji suatu metode untuk menentukan lokasi  dan  kapasitas  optimal  dari  pembangkit tersebar di jaringan distribusi [1].
Dengan mengaplikasikan optimasi penempatan dan  kapasitas  pembangkit  tersebar  pada feeder Marapalam diharapkan mampu mengurangi beban yang  di  pikul  oleh  GIS  Simpang  haru serta  dapat mengurangi rugi-rugi daya pada sistem.

## 2. Tinjauan Pustaka

## 2.1 Pembangkit Tersebar
Pembangkit  listrik  tersebar  (DG)  adalah  unit pembangkit kecil yang dekat dengan lokasi beban. DG  dapat  beroperasi  secara  terisolasi  untuk daerah-daerah  yang  tidak  terpasok  oleh  jaringan listrik  PLN,  namun  dapat  juga  terintegrasikan  ke dalam grid untuk  memasok  daya  sistem  tenaga listrik.
Beberapa  keuntungan  penggunaan  DG  adalah [2]:
a. Meningkatkan  keandalan  suplai  daya  ke pelanggan,  jika  mungkin,  dapat  mengurangi rugi saluran distribusi.
b. Meningkatkan  profil  tegangan,  kualitas  daya dan kestabilan tegangan.
c. Instalasi  DG  membutuhkan  waktu  yang singkat.
d. Beberapa  teknologi  DG    ramah  lingkungan (misalnya photovoltaic dan wind )  dan  cukup efisien  seperti Combined  Heat  and  Power (CHP) dan mikroturbin.
2.2 Rugi Saluran Sistem Tenaga Listrik
Daya  listrik  yang  dikirim  dari  pembangkit listrik ke beban akan mengalami rugi saluran yang besarnya dapat dihitung menggunakan persamaan (1) [4,5]:
∆𝑃 = 3  × 𝐼 2 × 𝑅 𝑒𝑓𝑒𝑘𝑡𝑖𝑓 (1)
Dimana:
ΔP    = Rugi-rugi saluran (W) I
= Arus yang mengalir (Ampere)
R efektif = Resistansi saluran efektif (Ohm)
Persentase  rugi  saluran  dapat  dihitung  dengan persamaan (2):
% P loss = 𝑃𝐿𝑜𝑠𝑠 𝑃 x 100% (2)
Dimana:
%Ploss  = rugi – rugi saluran (%)
Ploss = rugi – rugi saluran (Watt) P = daya yang disalurkan (Watt)

## 2.3 Rugi Saluran Setelah Penempatan DG
Rugi saluran pada sistem distribusi lebih besar dibanding  dengan  sistem  transmisi.  Sekitar  70% rugi  daya  pada  system  tenaga  terjadi  di  jaringan distribusi  dan  hanya  30%  terjadi  pada  sistem transmisi  [3].  Rugi  saluran  akan  meningkatnya seiring  naiknya  permintaan  energi  sehingga meningkatkan  biaya  produksi.  Oleh  karena  itu, penting  untuk  menjaga  rugi  daya  pada  sistem distribusi  seminimal  mungkin  untuk  mengurangi biaya [2].
Rugi-rugi  pada  saluran  distribusi  adalah  yang terdiri dari n saluran diberikan dengan :
Dimana,  P L adalah  total  rugi  daya  aktif  pada sistem, I dan R adalah arus dan resistansi saluran. Untuk  system  3  fasa,  rugi  saluran  ditunjukkan pada persamaan (4).
Arus I dapat diperoleh dengan,
Dimana  I G =I,  dan  P G adalah  daya  yang dibangkitkan DG, V G adalah besar tegangan pada bus  generator  (terminal  DG),  dan  cos  θ G adalah faktor daya. Sehingga didapatkan rumus rugi daya setelah penempatan DG adalah,
I G (3)
(4)
(5)
Dengan  menganggap  R,  V G ,  dan  cos  θ G konstan maka  dapat  disimpulkan  bahwa  semakin  besar daya injeksi DG makin besar rugi saluran [2].

## 2.4 Sensitivity Analysis
Sensitivity  analysis merupakan  suatu  metode yang digunakan untuk mencari lokasi yang paling sensitif untuk menempatkan DG.

