## REKONFIGURASI JARINGAN PADA SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH 20 KV PENYULANG NAIONI PT. PLN (PERSERO) ULP KUPANG MENGGUNAKAN PERANGKAT LUNAK ELECTRICAL TRANSIENT ANALYSIS PROGRAM (ETAP) 12.6
Nikolaus M. Tana 1 , Frans J. Likadja 2 , Wellem F. Galla 3
1,2,3 Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Sains Dan Teknik, Universitas Nusa Cendana Jl. Adisucipto Penfui-Kupang-NTT Telp (0380) 881557
Email  : ichalelektro81@gmail.com * Email : frankylikadja@yahoo.com
** Email : wfridzg@yahoo.co.id

## ABSTRACT
The 20 kV medium Voltage overhead lines of Naioni feeder on PT. PLN (Persero) ULP Kupang system has a feed length of ± 79.825 kms and is the longest of all feeders installed in the ULP Kupang. To minimize the voltage drop and power losses on the Naioni Feeder 20 kV medium Voltage overhead lines (SUTM), network reconfiguration needs to be done including changing  the  diameter  of  the  conductor,  installing  a  transformer  insert  and  installing  a  capacitor  bank using  the  help  of ETAP software. From the results of the study, before reconfiguration, the voltage drop at the end of the Bus_Trafo KB 082 channel was 0.967 kV and the voltage drop percentage was 4.68% while the total power losses at Naioni Feeder were 20 kV, which  were  active  power  losses  of  48.062  kW  and  loss  reactive  power  loss  of  25,689  kVAR.  Furthermore,  after reconfiguring  the  carrying  diameter  on  the  channel  that  still  uses  a  small  diameter  of  35  mm 2 ,  it  will  be  converted  to  70 mm 2 on cable 17 that connects the KB 119 Transformer Bus channel to the KB 074 Transformer Bus which is a fairly long distance from all other channels. So that after carrying out the reconfiguration of the conductor diameter, the voltage drop at the end of the Bus Trafo KB 082 channel is 0.844 kV and the voltage drop percentage is 4.24%, while the total power losses in the Naioni Feeder are 20 kV which are active power losses of 41.142 kW and  conductor reactive power loss of 25.53 kVAR. Furthermore, after installation of the transformer insert and changing the conductor diameter on cable 17 of 35 mm 2 will be changed to 70 mm 2 connecting the Transformer Bus Channel KB 119 to  the KB 074 Transformer Bus, then the  voltage  drop at  the  end of  the  Bus  Trafo  KB 082  channel  is  0.826  kV  and  the  voltage  drop  percentage  amounting  to 4.15%  while  the  total power  losses  at  Naioni  Feeder  are  20  kV,  namely  active  power  losses of 39.292 kW and reactive power losses of 24.467 kVAR. And then, if the capacitor bank is installed on the Bus Transformer KB 119 channel bus point to the Bus Trafo KB 074 channel, then the voltage drop at the Bus Trafo KB 082 channel end is 0.891 kV and the voltage drop percentage is 4.47%, while the total power losses are The 20 kV Naioni Feeder is an active power loss of 43.714 kW and a reactive power loss of 22.888 kVAR.
Keywords: Medium Voltage Overhead Lines Of Naioni Feeder, Voltage Drop, Power losses.

## ABSTRAK
Saluran  Udara  Tegangan  Menengah  (SUTM)  Penyulang  Naioni  20  kV  pada  sistem  ULP  Kupang  memiliki  panjang penyulang  ±  79,825  kms  dan  terpanjang  dari  semua  penyulang  yang  terpasang  pada  sistem  ULP  Kupang.  Untuk meminimalisir jatuh tegangan dan rugi daya pada Saluran Udara Tegangan Menengah (SUTM) Penyulang Naioni 20 kV, perlu dilakukan rekonfigurasi jaringan diantaranya dengan merubah diameter penghantar, memasang transformator sisip dan memasang  kapasitor  bank  menggunakan  bantuan  perangkat  lunak  ETAP.  Dari  hasil  penelitian,  sebelum  dilakukan rekonfigurasi,  jatuh  tegangan  pada  ujung  saluran  Bus  Trafo  KB  082  sebesar  0,967  kV  dan  presentasi  jatuh  tegangan sebesar 4,68% sedangkan rugi-rugi daya total pada Penyulang Naioni 20 kV yaitu rugi-rugi daya aktif sebesar 48,062 kW dan  rugi-  rugi  daya  reaktif  sebesar  25,689  kVAR.  Selanjutnya  setelah  dilakukan  rekonfigurasi  diameter  penghantar  pada saluran  yang  masih  menggunakan diameter  penghantarnya  masih  kecil  35  mm 2 akan diubah  menjadi 70  mm 2 pada  pada kabel 17 yang menghubungkan saluran Bus Trafo KB 119 ke Bus Trafo KB 074 yang merupakan jarak yang cukup panjang dari semua saluran yang lain. Sehingga setelah dilakukan rekonfigurasi diameter penghantar, maka jatuh tegangan pada ujung saluran Bus Trafo KB 082 sebesar 0,844 kV dan presentasi jatuh tegangan sebesar 4,24%, sedangkan rugi-rugi daya total pada Penyulang Naioni 20 kV yaitu rugi-rugi daya  aktif sebesar 41,142 kW dan rugi daya reaktif penghantar sebesar
25,53  kVAR.  Selanjutnya  setelah  dilakukan  pemasangan  transformator  sisip  dan  mengubah  diameter  penghantar  pada kabel 17 dari 35 mm 2 akan diubah menjadi 70 mm 2 yang menghubungkan saluran Bus Trafo KB 119 ke Bus Trafo KB 074, maka jatuh tegangan pada ujung saluran Bus Trafo KB 082 sebesar 0,826 kV dan presentasi jatuh tegangan sebesar 4,15 %  sedangkan  rugi-rugi  daya  total  pada  Penyulang  Naioni  20  kV  yaitu  rugi-rugi  daya  aktif  sebesar  39,292  kW  dan  rugi daya reaktif sebesar 24,467 kVAR. Dan Selanjutnya bila mana di pasang kapasitor Bank pada titik bus saluran Bus Trafo KB 119 ke saluran Bus Trafo KB 074, maka jatuh tegangan pada ujung saluran Bus Trafo KB 082 sebesar 0,891 kV dan presentasi  jatuh  tegangan  sebesar  4,47  %,  sedangkan  rugi-rugi  daya  total  pada  Penyulang  Naioni  20  kV  yaitu  rugi-rugi daya aktif sebesar 43,714 kW dan rugi daya reaktif sebesar 22,888 kVAR .
Kata Kunci: SUTM 20 kV Penyulang Naioni, Jatuh Tegangan, Rugi-rugi daya .

