Volume 06, No. 02, November 2022, page 105 - 115

## JEE
Jurnal Edukasi Elektro https://journal.uny.ac.id/index.php/jee
Analisis Indeks Keandalan Secara Teknis dan Ekonomis Jaringan Distribusi 20 KV Menggunakan Metode Section Technique pada PT.  PLN (Persero) Rayon Belawan

## Gunawan Sihombing
Pascasarjana Universitas Muhammadiyah Sumatera Utara gunawansihombing6939@gmail.com*
*corresponding author
ABSTRACT Article Info
The purpose of this study is to analyze the reliability index of SAIDI, SAIFI and CAIDI  using  the  Section  Technique  method  and  evaluate  the  reliability according  to  the  IEEE  Std  1366-2003  Reliability  Index  Standard.  PLN (Persero)  Belawan  District.  Based  on  the  results  of  the  reliability  index analysis using the section technique method, the SAIFI reliability index value for the Lamhotma 01 feeder (LH01) is 1.6 times customers/year, exceeding the standard set by IEEE Std 1366-2003 which is 1.45 times customers/year, and meets the standard. SPLN is set at 3.0 times customers/year. The SAIDI value of the Lamhotma 01 feeder (LH01) is 2.0 hours/year. 6 hours/customer exceeds the standard set by IEEE-1366-2003 which is 1.47 hours/customer and exceeds the standard set by SPLN. And the energy that is not distributed (ENS) due to the blackout at the Lamhotma feeder in 2021 is 32681.33 kWh and the average energy is not channeled 4.7 kWh / customer and the economic loss is estimated at Rp 40,105.090.00.
Article history Received: October 19 th , 2022
Revised: November 3 rd , 2022
Accepted: November 6th,
2022
Keywords: reliability, feeder,
SAIFI,
SAIDI,
CAIDI,

## ABSTRAK
Tujuan penelitian ini adalah menganalisis indeks keandalan SAIDI, SAIFI dan CAIDI menggunakan metode Section Technique dan mengevaluasi keandalan sesuai dengan Standar Indeks Keandalan IEEE Std 1366 – 2003. Mengetahui rata-rata  energi  yang  tidak  tersalurkan  secara  teknis  dan  ekonomis    akibat terjadinya  pemadaman  di  PT.  PLN  (Persero)  Rayon  Belawan.  Berdasarkan hasil analisis indeks keandalan dengan menggunakan metode section tekhnique nilai indeks keandalan SAIFI penyulang Lamhotma 01 (LH01)  adalah 1,6 kali pelanggan/tahun melebihi standar yang ditetapkan oleh IEEE Std 1366-2003 yaitu 1,45 kali pelanggan/tahun, dan memenuhi standar yang di tetapkan SPLN sebesar  3,0  kali  pelanggan/tahun.  Nilai  SAIDI  penyulang  Lamhotma  01 (LH01) adalah Sebesar 2,0 jam/tahun memenuhi standar  yang telah di tetapkan IEEE std 1366-2003 yaitu 2.30 jam/tahun, dan juga memenuhi standar SPLN, dan  nilai  CAIDI  penyulang  Lamhotma  (LH01)  adalah  4,6  jam/pelanggan melebihi standar yang di tetapkan IEEE-1366-2003 yaitu 1,47 Jam/pelanggan, dan  juga  melebihi  standar  yang  di  tetapkan  SPLN.  Serta  energi  yang  tidak tersalurkan  (ENS)  akibat  terjadinya  pemadaman  pada  penyulang  Lamhotma tahun  2021  sebesar  32681,33  kWh  dan  rata-rata  energi  tak  tersalurkan  4,7 kwh/pelanggan dan kerugian ekonomis diperkirakan sebesar Rp 40.105.090,00.