## 2.4.1 Loss Sensitivity Factor
Salah satu jenis analisa sensitivitas adalah Loss Sensitivity  Factor  (LSF) yang  fungsinya  untuk mencari  suatu  nilai  faktor  yang  tujuannya mengurangi  rugi  daya.  Keuntungan  dari  metode ini adalah dapat mencari lokasi  rugi saluran yang terbesar pada bus secara cepat [6].
Gambar  1.  memperlihatkan  impedansi  antara bus i dan j adalah impedansi saluran: R + jX, dan terhubung  dengan  beban  P  +  jQ.  Rugi  saluran aktif pada saluran ke – k adalah:
𝑃 𝑙𝑜𝑠𝑠 = [𝐼 𝑘 2 ] × 𝑅 𝑘 (7)
Gambar 1. Jaringan sederhana 2 bus
Dimana  I k adalah  arus  pada  saluran  k  dan  R adalah  resistansi  saluran. 𝐼 𝑘 dapat  dihitung dengan:
𝐼 𝑘 = ( 𝑃 𝑗 +𝑗𝑄 𝑗 𝑉 𝑗 ) ∗ = 𝑃 𝑗 +𝑗𝑄 𝑗 𝑉 𝑗 ∗ (8)
Dimana  P  adalah  beban  daya  aktif  pada  bus terima, Q adalah daya reaktif pada bus terima dan V  adalah  tegangan  pada  bus  terima.  Dengan mensubsitusikan persamaan (8) ke persamaan (7), didapatkan:
𝑃 𝑙𝑜𝑠𝑠 = (𝑃 𝑗 2 +𝑄 𝑗 2 )𝑅 𝑘 𝑉 𝑗 2 (9)
Jadi, Loss  Sensitivity  Factor (LSF)  adalah turunan dari rugi saluran dengan daya aktif.
𝜕𝑃 𝑙𝑜𝑠𝑠 𝜕𝑃 = (2×𝑃 𝑗 ×𝑅 𝑘 ) (𝑉 𝑗 ) 2 (10)
Nilai  LSF  setiap  bus  diurutkan,  dan  yang terbesar akan menjadi prioritas penempatan DG.

## 2.4.2 Voltage Sensitivity Index
Metode  lainnya  dalam  pencarian  lokasi optimal  adalah Voltage  Sensitivity  Index (VSI) . Sensitivitas tegangan ini bertujuan  untuk mencari performansi  index  tegangan  dalam  suatu  sistem. Pada cara ini setiap bus di injeksikan daya sebesar 15%  total  beban  maksimum  feeder  dengan meletakkan  DG  pada  setiap  bus.  VSI  dapat dihitung  dengan  persamaan  (11).  Ketika  DG terhubung  pada  bus  I,  VSI  pada  bus  I  diberikan dengan [6, 7]:
𝑉𝑆𝐼 𝑖 = √ ∑ (1−𝑉 𝑘 ) 2 𝑛 𝑘=1 𝑛 (11)
Dimana V k adalah tegangan bus ke- k dan n adalah jumlah bus. Bus yang memiliki VSI paling kecil  akan  menjadi  prioritas  dalam  penempatan DG.  Hal  ini  karena  semakin  dekat  nilai  VSI dengan nol maka tegangan setiap bus pada sistem mendekati nilai referensi. Sehingga nilai VSI yang kecil performansi tegangannya lebih baik [8, 9].

## 2.5 Trial and Error
Trial  and  error adalah  suatu  metode  dasar dalam  pemecahan  masalah.  Metode  ini  dicirikan dengan  pengulangan  dan  memvariasikan  suatu variabel  sampai  solusi  yang  di  inginkan  tercapai [10].  Untuk  penelitian  ini trial  and  error digunakan  untuk  memperoleh  penempatan  DG yang optimal dengan  cara setiap variasi kapasitas DG  di  injeksikan  pada  setiap  bus  hingga mendapatkan  rugi  saluran  yang  minimum.  Nilai yang  didapatkan  pada  metode  ini  sebagai  bahan perbandingan dengan penempatan dengan metode LSF dan VSI.
Kelebihan  metode  ini  adalah  mampu menentukan  penempatan  DG  yang  benar-benar optimal.  Namun  kekurangannya  adalah  butuh waktu  yang  cukup  lama  dalam  melakukannya untuk  mendapatkan  penempatan  yang  optimal [11].
P L
(6)

