## PENILAIAN KUALITAS DAYA SISTEM KELISTRIKAN PT SAI-PASURUAN

## FERDIAN RONILAYA
Politeknik Negeri Malang Jalan Soekarno Hatta No. 9 Malang 65141 ferdian.polinema@yahoo.com

## ABSTRACT
The reliability services and power quality of power system nowadays become popular in industry because of cost energy reason, not exception for PT SAI. This company utilize control unit process to produce aluminum foil. The purpose of this research is identifying and analyzing the power quality of PT SAI and then to find the correct and economical solution to extinguish the source of bad power quality. After we identified, we conclude that 65% of load are AC motors, 25% of DC motors, 8% of heater and 2% of lightning. For over voltage and under voltage, refers to IEEE 519 – 1995 standard, PT SAI have 99% of nominal voltage. But for voltage imbalanced, refers to NEMA MG-1-1993 standard, PT SAI have 1,22%. For THD of voltage, PT SAI have 1,98%. But for THD of current, PT SAI have 34,47%. While transformer loading between 0,47% - 29,7%.
Key words : power quality, harmonic, total harmonic distortion, voltage and current imbalanced

## PENDAHULUAN
Kualitas  daya  listrik  didefinisikan  sebagai tolok ukur kemampuan sistem untuk memberikan pelayanan daya listrik kepada pengguna sehingga peralatan-peralatan  yang  digunakan  pengguna dapat  bekerja  sesuai  dengan  spesifikasi  dari peralatan  tersebut  secara  kontinyu.  Beberapa penyebab  berkurangnya  kualitas  daya  sistem antara  lain  adalah  petir  ( lightning ), switching beban  dengan  daya  besar, starting motor,  beban tak seimbang, harmonisa, power factor rendah dan noise ( Electromagnetic interference, EMI ). Dampak terhadap  sistem  itu  sendiri  adalah  terjadinya distorsi tegangan, distorsi arus, distorsi frekuensi, tegangan  lebih  ( over  voltage ),  tegangan  turun ( under  voltage ),  ketidakseimbangan  tegangan sistem  dan  ketidakseimbangan  beban  sehingga munculnya tegangan antara titik bintang dengan tanah.  Semua  dampak-dampak  tersebut  sangat merugikan (Dugan, 2007).
Di  lain  pihak,  sumber  penyebab  dari berkurangnya  kualitas  daya  listrik  salah  satunya disebabkan  oleh  pensaklaran  dengan  semi konduktor ( variable speed drives ), micro komputer. Penggunaan  perangkat  semi  konduktor  dapat menimbulkan harmonisa, yang bisa disebut dengan distorsi  frekuensi  dari  gelombang  tegangan  dan arus sistem.
PT.  SAI  adalah  perusahaan  yang  bergerak dalam  produksi  aluminium  foil.  Proses  produksi pokok  dari  perusahaan  ini  adalah  merubah lembaran aluminium foil dengan ketebalan tertentu menjadi  lembaran  aluminium  dengan  ketebalan yang semakin kecil hingga beberapa mikron saja. Dalam  proses  produksi  tersebut,  agar  diperoleh kontinyuitas  produksi  yang  berkelanjutan, ketebalan  aluminium  foil  sesuai  dengan  yang diharapkan  dan  penggunaan  tenaga  listrik  yang efisien  maka  dibutuhkan  sumber  tenaga  listrik yang berkualitas.
Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah  meng- identifikasi  dan  mengkaji  kualitas  daya  listrik PT SAI untuk kemudian dicarikan cara-cara yang tepat  dan  ekonomis  untuk  memperbaiki  kualitas daya listrik yang telah teridentifikasikan.