## PENDAHULUAN
Reliability  Index  merupakan  suatu  metode untuk mengevaluasi parameter keandalan suatu sistem distribusi tenaga listrik dalam kaitannya dengan  keandalan  kualitas  pelayanan  kepada pelanggan.  Keandalan  merupakan  ukuran keberhasilan atau kinerja alat dalam memberikan  hasil  yang  lebih  baik  selama periode waktu tertentu (J. K. Koster et al., 1978). Indeks  keandalan  yang  digunakan  untuk mengukur  keandalan  sistem  distribusi  adalah SAIFI, SAIDI, dan CAIDI (R. Syahputra, 2016). Standar  yang  digunakan  sebagai  tolak  ukur untuk metrik keandalan sistem distribusi listrik adalah  standar  Indeks  Keandalan  IEEE  Std 1366-2003.  Metode  seksi  adalah metode  untuk menentukan indeks keandalan sistem distribusi. Jika  indeks  keandalan  sistem  diketahui,  maka dimungkinkan untuk menganalisis nilai ekonomi  di  pihak  PLN  dari  harga  jual  tenaga listrik dan biaya pemeliharaan sistem distribusi. Dari  hasil  analisis  yang  diperoleh  dikaitkan dengan  aspek  reliabilitas  sehingga  reliabilitas dapat  dievaluasi  guna  meminimalkan  kerugian yang  ditimbulkan  (Praditama  et  al.,  2014). Metode  teknik  seksi  adalah  metode  terstruktur untuk mengevaluasi keandalan sistem distribusi listrik berdasarkan pengaruh kegagalan perangkat  terhadap  operasi  sistem  (B.  Pada  et al.,  2016).  Secara  sistematis,  efek  dan konsekuensi  kegagalan  diidentifikasi  dengan menganalisis apa yang terjadi ketika kegagalan terjadi  dan  menganalisis  perangkat  yang  gagal dari  semua  titik  beban  (Brown,  2017).  Untuk menghitung  nilai  keandalan  menggunakan metode seksi, bagilah sistem distribusi menjadi beberapa bagian dan periksa pengaruh kegagalan  masing-masing  perangkat  terhadap semua  pelanggan  di  jaringan  distribusi. Kecamatan  Medan  Belawan  merupakan  salah satu  kecamatan  di  Kota  Medan  yang  telah berperan  serta  dalam  pembangunan  ekonomi Indonesia dan sangat maju dalam hal bisnis dan industri.  Sebagai  salah  satu  pusat  industri, Belawan  tentu  membutuhkan  pasokan  listrik. Listrik merupakan kebutuhan pokok masyarakat Belawan,  dan  kebutuhan  energi  semakin meningkat dari tahun ke tahun. Seiring dengan meningkatnya  kebutuhan  tenaga  listrik,  maka perlu dilakukan perluasan sektor pembangkitan
dan  perbaikan  infrastruktur  agar  proses transmisi  tenaga  listrik  ke  konsumen  dapat dilakukan dengan lancar.