## 3. Metoda
Langkah-langkah  perhitungan  yang  dilakukan ditunjukkan  oleh  diagram  alir  pada  gambar  2. Langkah tersebut terdiri atas:
a. Pemodelan  gambar single  line  diagram jaringan  distribusi  primer feeder marapalam dan menginput beberapa parameter analisisnya.
b. Melakukan simulasi aliran daya pada perangkat  lunak  ETAP  12.6  sebelum  injeksi daya  oleh  pembangkit  tersebar  pada  kondisi beban maksimum
c. Menganalisa  profil  tegangan  dan  rugi  saluran sistem sebelum penempatan DG  pada kondisi beban maksimum.
d. Menghitung nilai LSF ( Loss Sensitivity Factor ) dan  VSI( Voltage  Sensitivity  Index )  sebagai
prioritas untuk pemilihan lokasi DG
e. Lokasi  penempatan  DG  diambil  dari  prioritas nilai LSF dan VSI
f. Menentukan penempatan DG untuk penempatan pada bus yang terpilih.
g. Menentukan  kapasitas  DG  pada  bus  yang terpilih  dimana  kapasitas  yang  dipilih  yang memberikan rugi saluran paling kecil
h. Menganalisa  profil  tegangan  dan  rugi  saluran setelah penempatan DG dilakukan.

## 4. Hasil dan Pembahasan
4.1 Kondisi Awal Sistem
Single  line sistem  yang  dianalisa  ditunjukkan pada  Gambar  3.  Dari  hasil  simulasi  sebelum penempatan  pembangkit  tersebar,  total  daya beban  adalah  5,395  MVA  dengan  distribusi  daya aktif dan reaktif beban pada penyulang marapalam  adalah  4,948  MW  dan  2,150  MVar. Rugi  saluran  pada  saluran  sistem  ini  didapatkan sebesar  35,792  kW  dan  57,363  kVar.  Sedangkan tegangan  terendah  pada  bus  adalah19,5  kV  atau 0.9793 pu. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 4.
Pada kondisi awal sistem sebelum penambahan pembangkit tersebar, nilai tegangan yang diterima bus-bus beban berbeda-beda. Perbedaan tegangan ini dipengaruhi oleh beban dan jarak bus tersebut. Semakin  jauh  jarak  beban  dari  sumber  maka impedansinya semakin besar sehingga menyebabkan  nilai  tegangan  pada  sisi  penerima
berkurang.  Dari  Gambar  4,  nilai  tegangan terendah terdapat pada bus 146B karena pada bus ini bebannya besar dan jaraknya jauh dari sumber.
Rugi  saluran  pada  jaringan  distribusi  ini dipengaruhi  oleh  impedansi  dan  arus  yang mengalir  pada  saluran  tersebut.  Impedansi dipengaruhi  oleh  panjang  saluran  dan  arus dipengaruhi  oleh  beban  pada  sistem.  Jika  beban yang  digunakan  dalam  suatu  sistem  besar  maka arus yang mengalir juga besar.
Gambar 2. Diagram alir penelitian

## 4.2 Penempatan  DG  dengan  Loss  Sensitivity Factor
Faktor  sensitivitas  rugi  saluran  dihitung  di setiap  bus  pada  pemodelan  jaringan  Marapalam. Nilai sensitivitas rugi saluran diurutkan dari yang terbesar ke yang terkecil. Nilai LSF yang terbesar menjadi  prioritas  penempatan  Pembangkitan Tersebar  (DG).  Berdasarkan  hasil  simulasi  dan perhitungan  pada  gambar  5,  maka  dipilih  bus 293T  sebagai  kandidat  penempatan  DG  karena bus  yang  paling  sensitif  terhadap  rugi  saluran Berdasarkan  hasil  simulasi,  penentuan    kapasitas optimum  DG  di  bus  293T  terhadap  rugi  saluran ditunjukkan pada gambar 6, Pada Gambar 6, dapat dianalisa  bahwa  rugi  saluran  pada  sistem berkurang  jika  kapasitas  DG    semakin  besar hingga  mencapai  kapasitas  optimum,  setelah  itu
nilai  rugi  salurannya  meningkat  kembali.  Rugi saluran  yang  berkurang  diakibatkan  karena penetrasi  daya  dalam  sistem  menyebabkan berkurangnya  daya  suplai  dari  gardu  induk sehingga  arus  yang  mengalir  dari  gardu  induk ketika  melewati  saluran  distribusi  berkurang akibatnya  rugi  saluran  pada  sistem  juga berkurang.  Sebaliknya  untuk  kapasitas  DG  diatas nilai  optimum  akan  menyebabkan  ekspor  daya dari  DG  ke  Grid  yang  akan  menimbulkan  rugi saluran.