## 1. PENDAHULUAN
Penyaluran  daya  listrik  dari  pusat  pembangkit  ke konsumen  menggunakan  Saluran  Udara  Tegangan Menengah  (SUTM)  mengakibatkan  rugi-rugi  teknis ( losses ),  yaitu  rugi-rugi  daya dan  jatuh  tegangan.  Secara umum,  baik  buruknya  sistem  penyaluran  daya  listrik terutama adalah ditinjau dari kualitas daya yang diterima oleh konsumen [1].
Penyulang  Naioni  merupakan  jaringan  distribusi  primer 20  kV  radial  yang  disuplai  dari  gardu  hubung  sikumana dengan  daya  transformator  30  MVA.  Penyulang  Naioni merupakan saluran terpanjang yang melayani beban pada wilayah  Keluharan  Maulafa,  Kelurahan  Naioni,  Tabun, Oenesu, Air Nona, Batakte, Desa Bone Ana, Sumlili, dan wilayah  terletak  yang  paling  ujing  yaitu  Tabulolong dengan  panjang  ±  79,825  kms  sehingga  memungkinkan terjadinya jatuh tegangan dan rugi-rugi daya yang besar. Dalam  perkembangan  sistem  kelistrikan  saat  ini  telah mengarah  pada  peningkatan  efisiensi  dalam  penyaluran tenaga  listrik.  Salah  satu  cara  untuk  meningkatkan efisiensi  yaitu  dengan  mengurangi  rugi  daya  dan meminimalkan  jatuh  tegangan  pada  jaringan.  Jatuh tegangan  adalah  besarnya  tegangan  yang  hilang  pada suatu  penghantar  yang  diakibatkan  adanya  impedansi saluran dan beban maka antara tegangan sumber (Vs) dan tegangan  penerima  (Vp)  ada  perbedaan.  Dimana tegangan  penerima  akan  selalu  lebih  kecil  dari  tegangan
sumber  (Vs>Vp)  [2].  Sedangkan  untuk  rugi  daya  adalah besarnya  daya  yang  hilang  pada  suatu  jaringan,  yang besarnya  sama  dengan  daya  yang  disalurkan  dari  sumber dikurangi  besarnya  daya  yang  rekonfigurasi  jaringan. Rekonfigurasi  jaringan  distribusi  yaitu  proses  mengubah nilai arus maupun impedansi penyulang atau memindahkan suplai suatu titik beban trafo distribusi dari suatu penyulang ke  penyulang  yang  lain.  Rekonfigurasi  jaringan  listrik dapat  digunakan  untuk menjaga  keseimbangan  sistem  dan mengurangi rugi-rugi saluran [3].
Upaya  meningkatkan  suatu  sistem  penyaluran  tenaga listrik yang mampu memenuhi kebutuhan tersebut dengan baik  tentunya  harus  memenuhi  kriteria  yang  ditentukan oleh  standar  SPLN  No.72  Tahun  1987  yaitu  5%  bagi sistem  yang  memanfaatkan  konfigurasi  jaringan  radial dan  simpul.  Hal  ini  diupayakan  untuk  meminamalkan jaringan  listrik  dengan  cara  merekonfigurasi  jaringan agar  jatuh  tegangan  dan  rugi-  rugi  daya  dalam  kondisi yang  lebih  baik  sesuai  standar  perusahaan  listrik  negara (SPLN).

## 1.1 Rugi Daya Pada Jaringan Distribusi
Rugi-rugi  daya  adalah  besarnya  daya  yang  hilang  pada suatu  jaringan,  yang  besarnya  sama  dengan  daya  yang disalurkan  dari  sumber  dikurangi  besarnya  daya  yang diterima pada perlengkapan hubungan  bagian utama. [1]. Rugi  daya  teknis  yang  biasa  terjadi  pada  jaringan distribusi dinyatakan dengan persamaan 2.10 berikut: diterima pada perlengkapan hubungan bagian utama.
Untuk mengurangi  jatuh tegangan dan rugi-rugi
P Losses1 = I P 2 x R x L .............................................. 2.1
daya  bisa  diminimalkan  dengan  beberapa  cara  yaitu dengan melakukan pemasangan kapasitor bank, memperbesar  luas  permukaan  penampang  saluran distribusi, dan melakukan perubahan dengan cara
Keterangan :
P Losses1 = Rugi daya aktif satu fasa pada jaringan (Watt) P Losses2 = Rugi daya aktif tiga fasa pada jaringan (Watt) I P 2 = Arus beban pada jaringan (Ampere)
P
P
R = Tahanan saluran (Ohm)
L = Panjang saluran
Besar  rugi-rugi  daya  pada  jaringan  tergantung  pada besarnya  tahanan  dan  arus  beban  pada  jaringan  tersebut. Untuk  mengetahui  besar  rugi-rugi  daya  aktif  pada jaringan  tiga  fasa  dapat  dinyatakan  dengan  persamaan sebagai berikut :
P Losses2 =   3 x I P 2 x R x L .............................................. 2.2 Persamaan  diatas  digunakaan  untuk  menghitung  rugi daya  aktif  pada  jaringan.  Sedangkan  untuk  menghitung rugi  daya  reaktif  pada  jaringan  distribusi  dapat menggunakan persamaan 2.12 berikut: Rugi-rugi daya Reaktif satu fasa :
Menurut [1] untuk menghitung presentasi jatuh tegangan dapat menggunakan rumus :
∆ V = ( 𝑉𝑠−𝑉𝑟 ) x 100% ................................................... 2.9
𝑉𝑠 Keterangan: ∆V          =Jatuh  Tegangan  (Volt) Vs             =tegangan  sisi  pengirim Vr  =tegangan sisi penerima
Tabel 2.1.Impedansi AAAC Berpedoman pada  SPLN No.72  Tahun 1987
Q Losses1 = I 2 x X x L ..................................................... 2.3 Rugi-rugi daya Reaktif tiga fasa : Q Losses2 = 3 x I 2 x X x L ................................................ 2.4
Keterangan : Q Losses1 =  Rugi  daya  Reaktif  satu  fasa  pada  jaringan (Watt) Q Losses2 =  Rugi  daya  Reaktif  tiga fasa  pada jaringan (Watt)
I P 2 = Arus beban pada jaringan (Ampere) X = Reaktansi Saluran (Ohm) L = Panjang saluran

## 1.2 Jatuh Tegangan
Jatuh Tegangan merupakan selisih  antara tegangan kirim dengan  tegangan  terima  pada  jaringan  distribusi. Tegangan  jatuh  disebabkan  oleh  beberapa  faktor  yaitu arus,  impedansi  saluran  dan  jarak.  Untuk  menghitung jatuh tegangan dapat digunakan rumus berikut [5] : ∆𝑉 = I(R cos 𝜑 +  X sin 𝜑 ) x L ................................... 2.5 Untuk jatuh tegangan line-line, ∆𝑉 = √3 x I (R cos 𝜑 +  X sin 𝜑 ) x L .......................... 2.6
Keterangan : ∆V        =Jatuh Tegangan (Volt)
I =Arus Beban (Ampere) R =Resistansi saluran ((Ohm/km) X = Reaktansi saluran (Ohm/km) L = Panjang Jaringan
Rumus mencari sudut antara r dengan x 𝜃 = tan -1 𝑥 ....................................................................... 2.7
𝑅
Berdasarkan SPLN No. 72 Tahun 1987 Jatuh tegangan JTM yang diperbolehkan adalah:
1. 2%  bagi  sistem  yang  memanfaatkan  konfigurasi jaringan spindel dan gugus.
2. 5%  bagi  sistem  yang  memanfaatkan  konfigurasi jaringan radial dan simpul [4] .