## Sistem Tenaga Listrik
Sistem  tenaga  listrik  umumnya  terdiri  dari tiga  bagian:  pembangkit  tenaga,  transmisi,  dan distribusi.  Yang  pertama  adalah  penciptaan tegangan  yang  dihasilkan  oleh  pusat  energi listrik.  Kedua,  sistem  transmisi  dengan  gardu induk  (Dasman  &  Handayani,  2017).  Ketiga, Sistem  distribusi  terdiri  dari  saluran  distribusi tegangan  menengah  (TM)  primer  dan  saluran distribusi  tegangan  menengah  dan  tegangan rendah  (TR).  Saluran  listrik  utama,  yang  biasa dikenal  dengan  sistem  distribusi,  terdiri  dari  6 kV  dan  20  kV  dan  dikendalikan  oleh  pusat kendali  distribusi  (DCC).  Jaringan  distribusi untuk  kabel  atas  atau  bawah  tanah,  stasiun distribusi  tegangan  menengah  dengan  panel sakelar  tegangan  menengah  ke  distributor tegangan rendah (380V,220V) untuk menghasilkan  tegangan  operasi  atau  listrik untuk  bisnis  dan  konsumen  (Pramono,  2010; Stevenson  &  William,  1993).  Beberapa pelanggan  dengan  kebutuhan  daya  tinggi mungkin  tidak  dapat  terhubung  ke  jaringan tegangan  rendah  dan  mungkin  perlu  terhubung langsung  ke  jaringan  tegangan  tinggi,  atau terhubung  langsung  ke  saluran  transmisi tegangan  tinggi.  Trafo  distribusi  dibuat  untuk gardu distribusi. Hal ini dikarenakan suatu gardu distribusi  memiliki  banyak  distribusi  dan membutuhkan  banyak  trafo  distribusi.  Gardu distribusi  daya  sering  disederhanakan  dengan saluran  listrik  menjadi  transformator  kutub sederhana.
Keandalan adalah probabilitas yang mewakili dasar atau kualitas yang memungkinkan  suatu  perangkat  listrik  untuk mengoptimalkan  fungsi  dan  kinerjanya  sesuai dengan  kondisi  dan  keadaan  (Pratama,  2019).
Dalam  menilai  keandalan  sistem  distribusi, perlu  dilakukan  perhitungan  indeks  keandalan untuk jangka waktu tertentu.
Parameter  yang  biasa  digunakan  untuk mengevaluasi keandalan sistem distribusi radial adalah  tingkat  kegagalan  (λ),  waktu  rata-rata kegagalan  (  ),  dan  waktu  kegagalan  tahunan (U).
1. Laju Kegagalan (λ) Tingkat kegagalan merupakan frekuensi
kegagalan sistem,  yang  dinyatakan  sebagai tingkat keandalan sistem sebagai fungsi dari waktu sistem telah beroperasi, dan dirumuskan sebagai berikut (VOLY, 2020).
𝜆 = 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑔𝑎𝑛𝑔𝑔𝑢𝑎𝑛 𝑠𝑒𝑡𝑖𝑎𝑝 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 𝑠𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔 𝑤𝑎𝑘𝑡𝑢 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑎𝑚𝑎𝑡𝑎𝑛 𝑑𝑎𝑙𝑎𝑚 𝑠𝑎𝑡𝑢 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
atau
𝜆 = 𝑓 𝑇
(1)
Keterangan: 𝜆 : laju kegagalan
𝑓 : jumlah kegagalan pada waktu pengamatan (kali/tahun)
T: selang waktu pengamatan dalam satu tahun (tahun)
2. Laju Perbaikan rata-rata (  )
Jumlah  jam  yang  diperlukan  untuk
mengganti  atau  memperbaiki  perangkat yang  rusak  dan  membuatnya  berfungsi kembali.  Persamaan  2  dapat  digunakan dalam  perhitungan  untuk menentukan rata- rata laju kegagalan yang dialami alat.
𝜇 = 𝑙𝑎𝑚𝑎 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑑𝑎𝑚𝑎𝑛 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑑𝑎𝑚𝑎𝑛
atau
𝜇 = 𝑇 𝑓
(2)
Keterangan: 𝜇 : laju perbaikan rata-rata (jam)
𝑓 : jumlah pemadaman  selama selang waktu (kali)
T: lama pemadaman (jam)
3. Durasi Pemadaman Rata-rata (U) Persamaan 3 digunakan untuk
menghitung  durasi  pemadaman  dengan mengalikan  tingkat  pemadaman  dengan waktu perbaikan.
𝑈 = 𝜆(𝑙𝑎𝑗𝑢 𝑘𝑒𝑔𝑎𝑔𝑎𝑙𝑎𝑛) ∗ 𝜇(𝑙𝑎𝑗𝑢 𝑝𝑒𝑟𝑏𝑎𝑖𝑘𝑎𝑛)