## 4.3 Penempatan DG dengan Voltage Sensitivity Index
Nilai  VSI  dihitung  untuk  mengetahui  indeks performansi  tegangan  pada  suatu jaringan  setelah di  tempatkan  DG  pada  setiap  busnya.  Nilai  VSI dihitung  pada  setiap  bus  dengan  penempatan  DG 15%  dari  total  beban feeder .  Nilai  VSI  dihitung menggunakan  rumus  pada  bagian  2  (Tinjauan Pustaka) di setiap bus.
Gambar 3. Single line diagram feeder Marapalam
Gambar 4. Profil tegangan sebelum penempatan pembangkit terbesar
Pada Gambar 7 dapat dilihat nilai VSI semakin kecil  jika  penempatan  DG  semakin  jauh  dari sumber  yang  cenderung  tegangan  terendah  pada saluran.  Hal  ini  karena  penempatan  DG  pada tegangan  yang  terendah  dapat  mengurangi pasokan  daya  dari  GI.  Kondisi ini  berakibat  pada performansi  tegangan  sistem  secara  keseluruhan menjadi  lebih  baik.  Pada  metode  ini  lokasi pemasangan  DG  yang  didapat  pada  kondisi performansi  tegangan  yang  terbaik  adalah  pada bus 146B karena pada bus ini nilai VSInya paling kecil.  Berdasarkan  hasil  simulasi  diperoleh
kapasitas  optimum  untuk  DG photovoltaic dan wind turbine seperti ditunjukkan  pada Gambar 8. Berdasarkan  Gambar  6  dan  8,  disimpulkan bahwa  teknologi photovoltaic lebih  baik  dalam mengurangi  rugi  saluran  dibandingkan  dengan wind  turbine. Hal  ini  disebabkan  karena wind turbine bekerja  seperti  mesin  induksi  yang menyerap  daya  reaktif  dan  menghasilkan  daya aktif. Dengan menyerap daya reaktif dalam sistem akan menyebabkan mengalirnya arus reaktif pada wind turbine sehingga arus yang mengalir tersebut menyebabkan rugi sepanjang saluran.
Gambar 5. Nilai sensitivitas rugi saluran pada setiap bus
Gambar 6. Nilai rugi saluran terhadap kapasitas DG di bus 293T