## METODE
Metodologi  yang  digunakan  dalam  penelitian ini  adalah  diawali  dengan  studi  literatur  tentang teori  kualitas  daya.  Langkah  yang  kedua  adalah perencanaan data-data yang hendak diambil. Data- data  yang  akan  diambil  antara  lain single  line diagram sistem  tenaga  listrik  PT  SAI,  data-data beban; mencakup data-data nominal beban , data trafo;  mencakup name  plate dari  masing-masing trafo,  data  arus,  data  tegangan,  faktor  daya,
THD  tegangan,  THD  arus,  Daya.  Semua  besaran listrik  tersebut  di  atas  diukur  pada  sisi  sekunder trafo  atau  sisi  tegangan  rendah  dari cubicle -nya dan  untuk  masing-masing  fasanya.  Pengukuran besaran  listrik  tersebut  dilakukan  dengan menggunakan  bantuan Power  Logger .  Power Logger  tersebut  menggunakan  PM  500  buatan Merlin  Gerlin  yang feature -nya  dapat  digunakan dalam pengambilan data yang telah direncanakan. Titik pengukuran adalah pada tiap cubicle tegangan rendah  (sisi  sekunder  trafo  distribusi).  Apabila data-data  telah  diperoleh  maka  data  beban  yang telah diperoleh, diklasifikasikan dalam tabel agar dapat lebih mudah dalam pembacaan. Data beban dikelompokkan (dibuatkan tabel) dalam tiap trafo- nya. Dari data beban tersebut juga dapat diketahui jenis beban, apakah termasuk beban yang sensitif ataukah beban yang tidak sensitif. Jenis beban juga dapat  digunakan  sebagai  rujukan  adanya  sumber harmonisa.
Hal  yang  terpenting  adalah  masalah pembebanan trafo. Dari data name plate trafo dapat diketahui bagaimana seharusnya pembebanan trafo dilakukan agar pendistribusian daya dapat berjalan efektif  dan  efisien  sehingga  trafo  dapat  bekerja optimal.  Data  name  plate  trafo  ini  dibandingkan dengan daya hasil pengukuran.
Pengukuran  arus  dilakukan  di  sisi  sekunder per-fasa untuk tiap-tiap trafo. Dari data nilai arus per fasa untuk tiap trafo dibuat nilai rata-ratanya. Kemudian  dikaji  pada  trafo  mana  saja  yang mengalami  pembebanan  tidak  setimbang  yang berakibat pada munculnya arus netral, dan mencari jawaban, apa penyebab ketidaksetimbangan beban/ arus tersebut
Data tegangan ( line-line dan line-netral ) diukur disisi  sekunder  trafo.  Pengukuran  dilakukan  tiap 30  menit  sekali  yang  kemudian  dirata-rata.  Dari data tegangan tersebut dianalisis tentang tegangan berlebih  ( over  voltage ),  tegangan  kurang  ( under voltage )  dan  tegangan  tidak  setimbang  ( voltage imbalanced ).
Parameter over voltage , sesuai dengan standard IEEE, Recommended  For  Monitoring  Electric Power Quality, tegangan berlebih maksimum yang diijinkan  adalah  110%  tegangan  nominal.  Untuk under  voltage,  tegangan  kurang  minimum  yang diijinkan  adalah  sebesar  90%  tegangan  nominal.
Ketidaksetimbangan tegangan digunakan, standard NEMA  MG-1-1993,  Rev  3  yang  mensyaratkan bahwa  ketidaksetimbangan  tegangan  tidak  boleh melebihi 1%. Ada pula yang mensyaratkan sebesar 5%. Untuk penelitian ini dipilih 5%.
Pengukuran  faktor  daya  juga  dilakukan  pada sisi  sekunder  tiap-tiap  trafo.  Disyaratkan  besar faktor  daya  minimum  adalah  0,85.  Jika  lebih kecil  dari  0,85  akan  meningkatkan  cost  energy perusahaan  yang  bersangkutan.  Data  THD tegangan  diperoleh  dengan  menggunakan  Power Logger.  THD  tegangan  diukur  pada  PCC  ( point of  common  coupling )  seperti  yang  disyaratkan oleh  standard  IEEE  519-1992.  Untuk  tegangan nominal  di  bawah  69  KV,  THD  tegangan  tidak boleh melampaui 5%.
Pengukuran  THD  arus  sama  dengan  THD tegangan. Untuk penentuan THD arus agar sesuai dengan  standar  dilakukan  beberapa  langkah tambahan.  Antara  lain,  harus  diketahui  MVA hubung singkat untuk tiap trafo. Dari MVA hubung singkat  tersebut  dicari  arus  hubung  singkatnya, kemudian  arus  hubung  singkat  tersebut  dibagi dengan  arus  beban.  Hasilnya  untuk  kemudian disesuaikan dengan standard IEEE 519-1992.