## atau
𝑈 = 𝜆 kali 𝑏𝑢𝑙𝑎𝑛 ∗ 𝜇 menit 𝑘𝑎𝑙𝑖 (3)
Tabel 1. Standar PLN No. 59 Tahun 1985 Kegagalan Peralatan (Energi, 1985) Peralatan Laju Kegagalan (kali unit/tahun) Waktu Perbaikan (jam) Waktu Pemindahan (jam) Saluran udara 0,2 3 0,15 Kabel saluran 0,07 10 0,15 Circuit breaker 0,004 10 0,15 Sakelar beban 0,003 10 0,15 Sectionalizer 0,003 10 0,15 Rescloser 0,005 10 0,15 Transformator 0.005 10 0,15 Indeks Keandalan Sistem Untuk menghitung nilai rata indeks keandalan  dapat  di  hitung menggunakan  (J.  K. Koster et al., 1978; Kobayashi, 2016).
1. SAIDI (System Average Interruption
Duration Indeks)
SAIDI adalah tingkat kegagalan rata-rata untuk  setiap  pelanggan  selama  periode waktu tertentu. Gunakan Persamaan 4 untuk menetapkan jumlah dan durasi pemadaman berturut-turut  untuk  semua  pelanggan selama periode waktu tertentu.
𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 = ∑ (𝐷𝑢𝑟𝑎𝑠𝑖 𝑃𝑒𝑚𝑎𝑑𝑎𝑚𝑎𝑛 𝑥 𝑃𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔𝑔𝑎𝑛 𝑃𝑎𝑑𝑎𝑚) 𝑛 0=𝑖 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑃𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔𝑔𝑎𝑛 𝑑𝑎𝑙𝑎𝑚 𝑠𝑎𝑡𝑢 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑒
atau
𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 = ∑ 𝑈 𝑖 𝑋 𝑁 𝑖 𝑛 0=𝑖 𝑁 𝑡 (jam/pelanggan)
(4)
Keterangan:
𝑈 𝑖 = Durasi Pemadaman tahun titik beban i (jam/tahun)
𝑁 𝑖
= Jumlah pelanggan padam pada titik beban i (pelanggan)
𝑁 𝑡 = Jumlah pelanggan total dalam satu tahun (Pelanggan)
2. SAIFI (System Average Interruption

## Frequency Index)
Rata-rata  jumlah  pemadaman  yang terjadi  per  pelanggan  yang  dilayani  per satuan  waktu  (biasanya  satu  tahun).  Ini dihitung  dengan  membagi  jumlah  total pemadaman  per  unit  waktu  dengan  jumlah total  pelanggan  yang  dilayani  oleh  sistem. Ini dirumuskan dalam Persamaan 5.
𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 = ∑ 𝜆 𝑖 𝑋 𝑁 𝑖 𝑛 0=𝑖 𝑁 𝑡 (𝐾𝑎𝑙𝑖/𝑃𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔𝑔 an) (5)
Keterangan: λ 𝑖 =  Laju Kegagalan rata-rata untuk titik beban k (Kali/tahun) 𝑁 𝑖 =  Jumlah Pelanggan Padam pada titik bebani (Pelanggan)
Nt  =  Jumlah Pelanggan Total dalam satu tahun (Pelanggan)
3. CAIDI (Customer  Average  Interruption Duration Indeks)
CAIDI  adalah  ukuran  lamanya  waktu atau gangguan yang dialami oleh konsumen. CAIDI,  adalah  durasi  gangguan  rata-rata yang ditentukan berdasarkan jumlah gangguan  yang  berkelanjutan.  dirumuskan dalam Persamaan 6:
𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼 = 𝐼𝑛𝑑𝑒𝑘𝑠 𝑑𝑢𝑟𝑎𝑠𝑖 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑑𝑎𝑚𝑎𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑎  −  𝑟𝑎𝑡𝑎 𝐼𝑛𝑑𝑒𝑘𝑠 𝑓𝑟𝑒𝑘𝑢𝑒𝑛𝑠𝑖 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑑𝑎𝑚𝑎𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑎  −  𝑟𝑎𝑡𝑎