## 4.4 Perbandingan setiap metode penempatan photovoltaic dengan trial and error
Setelah diperoleh masing-masing nilai optimal rugi  saluran  pada  kedua  metode,  nilai-nilai tersebut  dibandingkan  dengan  nilai  optimal  yang diperoleh  dengan  mencobakan  setiap  variasi injeksi  ke  setiap  bus.  Nilai  optimal  ini  diperoleh dengan  cara  mencoba  setiap  DG photovoltaic ke setiap bus dengan variasi injeksi 15%, 30%, 45%, 60%,  75%,  dan  90  %.  Hal  ini  membutuhkan
waktu  yang  lama  dibandingkan  pencarian  lokasi optimal  dengan  metode  LSF  dan  VSI.  Namun hasil yang diperoleh lebih tepat.
Pada  Gambar  9  dapat  diamati  lokasi  dimana rugi  saluran  yang  paling  optimal,  yaitu  pada  bus 147B  dengan  penetrasi  75%  dimana  nilai  rugi saluran  yang  diperoleh  sebesar  8,159  kW. Nilainya  cukup  tipis  jika  dibandingkan  dengan kedua metode diatas.
Gambar 7. Nilai sensitivitas tegangan indeks pada setiap bus
Gambar 8. Nilai rugi saluran terhadap kapasitas DG di bus 146B
Dapat dilihat pada tabel 1, bahwa metode LSF lebih  baik  dibanding  VSI  dalam  hal  menentukan lokasi yang optimal terhadap rugi saluran. Namun dalam  hal  kenaikan  tegangan  metode  VSI  lebih baik  karena  penempatan  dengan  metode  ini
berdasarkan  indeks  sensitivitas  tegangan  pada jaringan.  Sedangkan  untuk  profil  tegangan  pada setiap  metode  diatas  dapat  dilihat  pada  Gambar 10.
Tabel 1. Perbandingan setiap metode penempatan saat rugi saluran minimum
Metoda pemilihan Kondisi Awal LSF VSI Trial and error Bus penempatan DG - 293T 146B 147B Kapasitas DG (%) 0 75 60 75 Tegangan (p.u) 0,9793 0,9871 0,9868 0,988 Daya Beban(kW) 4911,86 4973,9 4968,16 4979 Losses (kW) 35,792 8,588 9,118 8,159 Daya Feeder (kW) 4948 4983 4977 4987 Daya Beban(kVar) 2093 2118,8 2116,8 2119,9 Losses (kVar) 57,363 13,764 14,614 13,079 Daya Feeder (kVar) 2150 2133 2131 2133
Gambar 9. Pengaruh kapasitas photovoltaic terhadap rugi saluran disetiap bus
Gambar 10. Perbandingan profil tegangan saat rugi saluran minimum pada setiap metode
Pada  Gambar  10  dapat  dilihat  profil  tegangan dengan  metode  LSF  lebih  baik  dibandingkan metode  VSI.  Profil  tegangan  pada  metode  LSF mendekati  nilai  optimalnya.  Namun  semua metode,  profil  tegangannya  masih  batas  normal, yaitu  ±5% atau  dalam  range  0.95-1.05  p.u.  sesuai dengan  standar  jatuh  tegangan  PLN.Hasil  grafik diatas dapat dianalisa setelah optimasi penempatan dan kapasitas pembangkit tersebar profil tegangannya  meningkat.  Peningkatan  tegangan diakibatkan  setelah  penempatan  pembangkit tersebar  pada  jaringan.  distribusi,  arus  yang mengalir  dari  gardu  induk  berkurang  karena sebagian beban jaringan dipikul oleh DG sehingga tegangan  jatuh  (I.Z)  berkurang.Berdasarkan  hasil tersebut  maka  dipilih  bus  147B  dengan  penetrasi sebesar  75%  dari  daya  yang  disuplai  ke feeder Marapalam  yang  nilainya  4,069  MVA  yang memberikan nilai rugi saluran paling minimal. Bus 147B pada pemodelan ETAP di feeder Marapalam berlokasi di PT. Ingasura di Jalan Gurun Laweh.
4.5 Analisa  rugi  saluran  dan  profil  tegangan setelah penempatan photovoltaic
Hasil  simulasi  setelah  optimasi  penempatan pembangkit  tersebar,  total  daya  beban  yang  di suplai  gardu  induk  adalah  0,918  MW  dan  2,134 MVar  sedangkan  pembangkit  tersebar  sebesar 4,069  MVA  dengan  distribusi  daya  aktif  dan reaktif    beban  pada  penyulang  Marapalam  adalah 4,987  MW  dan  2,134  MVar.  Rugi  saluran  pada saluran  sistem  ini  didapatkan  sebesar  8,159  kW dan  13,079  kVar.  Sedangkan  tegangan  terendah pada bus adalah 0.988 pu.
Rugi  saluran  yang  didapat  pada  hasil  simulasi jaringan  distribusi  setelah  penambahan  DG berkurang karena arus yang mengalir pada saluran kecil  akibat  sebagian  beban  telah  di  suplai  oleh DG. Hal ini karena ketika DG dipasang dekat pada beban  maka  DG  bertindak  sebagai  beban  yang bernilai  negatif  yang  menyebabkan  beban  pada sistem  berkurang  sehingga  arus  yang  mengalir berkurang.  Karena  nilai  arus  berkurang  mengalir pada saluran maka rugi saluran juga berkurang.