Data daya berguna untuk penentuan kapasitas pembebanan  trafo.  Menurut  standard  SPLN  II 1995,  sebaiknya  trafo  dibebani  antara  50–85%. Tapi  ada  standard  lain  ,  standard  NEMA,  yang menganjurkan  agar  pembebanan  trafo  berkisar antara  35–65%.  Penulis  memakai  standar  NEMA TP-1.

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Sesuai  dengan  standard  IEEE  1159  –  1995 ( Recommended  For  Monitoring  Electric  Power Quality ) bahwa tegangan berlebih adalah kenaikan tegangan efektif (RMS) AC 110% lebih besar dari tegangan nominal pada frekuensi nominal sistem.
Data  tegangan  hasil  pengukuran  dapat diketahui bahwa untuk tiap-tiap trafo tidak pernah terjadi  tegangan  berlebih.  Atau  dalam  kata  lain, tegangan  sistem  tidak  pernah  melampaui  110% dari  tegangan  nominalnya.  Kenaikan  tegangan terbesar adalah sebesar 104,1% yang terjadi pada trafo  9  pada  sekitar  jam  23:00  WIB  pada  tanggal 26  Juli  2008.  Jadi,  untuk  parameter  kenaikan tegangan  ( over  voltage )  masih  dalam  limit  yang
telah  ditentukan,  yaitu  tidak  boleh  lebih  dari 110%.
Tegangan  kurang  ( undervoltage )  adalah penurunan tegangan lebih kecil 90% dari tegangan nominalnya.  Dari  data  pengukuran  tegangan menunjukkan  bahwa  tegangan  tidak  pernah mengalami  penurunan  di  bawah  90%.  Hal  ini mempunyai  arti  bahwa  sistem  tegangan  yang dipunyai  oleh  PT  Supra  Aluminium  ditinjau  dari under  voltage ,  masih  dalam  batas  standard  yaitu tidak  boleh  di  bawah  90%.  Dari  pengukuran, tegangan kurang paling kecil adalah sebesar 94,9% terjadi pada trafo 2 sekitar pukul 19:00 tanggal 14 Juli  2008.  Penyebab  tegangan  turun  antara  lain adalah  karena  beban  yang  besar  sehingga  beban ‘menarik’ arus yang lebih besar sehingga tegangan drop saluran juga semakin besar.
Gangguan listrik padam (sustained interuptions) yang dimaksudkan di sini adalah tegangan bernilai nol  untuk  periode  melebihi  1  menit.  Sering  kali gangguan listrik padam ini terjadi karena intervensi manusia dalam rangka perbaikan. Dari data yang didapat selama pengukuran belum pernah terjadi gangguan listrik padam.
Ketidaksetimbangan tegangan yang berlebihan akan menjadi masalah bagi motor induksi tiga fasa. Ketidaksetimbangan  tegangan  mengakibatkan arus  yang  mengalir  pada  stator  motor  induksi menjadi  tidak  sama  sehingga  rugi-rugi  akan semakin besar dan akibatnya efisiensi motor akan berkurang.  Ketidaksetimbangan  tegangan  juga berdampak pada sistem proteksi dari sistem daya secara keseluruhan. (D. Martzloff, 1990)
PT SAI dalam menjalankan proses produksinya banyak  memanfaatkan  VSD  ( variable  speed drives )  untuk  mengatur  kecepatan  motor  DC- nya.  Ketidaksetimbangan  tegangan  akan  sangat berpengaruh  pada  kinerja  VSD  ini.  Mengacu kepada standard NEMA MG-1-1993, Rev 3 bahwa ketidaksetimbagan tegangan dinyatakan dengan:
% Voltage unbalanced= Deviasi max. tegangan rata-rata
Tegangan rata-rata
Ketidaksetimbangan  tegangan  disyaratkan untuk tidak lebih dari 1%. Sebagai contoh, mengacu kepada hasil pengukuran pada trafo 1 pukul 17:00, tegangan  saluran  fasa  R,  S  dan  T  berturut-turut
adalah 600, 596, 602. Maka tegangan rata-ratanya adalah
Tegangan rata-rata = 600+596+602 = 599,33 volt 3 Deviasi Max. = 602 – 596 = 6 volt
% Voltage unbalanced = 6 × 100% = 1% 599,33
Ketidaksetimbangan tegangan tertinggi adalah 1,9%  yang  terjadi  pada  trafo  4.  Sedangankan ketidaksetimbangan  tegangan  terendah  adalah 0,78%  terjadi  pada  trafo  8.  Ketidaksetimbangan tegangan rata-rata dapat dilihat pada Tabel 1.