## 2. METODE PENELITIAN
Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah studi literatur,  survey  lapangan,  wawancara  dan  pengumpulan data teknis.
Maka  data-data  yang  penulis  kumpulkan  ialah  sebagai berikut :
1) Single line diagram sistem pada Penyulang
Naioni 20 kV PT PLN (Persero) ULP Kupang.
2) Panjang kawat penghantar antar bus transformator distribusi Penyulang naioni.
3) Data teknis kawat penghantar penyulang naioni.
4) Jumlah trafo distribusi di penyulang naioni.
5) Data trafo distribusi meliputi kapasitas transformator,  tegangan,  impedansi  dan  tap transformator di penyulang naioni.
Data  beban  per  transformator  distribusi  di Penyulang Naioni.
Cos 𝜃 = 𝑅 √𝑅 2+K2 ..........................................................   2.8

## Diagram Alur Kerja Penelitian
Gambar 3.1 Diagram Alur Kerja Penelitian

## 3. HASIL DAN PEMBAHASAN

## 3.1
Umum
3.1.1 Struktur Jaringan Penyulang Naioni
Pada  Penyulang  Naioni  mempunyai  beban  total Transformator  Distribusi  sebesar  2319,0755  kVA  yang tersebar  di  sepanjang  jaringan  dengan  total  daya transformator  GH  Sikumana  sebesar 30 MVA. Penyulang  Naioni  melayani  beban  pada  wilayah Keluharan  Maulafa,  Kelurahan  Naioni,  Tabun,  Oenesu, Air Nona, Batakte, Desa Bone Ana, Sumlili, dan wilayah terletak  yang  paling  ujing  yaitu  Tabulolong.  Total Transfomator  Distribusi  yang  ada  di  penyulang  Naioni berjumlah  55  Transformator  Distribusi  3  fase.  Total keseluruhan  panjang  jaringan  yang  ada  di  penyulang Naioni  yakni  ±  79,825  kms  yang  terdiri  dari  saluran udara  tegangan  menengah  (SUTM).  Singgle line Diagram  Penyulang  Naioni  dapat  dilihat  pada  Gambar 3.1
Gambar 3.1 Singgle line Diagram Penyulang Naioni

## 3.1.2 Data Jaringan Penghantar Saluran Udara Tegangan Menengah 20 kV Penyulang Naioni
Jaringan  distribusi  yang  digunakan  pada  Penyulang Naioni merupakan jaringan  distribusi tegangan menegah tiga  fasa  (3 ∅ ).  Untuk  konstruksi  jaringan  distribusi-nya terdiri  dari  Saluran  Udara  Tegangan Menengah (SUTM) 20 kV.
Luas penampang kawat yang digunakan yaitu AAAC 150 mm 2 , 70 mm 2 , dan 35 mm 2 . Untuk impedansi (R cos φ + X  sin  φ),  nilai  R  dan  X-nya  didapatkan  berdasarkan ketentuan SPLN No. 72 Tahun 1987 seperti Tabel 2.1. Untuk  data  panjang  jaringan  menggunakan  data  dan kapasitas  daya  pembebanan  pada  setiap  transfomator dapat dilihat Tabel 3.1 dan Tabel 3.2 ini.
Tabel 3.1 Data Panjang Jaringan Penyulang Naioni
Tabel 3.2 Data Kapasitas Daya Pembebanan Pada Setiap Transfomator 3.2 Simulasi Dan Analisis 3.2.1 Kondisi Eksiting Jaringan Pada

## Penyulang Naioni 20 kV
Setelah  dilakukan  simulasi  jaringan  distribusi Penyulang Naioni  menggunakan  metode  aliran  daya  Newton- Rapshon  dengan  program  ETAP  12.6  maka  didapatkan hasil pada kondisi sebelum rekonfigurasi jaringan.
Tabel 3.3 Tabel Jatuh Tegangan Terukur  Hasil Simulasi
ETAP 12.6
KB 186 100 75,214 75,214 KB 058 100 17,498 17,498 KB 144 100 44,123 44,123 KB 169 100 50,888 50,888 KB 176 50 32,48 64,96 KB 059 50 18,486 36,972 KB 061 100 32,743 32,743 KB 062 50 14,264 28,528 KB 118 50 17,828 35,656 KB 074 50 23,027 46,054 KB 072 100 65,888 65,888 KB 123 100 46,403 46,403 KB 168 50 21,272 21,272 KB 137 100 14,197 28,394 KB 011 100 61,27 61,27 KB 018 50 28,546 57,092 KB 191 10 13,686 13,686 KB 064 50 11,849 23,698 KB 022 50 34,022 68,044 KB 075 50 21,932 43,864 KB 076 50 22,604 45,208 KB 036 50 38,092 76,184 KB 043 50 17,198 34,396 KB 089 50 12,13 24,26 KB 037 50 12,808 25,616 KB 044 100 18,602 37,13 KB 139 50 15,886 31,772 KB 166 50 25,079 50,158 KB 053 50 16,749 33,498 KB 038 50 50 4,201 18,469 8,402 36,938 KB 054 KB 136 50 100 14,335 13,779 28,67 13,779 KB 091 KB 082 100 45,641 45,641 KB 078 50 11,321 22,642 KB 068 50 8,8 17,6 KB 067 50 8,81 17,62 KB 066 50 15,889 31,778 KB 065 50 8,346 16,692 KB 049 100 9,52 9,52 KB 057 50 8,349 16,698 KB 048 50 7,892 15,784 KB 195 100 14,856 14,856 KB 196 100 15,802 15,802 No DARI GARDU-KE GARDU PANJANG PENGHANTAR (km)
1 GH SIKUMANA-KB 099 0,25 2 KB 099-KB 138 0,87 3 KB 138 - KB 029 1,4 4 KB 099 - KB NAIONI 0,36 5 KB NAIONI - KB 096 1,57 6 KB NAIONI - KB 058 0,52 7 KB 058 - KB 144 0,06 8 KB 144- KB 169 0,63 9 KB 169 - KB 176 0,74 10 KB 176 - KB 059 2,43 11 KB 059 - KB 061 2,26 12 KB 061 - KB 062 0,85 13 KB 062 - KB 118 0,14 14 KB NAIONI - KB 119 1,14 15 KB 119 - KB 202 0,59 16 KB 119 - KB 186 1,77 17 KB 119 - KB 074 3,17 18 KB 074 - KB 072 0,73 19 KB 072 - KB 123 0,51 20 KB 072 - KB 168 0,44 21 KB 074 - KB 137 1,03 22 KB 137 -KB 011 1,02 23 KB 011 - KB 018 1,64 24 KB 018 - KB 191 2,19 25 KB 191 - KB 064 0,7 26 KB 064 - KB 022 1,75 27 KB 022 - KB 083 0,535 28 KB 064 - KB 019 0,43 29 KB 019 - KB 106 1,13 30 KB 106 - KB 143 1,8 31 KB 143 - KB 075 0,52 46 KB 106 - KB 078 1,85 47 KB 078 -KB 068 4,38 48 KB 068 -KB 067 1,82 49 KB 067 -KB 065 1,93 50 KB 065 -KB 066 1,06 51 KB 066 -KB 049 2,12 52 KB 049 -KB 057 1,24 53 KB 057 -KB 048 2,11 54 KB 059 - KB 0195 1,1 55 KB 195 - KB 196 0,12
GARDU KAPASITAS DAYA (kVA) BEBAN kVA % PEMBEBANAN KB 099 25 14,574 58,296 KB 138 50 25,332 50,664 KB029 100 16,704 16,704 KB NAIONI 1 50 40,793 81,586 KB096 100 77,579 77,579 KB 119 100 45,569 45,569 KB 202 160 87,9 54,9375
Dari Bus Ke Bus Tegangan Kirim ( Kv) Tegangan Terima( Kv) Arus    (A) Bus GH SIKUMANA Bus Trafo KB 099 19,885 19,874 65,01 Bus Trafo KB 089 Bus Trafo KB 037 19,042 18,996 10,62 Bus Trafo KB 037 Bus Trafo KB 044 18,996 18,983 2,723 Bus Trafo KB 044 Bus Trafo KB 139 18,983 18,982 0,97 Bus Trafo KB 037 Bus Trafo KB 038 18,996 18,964 6,885 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 053 18,964 18,959 2,1 Bus Trafo KB 053 Bus Trafo KB 166 18,959 18,957 1,056 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 054 18,964 18,961 1,121 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 136 18,964 18,96 0,763 Bus Trafo KB 136 Bus Trafo KB 091 18,96 18,959 0,376 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 082 18,964 18,954 1,879
Berdasarkan  hasil  data  simulasi  ETAP  12.6  pada  Tabel 3.3  dapat  dilihat  bahwa  hasil  simulasi  pada  kondisi sebelum  rekonfigurasi  jaringan  Penyulang  Naioni  pada tegangan ujung jaringan utama (main feeder) mengalami penurunan dengan besar tegangan untuk tiap-tiap saluran yaitu  pada  saluran  Bus  Trafo KB  037  sebesar 18,96 kV, Bus Trafo KB 044 sebesar 18,947 kV, Bus Trafo KB 139 sebesar  18,947  kV,  Bus  Trafo  KB  038  sebesar  18,928, Bus Trafo KB 053 sebesar 18,923 kV, Bus Trafo KB 166 sebesar  18,921  kV,  Bus  Trafo  KB  054  sebesar  18,925 kV, Bus Trafo KB 136 sebesar 18,924 kV, Bus Trafo KB 091  sebesar  18,924  kV,  dan  Bus  Trafo  KB  082  sebesar 18,918 kV.