## 5. Kesimpulan
Rugi  saluran  yang  diperoleh  saat  penetrasi photovoltaic lebih  kecil  dibandingkan  dengan wind  turbine .  Sedangkan  profil  tegangan  lebih baik  saat  penetrasi photovoltaic dibandingkan penambahan wind turbine.
Metode optimasi LSF dan VSI dapat digunakan untuk  pencarian  optimasi  lokasi  penempatan pembangkit  tersebar  lebih  cepat  dibandingkan pencarian  pada  setiap  busnya  yang  memakan waktu  lama.  Pada  penelitian  ini  rugi  saluran  aktif yang didapatkan pada kondisi optimal penempatan photovoltaic dengan  metode  LSF,  VSI  dan percobaan  setiap  bus  berturut-turut  adalah  8.588 kW,  9.118  kW,  dan  8.159  kW.  Penambahan  DG photovoltaic pada  jaringan  distribusi  mampu mengurangi  rugi  saluran  hingga  memperbaiki profil  tegangan.  Semakin  besar  kapasitas  DG hingga  nilai  optimalnya  semakin  kecil  rugi saluran,  setelah  melewati  kapasitas  optimalnya rugi saluran kembali meningkat. Sedangkan profil tegangan semakin baik jika DG photovoltaic yang di injeksikan juga semakin besar.

## Ucapan Terima Kasih
Ucapkan  terima  kasih  ditujukan  kepada Jurusan Teknik Elektro Universitas Andalas, yang sudah memberikan dukungan dan bantuan finasial sesuai  kontrak  No.  091/UN.16.09.D/PL/2017, sehingga penelitian ini dapat dilakukan.

## Daftar Pustaka
[1] Syafii, Syukri Yunus, dan Asrizal.” Analisa Pengaruh  Integrasi  Pembangkit  Tersebar dalam sistem Komposit” JNTE, Vol: 3 No. 1 Maret 2014
[2] K.  Bawan  Elias.  “Dampak  pemasangan Distributed  Generation  terhadap  rugi-rugi daya”, Jurnal Ilmiah Foristek Vol.2, No.21, 2012.
[3] Hutauruk, Ir, Msc,. Transmisi Daya  Listrik, Erlangga, Jakarta,1985.
[4] Abdul  Kadir  et.  al.  ,  “Optimal  placement and  sizing  of  distributed  generations  in distribution  systems  for  minimizing  losses and  THD”, Turkish  Journal  of  Electrical Engineering & Computer Sciences , Vol. 21, pp. 2269-2282, 2013.
[5] Kamdar  Krutak.  “Optimal  Capacity  and Location  Assessment  of  Natural  Gas  Fired
Distributed Generation in Residential Areas”.  Thesis.  Arizona  State  University, 2014.
[6] Gopiya Naik S. et. al., “Optimal Allocation of  Distributed  Generation  in  Distribution System  for  Loss  Reduction”, 2012  IACSIT
Coimbatore Conferences ”, Vol. 28, 2012.
[7] N.  Singh,  S.  Ghost,  dan  K.  Murari.
“Optimal  Sizing  Placement  of  DG  in  a Radial Distribution Network using
Sensitivity  based  Methods”, International Electrical Engineering Journal , Vol. 6, No.
1, pp. 1727-1734, 2015.
[8] Fitrizawati  et.  al.  “Pengaruh  Pemasangan Distributed  Generation  terhadap  Profil Tegangan  pada  Jaringan  Distribusi”. Techno,  ISSN  1410  –  8607.  Vol.  13,  No.1, April 2012.
[9] Abdul  Kadir  et.  al.  ,  “Optimal  placement and  sizing  of  distributed  generations  in distribution  systems  for  minimizing  losses and  THD”, Turkish  Journal  of  Electrical Engineering & Computer Sciences , Vol. 21, pp. 2269-2282, 2013.
[10] Grainger, John J. dan William D. Stevenson, Jr.. PowerSystem Analysis.
Singapore: McGraw-Hill, Inc 1994.
[11] M.A.  Mahmud  et.  al.  “Analysis  of  Voltage Rise Effect on Distribution with Distributed Generation”, Preprints  of  the  18 th IFAC World Congress Milano (Italy) August 28 – September 2, 2011 .

## Biodata Penulis
Syukri  Yunus ,  menyelesaikan  S1  di  Jurusan Teknik  Elektro  ITB  tahun  1985  bidang  teknik tenaga  Listrik,  S2  di  Jurusan  Ilmu  Komputer  UI tahun  1991.  Sekarang  bekerja  sebagai  staf Pengajar di Jurusan Teknik Elektro FT Unand.
Imbang  Ismail ,  menyelesaikan  S1  di  Jurusan Teknik  Elektro  Unand  tahun  2016  bidang  teknik tenaga Listrik,. Sekarang bekerja sebagai karyawan PT. PLN.