Tabel 1. Ketidaksetimbangan Tegangan Rata-rata
Trafo % Voltage Imbalanced Rata-rata 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1.10 1.27 1.53 1.51 1.38 1.11 1.14 1.14 0.96
1.17 1.11
Gambar  grafik  yang  menunjukkan  jumlah statistik ketidaksetimbangan tegangan berdasarkan kelompok%  voltage  imbalanced  kurang  dari  1% dan yang lebih dari 1% untuk pengukuran tiap 30 menit ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Grafik  jumlah  statistik  % voltage imbalanced
Harmonisa timbul karena adanya beban non- linier yang berinteraksi dengan sistem suplai (Dugan, 2007). Oleh karenanya dibutuhkan batasan-batasan agar harmonisa tidak mempengaruhi sistem daya yang nantinya dapat mengganggu kinerja peralatan listrik. Batasan atau limit tentang harmonisa telah dibuat  diantaranya  adalah  IEEE  standard  519- 1992.  Untuk end  users ,  IEEE  standard  519-1992 membatasi injeksi arus harmonisa pada PCC ( Point Of Common Coupling ).(Kay, 1996)
Pengambilan  data  THD,  alat  ukur Power Logger ditempatkan  pada  PCC  tersebut,  yaitu pada cubicle -nya. Hasil pengukuran menunjukkan bahwa % THD tegangan tertinggi adalah 8% yang terjadi  pada  trafo  5.  Hal  ini  dapat  dimaklumi karena beban untuk trafo 5 adalah motor DC yang kecepatan putarnya dikontrol oleh VSD yang mana VSD  ini  adalah  sumber  harmonisa.  Sedangkan %  THD  tegangan  yang  mempunyai  nilai  yang kecil  dikarenakan  tipe  beban  pada  trafo  yang bersangkutan  tidak  atau  menginjeksikan  arus harmonisa  yang  kecil.  Seperti  yang  terjadi  pada trafo 7 yang mana mempunyai beban motor-motor induksi 3 fasa.
Secara  rata-rata,  %  THD  tegangan  secara keseluruhan untuk pengambilan data tiap 30 menit yang  melampaui  batas  yang  diijinkan  menurut standard  IEEE  519–1992  ditunjukkan  pada Tabel 2.
Gambar 2. Grafik% rata-rata THD tegangan

## Arus
Total Harmonic Distortion ) THD Arus
Secara  umum,  distorsi  arus  didefiniskan dengan perbandingan antara arus harmonisa total dengan arus fundamentalnya yang biasanya dalam
Tabel 2.  % THD Tegangan Rata-Rata
Trafo THD (%) THD aktual rata-rata % Standard R S T
T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
1.88 1.78
3.65 2.77 2.71 2.4 0.81 1.45
1.88
1.55
0.6
1.852 2.03 3.787 2.894 2.565 2.439 0.804 1.504 2.289 1.561 0.567 1.727 1.988 3.884 2.68 2.783 2.282 0.823 1.445 2.115 1.441 0.61

## Tabel 3 .  Standar THD Arus
Vn (< 69 KV) I SC /I L h < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 h ≤ 35 THD < 20 20 – 50 50 - 100 100 - 1000 >1000 4 7 10 12 15 2 3.5 4.5 5.5 7 1.5 2.5 4 5 6 0.6 1 1.5 2 2.5 0.3 0.5 0.7 1 1.4 5 8 12 15 20
persen. Sama dengan distorsi tegangan, akan tetapi perbedaannya  terletak  pada  pengukuran%  THD arus berdasarkan arus hubung singkat maksimum dan  arus  maksimum  yang  ‘ditarik’  oleh  beban (Dugan, 2007). Tabel 3 menunjukkan standar THD arus berdasarkan publikasi IEEE 519-1992.