## 3.2.2 Perhitungan Jatuh Tegangan dan Rugi Daya Sebelum Rekonfigurasi Jaringan Pada Penyulang Naioni
Perhitungan  jatuh  tegangan  dan  rugi  daya  untuk  setiap bagian  jaringan  (jarak  antar  bus)  dilakukan  dari  titik sumber  ke  titik  saluran  bus  yang  berada  di  depannya. Untuk  menghitung  jatuh  tegangan  dilakukan  dengan asumsi  dimana  titik  sumber  adalah  titik  A  dan  jaringan saluran  bus  di  depannya  adalah  titik  B  begitupun  untuk menghitung  jatuh  tegangan  dan  rugi  daya  pada  saluran bus  yang  lain  dengan  menggunakan  asumsi  yang  sama dapat dilihat pada Gambar 3.1.
Berdasarkan Gambar 3.1 . dapat dilihat untuk mengetahui besarnya jatuh tegangan pada titik B dapat menggunakan persamaan 2.5:
∆𝑉 = √3 x I (R cos 𝜑 +  X sin 𝜑 ) x L .......................... 2.5
Keterangan : ∆V =Jatuh Tegangan (Volt)
I =Arus Beban (Ampere)
R =Resistansi saluran ((Ohm/km) X =  Reaktansi saluran (Ohm/km)
Pada  kondisi  sebelum  rekonfigurasi  jaringan  Penyulang Naioni,  Faktor  daya  pada  simulasi  ETAP  12.6  dari Saluran  Bus  Gardu  Hubung  Sikumana  ke  Saluran  Bus KB  099  di  Penyulang  Naioni  dimana  faktor  daya  yaitu
0,85 .
Cos θ     = 0,85 Sin θ = 0,52 R = 0,2162 Ohm X = 0,3305
Panjang = 0,25 Jadi  dengan  memasukan  persamaan  2.5 untuk menghitung Jatuh Tegangan persection menjadi :
∆𝑉 = √ 3x 65,01 (0,2162 x 0,85  + 0,3305 x 0,52) x 0,25 = 9,997 Volt
= 0,00999 kV
Dengan  dilakukannya  rumus  yang  sama  untuk  semua penghantar dengan mengacu pada data tahanan pada tabel 2.1  dan  data  arus  beban pada  tabel  3.3  maka  didapatkan hasil  jatuh  tegangan  terukur  simulasi  ETAP  12.6  dan perhitungan  dengan  menggunakan  rumus  didapatkan hasil keseluruhan-nya yaitu sama seperti  hasil pengukuran  pada  hasil  simulasi  program  ETAP  12.6 hanya berbeda selisih beberapa angka dibelakang koma.
Dari  hasil  simulasi  pada  Tabel  3.3  dapat  dilihat  bahwa hasil  simulasi  mengalami  penurunan  tegangan  yang paling rendah yaitu Bus Trafo KB 166 sebesar 18,921 kV dan saluran Bus Trafo KB 082 sebesar 18,918 kV, karena pada  Bus  Trafo  KB  082  tersebut  merupakan  bus percabangan  paling  ujung  dari  semua  bus  percabangan yang lain.
Untuk  perhitungan  presentasi  jatuh  tegangan  kondisi sebelum  rekonfigurasi  jaringan  pada  penyulang  Naioni dapat  menggunakan  persamaan  2.8  adalah  sebagai berikut :
𝑉𝑠 − 𝑉𝑟 ∆𝑉 = ( 𝑉𝑠 ) × 100%
Keterangan: ∆ V          =  Jatuh  Tegangan  (Volt) Vs  = tegangan sisi pengirim Vr          = tegangan sisi penerima Dengan  mempresantasikan  bahwa  saluran  Bus  GH Sikumana sebagai  tegangan sisi kirim (Vs) dengan besar tegangan  sebesar  19,885  kV  sedangkan  disisi  penerima (Vr)  yaitu  pada  Bus  Trafo  KB  166  dan  Bus  Trafo  KB 082.  Maka  untuk  menghitung  presentasi  jatuh  tegangan pada  kondisi  sebelum  rekonfigurasi  jaringan  Penyulang Naioni adalah sebagai berikut :
P
∆𝑉 Bus Trafo KB 166 = 19,885 − 18,957 = 0,928 kV
∆𝑉 % ∆𝑉 Bus Trafo KB 166 = 𝑉𝑠 𝑥 100%
= ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = 0,928 𝑥 100%
19,885 = 4,66 % ∆VBus Trafo KB 082 = 19,885 − 18,954 = 0,931 kV
∆𝑉
% ∆𝑉 Bus Trafo KB 166 = 𝑉𝑠 𝑥 100%
= ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = 0,931 𝑥 100%
19,885
= 4,68 %
Dari  hasil  perhitungan  tersebut,  maka  dapat  diketahui bahwa  pada  kondisi  sebelum  rekonfigurasi  jaringan Penyulang  Naioni  mengalami  jatuh  tegangan  pada  Bus Trafo  KB  166,  dan  Bus  Trafo  KB  082  dengan  jatuh tegangan  untuk  masing-masing  bus  yaitu  Bus  Trafo  KB 166  sebesar  0,964  atau  4,84  %  dan  Bus  Trafo  KB  082 sebesar  0,967  kV  atau  4,86%.  Oleh  karena  itu  jatuh tegangan pada ujung jaringan masih dalam batas toleransi yang ditentukan yaitu ± 5 %.
Untuk  menghitung  rugi-rugi  daya  aktif  dan  reaktif pada penghantar  pada  Penyulang  Naioni  dapat  dilakukan dengan persamaan 2.11 dan 2.14 yaitu :
Rugi-Rugi Daya Aktif tiga fasa :
P Losses2 = 3 x I 2 x R . L = 3 x 65,01 2 x 0,2162 x 0,25 = 685,295 Watt = 0,6853 kW Rugi-rugi daya Reaktif tiga fasa :
Q Losses2 = 3 x I 2 x X x L
= 3 x 65,01 2 x 0,3305 x 0,25 = 1047,6 VAR = 1,04759 kVAR
Dengan  dilakukannya  rumus  yang  sama  untuk  semua penghantar  dengan  mengacu  pada  data  tahanan  pada Tabel  3.1  dan  data  arus  beban  pada  tabel  3.1  maka didapatkan  hasil  rugi-rugi  daya.  Rugi-rugi  daya  tersebut dapat dilihat pada Tabel 3.4 berikut.
Tabel 3.4 Hasil Simulasi dan Perhitungan Rugi-rugi daya Pada  Saluran  Udara  Tegangan  Menengah Penyulang Naioni
No Dari Bus
Ke Bus RUGI DAYA TERUKUR
kW kVAR 1 Bus GH SIKUMANA
Bus Trafo KB 099 0,692 1,11
2 Bus Trafo KB 099 Bus Trafo KB 138 2,378 3,816 3 Bus Trafo KB 138 Bus Trafo KB 029 0,01 0,004 4 Bus Trafo KB 138 Bus Trafo NAIONI 1 1,954 1,59 5 Bus Trafo NAIONI 1 Bus Trafo KB 058 0,589 0,254 6 Bus Trafo KB 058 Bus Trafo KB 144 0,14 0,058 7 Bus Trafo KB 144 Bus Trafo KB 169 0,012 0,005 8 Bus Trafo KB 169 Bus Trafo KB 176 0,084 0,036 9 Bus Trafo KB 176 Bus Trafo KB 059 0,065 0,028 10 Bus Trafo KB 059 Bus Trafo KB 061 0,086 0,037 11 Bus Trafo KB 061 Bus Trafo KB 062 0,022 0,01 12 Bus Trafo KB 062 Bus Trafo KB 118 0,001 0,001 13 Bus Trafo NAIONI 1 Bus Trafo KB 096 0,002 0,001 14 Bus Trafo NAIONI 1 Bus Trafo KB 119 3,545 2,884 15 Bus Trafo KB 119 Bus Trafo KB 202 0,01 0,004 16 Bus Trafo KB 119 Bus Trafo KB 186 0,016 0,003 17 Bus Trafo KB 119 Bus Trafo KB 074 14,489 6,253 18 Bus Trafo KB 074 Bus Trafo KB 072 0,06 0,026 19 Bus Trafo KB 072 Bus Trafo KB 123 0,005 0,002 20 Bus Trafo KB 072 Bus Trafo KB 168 0,004 0,002 21 Bus Trafo KB 074 Bus Trafo KB 137 3,337 1,44 22 Bus Trafo KB 137 Bus Trafo KB 011 3,084 1,331 23 Bus Trafo KB 011 Bus Trafo KB 018 3,237 0,651 24 Bus Trafo KB 018 Bus Trafo KB 191 5,515 2,38 25 Bus Trafo KB 191 Bus Trafo KB 064 1,587 0,685 26 Bus Trafo KB 064 Bus Trafo KB 022 0,023 0,01 27 Bus Trafo KB 022 Bus Trafo KB 083 0,002 0,001 28 Bus Trafo KB 064 Bus Trafo KB 019 0,767 0,331 29 Bus Trafo KB 019 Bus Trafo KB 106 1,797 0,775 30 Bus Trafo KB 106 Bus Trafo KB 143 0,03 0,013 31 Bus Trafo KB 143 Bus Trafo KB 075 0,004 0,002 32 Bus Trafo KB 075 Bus Trafo KB 076 0,006 0,002 33 Bus Trafo KB 106 Bus Trafo KB 036 1,557 0,672 34 Bus Trafo KB 036 Bus Trafo KB 043 0,008 0,003 35 Bus Trafo KB 036 Bus Trafo KB 089 0,607 0,262 36 Bus Trafo KB 089 Bus Trafo KB 037 0,8 0,345 37 Bus Trafo KB 037 Bus Trafo KB 044 0,055 0,024 38 Bus Trafo KB 044 Bus Trafo KB 139 0,001 0 39 Bus Trafo KB 037 Bus Trafo KB 038 0,348 0,15 40 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 053 0,017 0,007 41 Bus Trafo KB 053 Bus Trafo KB 166 0,004 0,002 42 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 054 0,006 0,003 43 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 136 0,005 0,002 44 Bus Trafo KB 136 Bus Trafo KB 091 0 0 45 Bus Trafo KB 038 Bus Trafo KB 082 0,032 0,014 46 Bus Trafo KB 106 Bus Trafo KB 078 0,256 0,11 47 Bus Trafo KB 078 Bus Trafo KB 068 0,452 0,195 48 Bus Trafo KB 068 Bus Trafo KB 067 0,147 0,063 49 Bus Trafo KB 067 Bus Trafo KB 066 0,112 0,048 50 Bus Trafo KB 066 Bus Trafo KB 065 0,044 0,019 51 Bus Trafo KB 065 Bus Trafo KB 049 0,048 0,021 52 Bus Trafo KB 049 Bus Trafo KB 057 0,006 0,003 53 Bus Trafo KB 057 Bus Trafo KB 048 0,003 0,001 54 Bus Trafo KB 059 Bus Trafo KB 195 0,001 0 55 Bus Trafo KB 059 Bus Trafo KB 196 0 0 TOTAL 48,062 25,689
Berdasarkan  Tabel  3.4  menunjukkan  bahwa  total  rugi daya  aktif  penghantar  sebesar  48,062  kW  dan  rugi  daya reaktif penghantar sebesar 25,689 kVAR. Sehingga hasil perhitungan  jatuh  tegangan  dan  rugi-rugi  daya  dengan menggunakan persamaan 2.11 dan 2.14 diatas didapatkan hasil  keseluruhan-nya  yaitu  sama  seperti  pada  hasil simulasi  program  ETAP  12.6  hanya  berbeda  selisih beberapa  angka  dibelakang  koma.  Dapat  diambil  dari hasil  simulasi  menggunakan  ETAP  12.6  diperoleh kondisi  bahwa  pada  hasil  simulasi  ETAP  12.6  kondisi Existing jatuh tegangan pada ujung jaringan masih dalam toleransi standard SPLN No. 72 Tahun 1987 yaitu  ± 5%.
3.2.3 Perbaikan Luas

## Penampang Penghantar
Salah satu upaya untuk meminimalkan atau memperbaiki penyaluran energi daya listrik yang mudah dilakukan dan bermanfaat dalam waktu yang lama untuk mengantisipasi perkembangan beban yang dipikul oleh penyulang adalah dengan  rekonfigurasi  luas  penampang.  Upaya  ini  perlu dilakukan  agar  mengurangi  jatuh  tegangan  dan  rugi-rugi daya  pada  saluran.  Dilihat  pada  data  Tabel  3.1  bahwa luas  penampang  saluran  penghantar utama  (main  feeder) yang  menggunakan  luas  penampang  AAAC  150  mm 2 mempunyai  panjang  ±  1,12  kms,  sedangkan  luas penampang  AAAC  70  mm 2 mempunyai  panjang  ±  3,14 kms, dan luas penampang yang paling panjang digunakan yaitu  35  mm2  dengan  panjang  ±  77,005  kms.  Rencana rekonfigurasi  luas  penampang  penghantar  yaitu  dari  35 mm 2 menjadi  AAAC  70  mm 2 yaitu  pada  saluran penghantar  utama  (main  feeder)  pada  kabel  17  17  yang menghubungkan saluran Bus Trafo KB 119 ke Bus Trafo KB  074  ini  merupakan  jarak  yang cukup  panjang  antara beban  lainnya dengan  panjang  salurannya yaitu  3,17  km sehingga menyebabkan jatuh tegangan dan rugi-rugi daya pada  ujung  jaringan  Penyulang  Naioni.  Sedangkan  pada saluran  yang  paling  ujung  lainya  tetap  menggunakan penghantar  AAAC  35  mm 2 .  Untuk  hasil  simulasi keseluruhan  Gambar singgle  line  diagram-nya dapat dilihat pada Gambar 3.1.
Berdasarkan  hasil  rekonfigurasi  diameter  pada  saluran Bus  Trafo  KB  119  ke  Saluran  Bus  Trafo  KB  074 menunjukkan bahwa pada kondisi setelah di lakukan-nya rekonfigurasi  luas  penampang  penghantar,  maka  jatuh tegangan  tegangan  pada  tiap  saluran  selalu  mengalami kenaikan  yaitu  pada  saluran  Bus  Trafo  KB  037  sebesar 19,082  kV,  Bus  Trafo  KB  044  sebesar  19,069  kV,  Bus Trafo  KB  139  sebesar  19,068  kV,  Bus  Trafo  KB  038 sebesar 19,05 kV, Bus Trafo KB 053 sebesar 19,045 kV, Bus Trafo KB 166 sebesar 19,043 kV, Bus Trafo KB 054 sebesar  19,047  kV,  Bus  Trafo  KB  136  sebesar  19,046
kV, Bus Trafo KB 091 sebesar 19,045 kV, dan Bus Trafo KB 082 sebesar 19,04 kV.
Untuk  perhitungan  presentasi  jatuh  tegangan  sebelum rekonfigurasi  jaringan  pada  Penyulang  Naioni  dapat menggunakan persamaan 2.19 adalah sebagai berikut :
𝑉𝑠 − 𝑉𝑟 ∆𝑉 = ( 𝑉𝑠
) × 100%
Keterangan: ∆ V        = Jatuh Tegangan (Volt) Vs           =  tegangan  sisi  pengirim Vr         = tegangan sisi penerima Dengan  mempresentasikan  bahwa  saluran  Bus  GH Sikumana sebagai tegangan sisi kirim (Vs) dengan besar tegangan  sebesar  19,884  kV  sedangkan  di  sisi  penerima (Vr)  yaitu  pada  Bus  Trafo  KB  166  dan  Bus  Trafo  KB 082.  Maka  untuk  menghitung  jatuh  tegangan  dan presentasi  jatuh  tegangan  setelah  rekonfigurasi  jaringan adalah sebagai berikut :
∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 = 19,884 − 19,043 = 0,841 kV
% ∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 = ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = ∆𝑉 𝑥 100%
𝑉𝑠 0,841 = 𝑥 100% 19,884 = 4,22 % ∆VBus_Trafo KB 082 = 19,884 − 19,04
= 0,844 kV
% ∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 = ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = ∆𝑉 𝑥 100%
𝑉𝑠 = 0,844 𝑥 100% 19,884 = 4,24 %
Dari  hasil  perhitungan  tersebut,  maka  dapat  diketahui bahwa  kondisi  setelah  dilakukan  rekonfigurasi  jaringan Penyulang  Naioni,  maka  presentasi  jatuh  tegangan mengalami  penurunan  pada  titik  saluran  Bus  Trafo  KB 166, dan Bus Trafo KB 082 dengan jatuh tegangan untuk masing-masing  bus  yaitu  Bus  Trafo  KB  166  sebesar 0,841 atau 4,22 % dan Bus Trafo KB 082 sebesar 0,844 kV  atau  4,24  %.  Hasil  rekonfigurasi  luas  penampang penghantar pada Penyulang Naioni juga akan mengurangi rugi-rugi  daya  total  yang  terjadi  pada  penyulang. Berdasarkan  kondisi  sebelum  rekonfigurasi  jaringan penyulang  Naioni  mengalami  rugi-rugi  daya  aktif penghantar  sebesar  48,062  kW  dan  rugi  daya  reaktif penghantar  sebesar  25,689  kVAR.  Setelah  dilakukan dengan penggantian  luas penampang  penghantar total
rugi  daya  aktif  dan  rugi  daya  reaktif  akan  berkurang dengan  besar  rugi  daya  masing-masing  yaitu  rugi  daya aktif  sebesar  41,142  kW  dan  rugi-rugi  daya  reaktif sebesar 25,53 kVAR.