Prosedur  untuk  memperoleh  arus  hubung singkat adalah sebagai berikut:
1.  Tentukan arus hubung singkat tiga fasa pada PCC.
Dengan cara pendekatan, untuk memperolehnya adalah
SC trafo SC MVA KVA I = = A 3 ×KV×1000 3 ×KV×Z(%)
Z (%) adalah impedansi trafo dalam p.u.
2.  Cari daya KW rata-rata untuk selang waktu tertentu.
3.  Carilah arus permintaan beban dan pf rata-rata dengan cara
L KW I = 3 ×KV×pf
4.  Dan  sekarang  rasio  hubung  singkat  dapat ditentukan.
Analisis  data  menunjukkan  bahwa  THD  arus yang  masih  memenuhi  standard  IEEE  519-1992 adalah  trafo  7,  8  dan  11.  Sedangkan  untuk  trafo yang  lain  masih  belum  sesuai  dengan  standard. Nilai  THD  arus  untuk  trafo  yang  masih  belum
memenuhi  standard  Gambar  grafik%  THD  arus aktual rata-rata ditunjukkan pada Gambar 3.
Gambar 3. Grafik % rata-rata THD arus
Kesetimbangan Arus (Beban)
Kesetimbangan  arus  untuk  tiap  fasanya menunjukkan  kesetimbangan  beban.  Memang mustahil  untuk  memperoleh  kesetimbangan  arus 100%. Akan tetapi diusahakan agar kesetimbangan beban diperhatikan benar karena jika tidak  akan berakibat  pada  ketidaksetimbangan  tegangan sistem.  Selain  itu  pada  titik  netral  akan  muncul arus netral yang apabila sistem tidak ditanahkan secara  benar  akan  mengakibatkan  lonjakan tegangan pada salah satu fasanya.
Tabel 4 menunjukkan data arus per fasa untuk masing-masing trafo. Dari data ini akan diperoleh informasi  trafo  mana  saja  yang  mengalami pembebanan tidak setimbang.
Tabel 4. Data Arus Per Fasa Untuk Masing-Masing Trafo
Trafo Rata-rata Arus (A) R S T
T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 204.80 36.04 134.86 75.82
92.61
418.39 161.93
203.27 337.67 0.00 180.76 201.50 49.22
137.67 75.20 97.62 431.21 156.97 201.67 360.87 4.57 164.95 200.30
47.17
134.43 75.69 96.24 434.44 167.11 190.26 421.80 3.49 169.98
Gambar 4. Grafik rata-rata arus tiap trafo
Gambar  4  memperlihatkan  bahwa  ketidak- setimbangan  arus  yang  mengalir  pada  trafo  yang terbesar terjadi pada trafo 9. Ketidaksetimbangan arus yang terendah terjadi pada trafo 4. Sedangkan trafo  10  mengalami  pembebanan  yang  sangat ringan sehingga arusnya kecil.
Ketidaksetimbangan  arus  disini  diakibatkan oleh  beban-beban  satu  fasa  atau  perbedaan impedansi saluran untuk masing-masing saluran. Bisa juga terjadi karena beban tiga fasa itu sendiri yang mempunyai impedansi yang tidak setimbang mengingat  bahwa  pada  trafo  9  terdapat  beban heater. Sedangkan pada trafo 4, bebannya adalah motor  DC  yang  mendapat  suplai  dari  tegangan AC yang telah disearahkan dengan menggunakan power converter tiga fasa. Sehingga arusnya relatif sama untuk tiap fasanya.
Faktor Daya
Faktor  daya  merupakan  besaran  yang berdampak  langsung  terhadap energy  cost .  PT PLN  akan  memberikan  penalti  apabila  sebuah perusahaan  mengkonsumsi  daya  reaktif  yang melebihi dari batas yang ditentukan. Atau dengan kalimat  lain,  PT  PLN  akan  memberikan  denda berupa sejumlah uang apabila faktor daya sistem daya buruk. Disyaratkan bahwa faktor daya tidak boleh lebih kecil dari 0,85. Hal ini cukup beralasan karena jika faktor dayanya buruk, maka rugi-rugi daya akan semakin besar. Sehingga PT PLN juga akan mengalami kerugian secara finansial.