## 3.2.4 Perbaikan Dengan Pemasangan Kapasitor Bank
Salah  satu  upaya  untuk  memperbaiki  faktor  daya,  dapat dilakukan  dengan  memasang  Kapasaitor  Bank.  Dalam melakukan  perbaikan  faktor  daya  terlebih  dahulu menentukan  parameter  Kapasitor  Bank  yang  paling optimal.
Untuk  menentukan  parameter  pemasangan  kapasitor bank  yang  paling  optimal  dapat  dihitung  dengan mengacu pada persamaan 2.27 sebagai berikut:
Qc = P (kW) x (tan φ 1 –tan φ 2 ) Ket :       P = daya aktif (KW) Qc =  kapasitas  kapasitor  (KVAR) tan ∅ 1 = tangen sudut faktor daya awal tan ∅ 2 =  tangen  sudut  faktor  daya  yang diinginkan
Pada  kondisi  sebelum  rekonfigurasi  jaringan  Penyulang Naioni,  Faktor  daya  pada  simulasi  ETAP  12.6  dari Saluran  Bus  Gardu  Hubung  Sikumana  ke  Saluran  Bus KB  099  di  Penyulang  Naioni  dimana  faktor  daya  yaitu 0,85.  Sedangkan  setelah  rekonfigurasi  jaringan  Faktor daya yang di inginkan untuk  memperbaiki jaringan pada Punyulang  Naioni  yaitu  0,90.  Sebelum  menentukan Pemasangan  Kapasitor  Bank  terlebih  dahulu  mencari nilai daya aktif pada suatu saluran dengan mengacu pada persamaan 2.7 sebagai berikut.
P 3 ɸ       = √ 3 x VL x IL x. Cos 𝜑 = √ 3 x 19.885 x 65,01 x cos 0,85
= 2235,71 Kw Maka  untuk  menentukan  nilai  kapasitor  yang  sesuai dengan kebutuhan dapat dihitung melalui persamaan 2.27 berikut:
Qc = P (kW) x (tan φ 1 –tan φ 2) tan ∅ 1 = cos -1 (0,84) tan ∅ 2 = cos -1 (0,90)
Maka untuk daya reaktif (Qc) perhitungan sebagai berikut :
Qc = 2238,71 x (tan ( cos -1 (0,84))- tan (cos -1 (0,90))
= 302,76 kVAR
Dari  hasil  perhitungan  data  untuk  pemasangan  kapasitor tersebut  menunjukkan  nilai  sebesar  302,76  kVAR. Karena  kapasitor  di  pasaran  tidak  ada  yang  bernilai 361,80  kVAR  jadi  kapasitor  yang  di  pilih  harus  400 kVAR,  maka  selanjutnya  dilakukan  pencarian  titik dimana  untuk  penempatan  Kapasitor  Bank  yang  paling optimal. Sehingga didapatkan penempatan kapasitor bank yang  paling  optimal  yaitu  pada  titik  bus  saluran Bus_Tafo  KB  119  ke  saluran  Bus_Trafo  KB  074. Dimana  pada  saluran  Bus  Trafo  KB  119  ke  saluran  Bus Trafo  KB  074  tersebut  merupakan  jarak  yang  cukup panjang  dari  semua  saluran  yang  lain  sehingga mengakibatkan losess atau rugi daya reaktif cukup besar dengan  besar  rugi  daya  reaktif  sebesar  6,253  kVAR, maka  untuk  itu  perlu  di  pasang  Kapasitor  Bank  agar menekan  terjadinya losses atau  rugi  daya  reaktif  yang besar  pada  suatu  sistem  tenaga  listrik.  Sehingga  setelah dilakukan  rekonfigurasi  jaringan  dengan  pemasangan kapasitor  Bank  pada  saluran  Bus  Trafo  KB  119  ke saluran  Bus  Trafo  KB  074  besar  rugi  daya  reaktif  akan berkurang  sebesar  4,916  kVAR.  Untuk  hasil  simulasi ETAP  12.6  keseluruhan  Gambar singgle  line  diagram- nya dapat dilihat pada Gambar 3.2 berikut :
Gambar 3.2 Singgle Lini Diagram Pemasangan Kapasitor Bank
= =
Berdasarkan  Gambar  3.2  dapat  dilihat  bahwa  kondisi setelah  di  lakukan-nya  perbaikan  dengan  pemasangan transformator sisipan maka jatuh tegangan tegangan pada tiap  saluran  selalu  mengalami  kenaikan  yaitu  pada saluran Bus Trafo KB 037 sebesar 19,071 kV, Bus Trafo KB  044  sebesar  19,058  kV,  Bus  Trafo  KB  139 sebesar 19,058  kV,  Bus  Trafo  KB  038  sebesar  19,039  kV,  Bus Trafo  KB  053  sebesar  1819,034  kV,  Bus  Trafo  KB  166 sebesar  19,032  kV,  Bus  Trafo  KB  049  sebesar  19,036 kV, Bus Trafo KB 136 sebesar 19,035 kV, Bus Trafo KB 091  sebesar  19,035  kV,  dan  Bus  Trafo  KB  082  sebesar 19,029 kV.
Untuk  perhitungan  presentasi  jatuh  tegangan  setelah perbaikan  dengan  Kapasitor  Bank  jaringan  pada penyulang  Naioni  dapat  menggunakan  persamaan  2.19 adalah sebagai berikut :
𝑉𝑠 − 𝑉𝑟
= 4,47 %
Dari  hasil  perhitungan  tersebut,  maka  dapat  diketahui bahwa pada kondisi setelah  dilakukan perbaikan jaringan Penyulang  Naioni  maka  presentasi  jatuh  tegangan mengalami  penurunan  pada  titik  saluran  Bus  Trafo  KB 166, dan Bus Trafo KB 082 dengan jatuh tegangan untuk masing-masing  bus  yaitu  Bus  Trafo  KB  166  sebesar 0,888  kV  atau  4,45  %  dan  Bus  Trafo  KB  082  sebesar 0,891  kV  atau  4,47%.  Sehingga  pada  kondisi  sebelum rekonfigurasi  menunjukkan  bahwa  jaringan  Penyulang Naioni  mengalami  rugi-rugi  daya  aktif  sebesar  48,062 kW dan rugi daya reaktif sebesar 25,689 kVAR.  Setelah dilakukan dengan perbaikan pemasangan Kapasitor Bank total rugi daya aktif dan rugi daya reaktif akan berkurang dengan  besar  rugi  daya  masing-masing  yaitu  rugi  daya aktif  sebesar  43,714  kW  dan  rugi  daya  reaktif  sebesar 22,888 kVAR .
∆𝑉 = ( 𝑉𝑠 ) × 100%
Keterangan: ∆ V        = Jatuh Tegangan (Volt) Vs           =  tegangan  sisi  pengirim Vr         = tegangan sisi penerima Dengan  mempresantasikan  bahwa  saluran  Bus  GH Sikumana sebagai tegangan sisi kirim (Vs) dengan besar tegangan  sebesar  19,92  kV  sedangkan  di  sisi  penerima (Vr)  yaitu  pada  Bus  Trafo  KB  166  dan  Bus  Trafo  KB 082.  Maka  untuk  menghitung  jatuh  tegangan  dan presentasi  jatuh  tegangan  setelah  rekonfigurasi  jaringan adalah sebagai berikut :
∆𝑉 Bus   TrafoKB 166  = 19,92 − 19,032 = 0,888 kV
∆𝑉 % ∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 𝑥 100%
𝑉𝑠
= ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = 0,888 𝑥 100% 19,92 = 4,45 % ∆VBus_Trafo KB 082 = 19,92 − 19,029 = 0,891 kV ∆𝑉 % ∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 𝑥 100%
𝑉𝑠
= ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = 0,891 𝑥 100%
19,92