Faktor daya dirumuskan dengan perbandingan antara  daya  aktif  (W)  dengan  daya  semu  (VA). Semakin  besar  daya  aktif  dibandingkan  dengan daya  reaktif  (VAR),  faktor  daya  semakin  baik.
Beban-beban  yang  menyebabkan  besarnya  daya reaktif  adalah  motor-motor  AC  dan  Trafo  yang tidak berbeban atau berbeban sangat ringan. Tidak dapat  dipungkiri  bahwa  industri  membutuhkan motor-motor sebagai sumber penggerak mekanis.
Pengambilan  data  faktor  daya  dilakukan dengan menggunakan Power Logger . Pengukuran dilakukan pada cubicle pada sisi tegangan rendah yang jumlahnya adalah 11 buah (11 trafo). Tabel 5 menunjukkan faktor daya rata-ratanya.
Tabel 5. Faktor Daya Rata-rata
Trafo Faktor Daya
T1 T2
T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 0.65 0.28 0.33 0.32 0.18 0.66 0.68 0.60 0.23 0.92 0.65
Gambar 5. Grafik faktor daya untuk masing-masing trafo
Dari Gambar 5 dapat diketahui bahwa faktor daya  yang  berada  di  atas  0,85  terjadi  pada  trafo 10.

## Pembebanan Trafo
Trafo yang dibebani kurang ( under load ) akan tidak  efektif  karena  daya  beban  jauh  di  bawah nilai  kapasitas  dari  trafo  itu  sendiri.  Selain  tidak ekonomis,  hal  ini  akan  memberikan  kontribusi pada  memburuknya  faktor  daya  sistem.(Iglesias, 2002) Sedangkan jika dibebani berlebih, maka akan mengakibatkan  suhu  trafo  yang  akan  semakin
tinggi sehingga life time trafo akan semakin pendek. Dan dampak lain adalah kekuatan isolasi minyak juga  semakin  berkurang  sehingga  penggantian minyak trafo harus dilakukan dalam jangka waktu yang agak dipercepat.
Menurut  SPLN  II  tahun  1995  bahwa disyaratkan  pembebanan  trafo  berada  pada kisaran 50–85% . Tetapi ada standard lain, NEMA TP-1, yang mensyaratkan agar pembebanan trafo berkisar  antara  35–65%.  Standard  acuan  yang dipakai penulis adalah standard NEMA TP-1.
Pembebanan yang teringan dialami oleh trafo 10, yaitu dalam kisaran di bawah 2%. Hal ini tentu akan sangat merugikan baik ditinjau dari segi teknis maupun  ekonomis.  Dari  segi  teknis,  pembebanan yang  sangat  ringan  akan  memperburuk  faktor daya sistem dan menambah rugi-rugi daya ( power losses ).  Ditinjau  dari  segi  ekonomis,  tagihan rekening listrik akan menjadi besar.
Tabel  6  menunjukkan  pembebanan  rata- rata  untuk  masing-masing  trafo,  sedangkan grafik  pembebanan  rata-rata  dapat  dilihat  pada Gambar 6.
Tabel 6. Pembebanan Rata-Rata Masing-Masing Trafo
Trafo Pembebanan (%)
T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 7.61 52.91 25.59
16.47 29.37 11.24 13.69
26.33 0.47 18.55

## Gambar 6. Grafik Pembebanan Rata-Rata Masing- Masing Trafo
Dari Gambar 6 dapat dilihat secara jelas bahwa dari 10 trafo, 9 trafo yang mengalami under load di  bawah  50%.  Trafo  10  mengalami  pembebanan yang sangat ringan. Dan juga dari gambar 6 dapat diketahui bahwa tidak ada trafo yang mengalami over load .
Tinjauan Aspek Ekonomis
Kajian  ekonomis  yang  dimaksud  dalam penelitian ini adalah seberapa besar rugi-rugi daya yang dialami perusahaan secara garis besar, yang mana rugi-rugi daya tersebut menyangkut efisiensi penyaluran  tenaga  listrik  dan  yang  tak  kalah pentingnya  adalah  menyangkut  biaya  tagihan energi listrik. Idealnya, kita menginginkan bahwa energi yang terbaca pada KWH meter adalah energi yang hanya digunakan oleh beban. Akan tetapi hal ini  tidak  mungkin  karena  adanya  rugi-rugi  daya baik  di  saluran  maupun  di  peralatan  itu  sendiri. Rugi-rugi  daya  dinyatakan  dengan  satuan  Watt atau Kilo Watt. (Sentosa, 2006)
Tabel 7. Data Beban Terpasang dan Rugi-Rugi Masing-Masing Trafo Trafo Daya Trafo (KVA) Beban Terpasang (KW) Rugi-rugi * (KW) Tembaga Besi Total 2 3 4 5 6 7 8
9 10 11 400 400 400 400 1000 1000 1000 1000 400 630 250 268,56 268,56 186,55 482,63 293,695 476,43 637,89 109,95 275,68 4,6 4,6 4,6 4,6 12,1 12,1 12,1 12,1 4,6 6,5 0,93 0,93 0,93 0,93 2,3 2,3 2,3 2,3 0,93 1,3 5,53 5,53 5,53 5,53 14,4 14,4 14,4 14,4 5,53 7,8
* Sumber Data: SPLN 50, 1982
Titik tolak dalam pembahasan kajian ekonomis ini  adalah  manajemen  pembebanan  yang  kurang optimal. Yang dimaksud manajemen pembebanan yang  kurang  optimal  di  sini  adalah  pembebanan transformator dimana pembebanan transformator yang terlampau ringan dan pembagian beban satu fasa  untuk  masing-masing  fasa  R,  S  dan  T  yang tidak seimbang sehingga mengalir arus pada netral. Mengalirnya  arus  pada  netral  mengakibatkan rugi-rugi daya, besarnya tergantung pada tingkat ketidaksetimbangan  beban  dan  besar  tahanan pentanahan sistem
Dari  pembahasan  telah  diketahui  bahwa rata-rata  trafo  mengalami  pembebanan  yang terlampau  ringan.  Hal  ini  merugikan  karena dengan  pembebanan  yang  terlalu  ringan  akan mengakibatkan efisiensi trafo akan rendah. Tabel 7 menunjukkan besar daya beban terpasang pada masing-masing trafo.
Dari tabel 7 dengan mengambil faktor daya sama dengan, terlihat bahwa kapasitas trafo dengan daya terpasang berselisih cukup signifikan. Dengan kata lain,  trafo  mengalami  pembebanan  yang  terlalu ringan.  Jika  salah  satu  trafo  dikurangi,  misalnya trafo  10,  dan  beban-beban  yang  tersambung  ke trafo  10  sebelumnya  di  gabungkan  ke  trafo  yang lain, maka rugi-rugi tembaga dan rugi besi dapat dikurangi.  Rugi-rugi  daya  pada  trafo  10  adalah 5,53 KW. Maka energi yang dapat “diselamatkan” dalam jangka satu bulan adalah Energy saving = 5,53 KW × 5 jam × 30 hari = 829,5 KWH (saat WBP)
Energy saving = 5,53 KW × 19 jam × 30 hari = 3152 KWH (saat LWBP)
Tarif per-KWH untuk golongan I-3 daya 2180 KVA adalah Rp 439,00. Maka nilai rupiahnya adalah (829,5 × Rp439) + (3152 × Rp439) = Rp1.747.878,50. Jika dalam jangka waktu 1 tahun nilai rupiahnya adalah Rp20.974.542,00. Bisa dihitung apabila trafo yang dikurangi berjumlah 2 trafo.
Namun  pertimbangan  yang  harus  mendapat perhatian  lebih  adalah  dalam  pengalihan  beban trafo yang akan dikurangi, harus memperhatikan kelompok  jenis  beban  trafo  yang  akan  mendapat beban tambahan. Dan apabila mungkin, melakukan pengajuan  untuk  mengurangi  daya  kontrak  ke PLN.
Tabel  8  menunjukkan  rugi-rugi  karena arus  netral.  Arus  netral  timbul  karena ketidaksetimbangan  beban.  Dari  keseluruhan trafo, rugi-ruginya adalah sekitar 1,471 KW. Energi yang terbuang dalam satu bulan adalah
1,471  KW  ×  24  jam  ×  30  hari  =  1059,012 KWH. Energi ini cukup untuk memberikan suplai energi ke konsumen rumah tangga tarif R1 450 VA sebanyak  3  pelanggan.  Bisa  dibayangkan  apabila tahanan pentanahannya lebih besar lagi dan terjadi ketidaksetimbangan beban. Energi hanya terbuang percuma tanpa memberikan manfaat.