## 3.2.5 Perbaikan Dengan Pemasangan Transfomator
Sisip Pemasangan transformator distribusi sisipan ini dimaksudkan  untuk  mengurangi  beban  pada  gardu distribusi yang sudah ada sebelumnya dengan memindahkan  sebagian  beban  ke  gardu  distribusi  sisip. Penempatan gardu distribusi sisip ini harus di perhatikan dengan matang agar diperoleh posisi yang tepat, sehingga gardu  distribusi  ini  dapat  berfungsi  untuk  meningkatkan kualitas  tegangan  di  ujung  jaringan  distribusi,  maka  di dapatkan  penempatan  pemasangan  transformator  sisip yang  paling  optimal  yaitu  pada  saluran  Bus  _Trafo  KB 119 ke Bus Trafo KB 074. Dimana pada kondisi sebelum rekonfigurasi jaringan pada saluran Bus Trafo KB 119 ke Bus Trafo KB 074 tersebut merupakan jarak yang cukup panjang  dari  semua  saluran  yang  lain  dengan  panjang 3,17 km dan masih menggunakan diameter penghantarnya  masih  kecil  yaitu  35  mm 2 .  Sedangkan dalam  kondisi  sebelum  rekonfigurasi  jaringan  rugi  daya aktif  dan  rugi  daya  reaktif  pada  saluran  Bus  Trafo  KB 119 ke Bus Trafo KB 074 juga cukup besar dengan besar rugi  daya  aktif  sebesar  14,435  kW  dan  rugi  daya  reaktif sebesar  6,229  kVAR.  Untuk  hasil  simulasi  keseluruhan Gambar singgle  line  diagram-nya dapat  dilihat  pada Gambar 3.3.
=
=
Gambar 3.3 Singgle Line Diagram Pemasangan Transformator Sisip
Berdasarkan  Gambar  4.3  dapat  dilihat  bahwa  pada kondisi  setelah  di  lakukan-nya  perbaikan  dengan pemasangan  transformator  sisipan  maka  jatuh  tegangan tegangan  pada  tiap  saluran  selalu  mengalami  kenaikan yaitu pada saluran Bus Trafo KB 037 sebesar 19,102 kV, Bus Trafo KB 044 sebesar 19,089 kV, Bus Trafo KB 139 sebesar 19,089 kV, Bus Trafo KB 038 sebesar 19,07 kV, Bus Trafo KB 053 sebesar 19,065 kV, Bus Trafo KB 166 sebesar  19,063  kV,  Bus  Trafo  KB  054  sebesar  19,067 kV, Bus Trafo KB 136 sebesar 19,066 kV, Bus Trafo KB 062  sebesar  19,065  kV,  dan  Bus  Trafo  KB  082  sebesar 19,06  kV.  Untuk  perhitungan  presentasi  jatuh  tegangan setelah  perbaikan  dengan  transformator  sisip  jaringan pada  Penyulang  Naioni  dapat  menggunakan  persamaan 2.19 adalah sebagai berikut :
𝑉𝑠 − 𝑉𝑟 ∆𝑉 = ( 𝑉𝑠 ) × 100%
Keterangan: ∆ V        = Jatuh Tegangan (Volt) Vs           =  tegangan  sisi  pengirim Vr         = tegangan sisi penerima Dengan  mempresantasikan  bahwa  saluran  Bus  GH Sikumana sebagai tegangan sisi kirim (Vs) dengan besar tegangan  sebesar  19,884  kV  sedangkan  disisi  penerima (Vr)  yaitu  pada  Bus  Trafo  KB  166  dan  Bus  Trafo  KB 082.  Maka  untuk  menghitung  jatuh  tegangan  dan presentasi  jatuh  tegangan  setelah  rekonfigurasi  jaringan adalah sebagai berikut :
∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 = 19,886 − 19,063 = 0,823 kV
∆𝑉 % ∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 𝑥 100% 𝑉𝑠 = ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠 = 0,823 𝑥 100%
19,886
= 4,13 %
∆VBus_Trafo KB 082 = 19,886 − 19,06
= 0,826 kV
∆𝑉 % ∆𝑉 Bus_Trafo KB 166 𝑥 100% 𝑉𝑠 = ∆𝑉 𝑥 100% 𝑉𝑠
= 0,826 𝑥 100% 19,886 = 4,15 %
Dari  hasil  perhitungan  tersebut,  maka  dapat  diketahui bahwa pada kondisi setelah perbaikan jaringan Penyulang Naioni  maka  presentasi  jatuh  tegangan  mengalami penurunan pada titik saluran Bus Trafo KB 166, dan Bus Trafo  KB  082  dengan  jatuh  tegangan  untuk  masing- masing  bus  yaitu  Bus  Trafo  KB  166  sebesar  0,823  kV atau  4,13  %  dan  Bus  Trafo  KB  082  sebesar  0,826  kV atau  4,15%.  Sedangkan  hasil  pemasangan  transformator sisip pada Penyulang Naioni juga akan mengurangi rugi- rugi  daya  total  yang  terjadi  pada  penyulang.  Sehingga pada  kondisi  existing  menunjukkan  bahwa  jaringan Penyulang Naioni mengalami rugi-rugi daya aktif sebesar 48,062  kW  dan  rugi  daya  reaktif  sebesar  25,689  kVAR. Setelah  dilakukan  dengan  pemasangan  transformator sisip  maka  total  rugi  daya  aktif  dan  rugi  daya  reaktif akan  berkurang  dengan  besar  rugi  daya  masing-masing yaitu  rugi  daya  aktif  sebesar  39,292  kW  dan  rugi  daya reaktif sebesar 24,467 kVAR.
3.3  Kondisi  Eksiting  Sebelum  Rekonfigurasi  dan Setelah Rekonfigurasi SUTM Penyulang