## SIMPULAN
Beban  motor  ini  akan  mempengaruhi  faktor daya sistem. Dan sebanyak 25% adalah beban yang sensitif,  yaitu  beban  yang  dikontrol  oleh  Power Converter. Analisis menunjukkan bahwa tegangan di PT SAI tidak mengalami over voltage maupun under voltage. Tegangan rata-rata berkisar 99,9%.
Tabel 8. Rugi-rugi Karena Arus Netral
Trafo Arus (A) Arus Netral (A) Rugi-rugi (W)* IR IS IT
2 3 4 5 6 7 8 9 10
11 36.03 107.40 91.51 73.14 561.6 167.30 196.86 338.76 0 167.07 49.22 109.42 91.05 75.97 557.76 162.52 195.36 363.52 4.7713 152.81 47.17 107.62 92.24 76.40 563.52 175.10 181.13 425.26 3.71 156.85 31.48 4.716 12.26 13.93 7.43 19.98 27.96 4.97 4.99 18.94 485.70 10.89 73.74 95.16 27.07 195.80 383.27 12.10 12.23 175.88 Total Rugi-rugi 1471.8 * Dari pengukuran tahanan pentanahan didapat sebesar 0,49 ohm
Sedangkan ketidakseimbangan tegangan rata-rata 1,22%.  Jika  mengacu  pada  standard  NEMA  MG- 1-1993,  nilai  ini  belum  sesuai  dengan  standard tersebut, yaitu kurang dari 1%. Ketidaksetimbangan tegangan tertinggi terjadi pada trafo 3 sedangkan yang terendah pada trafo 9.
Parameter penting dalam analisis data  pengukuran  arus  antara  lain  adalah ketidaksetimbagan  beban/arus.  Dari  data  dan analisis  data  diperoleh  informasi  bahwa  trafo yang  mengalami  pembebanan  yang  paling  tidak seimbang adalah trafo 10. THD arus yang tertinggal terjadi pada pada trafo 3. Hal ini sangat beralasan karena  pada  trafo  3  terdapat  power  converter sebagai drive dari motor DC sedangkan THD arus yang terendah terjadi pada trafo 7. Hal ini karena beban  terpasang  pada  trafo  7  sedikit  atau  tidak melibatkan  beban  yang  berpotensi  menghasilkan distorsi  frekuensi  (harmonisa).  Sesuai  dengan Standard  IEEE  519-1992  untuk  THD  tegangan secara rata-rata mempunyai nilai 1,98% dari nilai ≤ 5% yang dipersyaratkan sedangkan untuk THD arus  mempunyai  nilai  rata-rata  34,47%  dari  nilia ≤ 15% yang dipersyaratkan.
Faktor  daya  yang  diijinkan  sesuai  dengan standar  SPLN  adalah  0.85.  Setelah  pengukuran dapat  disimpulkan  bahwa  faktor  daya  rata-rata secara  keseluruhan  adalah  masih  dibawah  nilai 0,85. Hal ini tentu akan menyebabkan inefisiensi pendistribusian  tenaga  listrik  perusahaan.  Dari hasil pengukuran juga didapatkan fakta bahwa 11 trafo yang ada di PT SAI mengalami pembebanan yang  terlalu  ringan.  Trafo  yang  terbebani  paling ringan adalah Trafo 10 yaitu sebesar 0.47%.

## DAFTAR PUSTAKA
D. Martzloff, François, 1990. Monitoring Power Quality, Gaithersburg.
Dugan, Roger C., 2007. Electrical Power System Quality , Mc Graw-Hill.
Iglesias et al, 2002. Power Quality In European Electricity Supply  Networks ”,  1 st Edition,  Euroelectric, Brussels.
Kai, M. Chan, 1996. Power Quality Refference Guide ,
Ontario.
Sentosa, Julius. Pengaruh Ketidakseimbangan Beban Terhadap  Arus  Netral  dan  Losses  pada  Trafo Distribusi dalam Jurnal Teknik Elektro Vol. 6 No. 1, Maret 2006.