## Naioni 20 kV
Dari  hasil  perhitungan  dan  simulasi  ETAP  12.6 yang  telah  didapatkan  diatas  maka  akan  dibandingkan kondisi sebelum rekonfigurasi dan setelah rekonfigurasi.
Tabel  3.5  Hasil  Perbandingan  Nilai  Presentasi  Jatuh Tegangan  pada  Saluran  Bus_KB  Trafo  166 dan saluran Bus Trafo KB 082 Sebelum Dan Sesudah Jaringan Di Minimalkan
ID Jatuh Tegangan Kondisi Rekonfiguras i Setelah Rekonfiguras i Luas Penampang Penghantar Setelah Rekonfiguras i Pemasangan Transfomato r Sisip Setelah Rekonfigurasi Dengan Kapasitor Bank ∆v (kV) % ∆v (kV) % ∆v (kV) % ∆v (kV) % Bus Trafo KB 166 0,928 4,66 0,841 4,22 0,823 4,13 0,888 4,45 Bus Trafo KB 082 0,931 4,68 0,844 4,24 0,826 4,15 0,891 4,47
Berdasarkan  Tabel  3.5  diatas  menunjukkan  bahwa perbandingan  nilai  presentasi  Jatuh  Tegangan  Sebelum Dan  Sesudah  Jaringan  diminimalkan  selalu  mengalami penurunan pada titik saluran Bus Trafo KB 166, dan Bus Trafo  KB  082.  Pada  kondisi  sebelum  rekonfigurasi saluran  Bus  Trafo  KB  166  jatuh  tegangan  sebesar  0,928 kV  atau  4,66  %  dan  saluran  Bus  Trafo  KB  082  jatuh tegangan  sebesar  0,931  kV  atau  4,68  %.  Selanjutnya setelah  rekonfigurasi  luas  penampang penghantar  maka saluran  Bus  Trafo  KB  166  jatuh  tegangan  sebesar  0,841 kV atau 4,22 % dan saluran Bus Trafo KB 082 0,844 kV atau 4,24 %. Kemudian setelah pemasangan transformator sisip maka saluran Bus Trafo KB 166 jatuh tegangan  sebesar  0,823  kV  atau  4,13  %  dan saluran  Bus Trafo KB 082 sebesar 0,826 kV atau 4,15 %. Selanjutnya setelah  pemasangan  kapasitor  bank  maka  saluran  Bus Trafo KB 166 jatuh tegangan sebesar 0,888 kV atau 4,45 %  dan  saluran  Bus  Trafo  KB  atau  4,47  %,  sedangkan perbandingan  rugi-rugi  daya  aktif  dan  daya  reaktif  dari kondisi  sebelum  rekonfigurasi  dan  setelah  perbaikan dapat dilihat pada Tabel 3.6 rugi daya aktif dan rugi daya reaktif.

## Tabel 3.6 Perbandingan Rugi Daya Aktif dan Rugi Daya
Reaktif Kondisi Sebelum Rekonfigurasi Setelah Rekonfigurasi Luas Penampang Penghantar Setelah Rekonfigurasi Pemasangan Transfomator Sisip Setelah Rekonfigurasi Dengan Kapasitor Bank kW kVAR Kw Kvar kW kVAR kW Kvar 48,062 25,689 41,42 25,53 39,292 24,46 7 43,714 22,888
Berdasarkan  Tabel  3.6  perbandingan  rugi  daya  aktif dan perbandingan  rugi  daya  reaktif  menunjukkan  bahwa kondisi  sebelum  rekonfigurasi  rugi  daya  aktif  sebesar 48,062  kW  dan  rugi  daya  reaktif  sebesar  25,689  kVAR. Selanjutnya  setelah  dilakukan  dengan  pergantian  luas penampang penghantar mendapatkan hasil rugi-rugi daya aktif  sebesar  41,42  kW  dan  rugi  daya  reaktif  sebesar 25,53  kVAR.  Selanjutnya  setelah  pemasangan
transformator  sisip  maka  hasil  rugi  daya  aktif  sebesar 39,292  kW  dan  rugi  daya  reaktif  sebesar  24,467  kVAR. Kemudian  setelah  di  lakukan  dengan  pemasangan Kapasitor  bank  mendapatkan  hasil  yaitu  rugi  daya  aktif sebesar  43,714  kW  dan  rugi  daya  reaktif  sebesar  24,888 kVAR.

## 4. KESIMPULAN
FDari hasil simulasi dan analisis  yang telah dilakukan, dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:
1. Pada kondisi existing total rugi-rugi daya SUTM 20  kV  pada  peyulang  Naioni  yaitu  untuk  rugi- rugi daya aktif sebesar 48,062 kW dan rugi-rugi daya reaktif sebesar 25,689 kVAR.
2. Jatuh tegangan SUTM 20 kV penyulang Naioni pada  kondisi  Existing  sebesar  4,68  %  ini merupakan masih sesuai standar standard SPLN No. 72 Tahun 1987
3. Dengan  cara  merekonfigurasi  jaringan  yaitu mengubah  diameter  penghantar,  memasang transformator  sisip,  dan  memasang  Kapasitor Bank  tersebut  dapat  meminimalkan  jatuh tegangan dan rugi-rugi daya pada SUTM 20 kV Penyulang  Naioni.  Dari  cara  tersebut  cara  yang paling efisien yaitu rekonfigurasi Transformator Sisip  dan  mengubah  diameter  kabel  sehingga presentasi Jatuh tegangan mengalami penurunan dengan  besar  tegangan  4,15  %  dan  rugi-rugi daya dapat di minimumkan.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Andi,  “Studi  Analisis  Profil  Tegangan  dan  Rugi- Rugi  Daya  serta  Energi  Tidak  Tersalurkan  pada Penyulang  Ogf  15  Bangau  Sakti  Di  PT.  PLN (Persero) Rayon Panam,”
Universitas Muhammadiyah Yogyakarta, 2017.
[2] Arif,  “Analisis  Jatuh  Tegangan  dan  Penanganan pada  Jaringan  Distribusi  20    kV    Rayon  Palur  PT. PLN (Persero) Menggunakan ETAP 12.6, Universitas Muhammadiyah Surakarta, 2016.
[3] Hasbullah, “Simulasi  Rekonfigurasi  Jaringan Distribusi 20 kV di PT. PLN (Persero) Rayon Sungai Rumbai,” Institut Teknologi Padang, 2017.
[4] SPLN  72,  “Spesifikasi  Desain  untuk  Jaringan Tegangan  Menengah  (JTM)  dan  Jaringan  Tegangan Rendah (JTR),” Jakarta , 1987
[5] Gonen,  T.,  “Electric  Power  Distribution  System Engineering,” Mc-Graw-Hill,  Inc, United  States  of America, 1986.