## atau
𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼 = 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 (𝑗𝑎𝑚/𝑃𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔𝑔𝑎𝑛)
(6) Keterangan: SAIDI  =  Indeks durasi pemadaman rata- rata SAIFI  =  Indeks frekuensi pemadaman
rata -rata
Standar Indeks Keandalan Sesuai dengan
SPLN No 59 Tahun 1985 dan standar IEEE Std  1366  -2003.  Tujuan  dari  standar  ini adalah  untuk  memberikan  pedoman  yang bertujuan untuk mengevaluasi dan menentukan  keandalan  sistem  distribusi listrik,  dan  menjadi  tolok  ukur  kemajuan dalam  menentukan  proyeksi  yang  dibuat oleh  PT.  PLN  (Persero)  Rayon  Belawan.
Tabel 2 Standar Indeks Keandalan ( SPLN, No.
59 tahun 1985 ) Indeks Standar SAIFI 3,0 kali pelanggan/tahun SAIDI 1,5 jam pelanggan/tahun CAIDI 1,5-3,0 jam/gangguan
Tabel 3 Standar Indeks Keandalan IEEE Std 1366- 2003 (Standard, 2003). Indeks Standar SAIFI 1,45 kali pelanggan /tahun SAIDI 2,30 jam pelanggan/tahun CAIDI 1,47 jam/gangguan

## Metode Section Technique
Metodologi Section  Technique merupakan metode terstruktur untuk mengevaluasi keandalan  sistem  distribusi  listrik  berdasarkan bagaimana kegagalan perangkat mempengaruhi operasi  sistem.  Dengan  menganalisis  apa  yang terjadi  ketika  kesalahan  terjadi,  kami  secara sistematis mengidentifikasi dampak atau konsekuensi  dari  kesalahan  dan  menganalisis setiap  bagian  dari  kesalahan  peralatan  dari semua titik beban.   Pendekatan bottom-up yang mempertimbangkan hanya satu mode kegagalan pada  satu  waktu.  Indeks  keandalan  yang dihitung adalah indeks titik beban rata-rata, total dan indeks sistem, dan indeks titik beban (Putra
& Nurhadiyanto, 2019).

## Indeks Keandalan Secara Ekonomis
Indeks  Keandalan  Ekonomis  adalah  teknik yang  digunakan  untuk  mengukur  pencapaian penghematan biaya atau efisiensi biaya. Produk yang  dihasilkan  diperiksa  lebih  lanjut  untuk proses dan implementasi layanan. Ini memperhitungkan  faktor  biaya  di  samping persyaratan  pemeliharaan  (Praditama  et  al., 2014).
Persamaan yang digunakan dalam
menghitung  secara  ekonomis  adalah  dengan melalui persamaan pada sistem, yaitu:
1. Daya Aktif
Daya aktif digunakan untuk menghitung daya  yang  ditarik  ketika  terjadi  gangguan dan  dapat  dirumuskan  dalam  Persamaan  7 (R. Syahputra, 2016):
Daya aktif = √3 𝑥 𝑉 𝑥 𝐼 𝑥 cos 𝜑 (7)
Keterangan: V  = tengangan (kV) I  = kuat Arus (A)
Cos 𝜑 =0,8  (rata-rata  cos 𝜑 pada  masing masing penyulang)
2. Energy Not Suplied (ENS)
ENS  adalah  metrik  keandalan  yang mewakili jumlah energi yang tidak diberikan  sistem  selama  gangguan  atau pemadaman  listrik.  Ini  juga  termasuk jumlah  kWh  yang  hilang  karena  padam, seperti  yang  terlihat  pada  Persamaan  8 (Praditama et al., 2014).
ENS= 𝛴 𝐺𝑎𝑛𝑔𝑔𝑢𝑎𝑛(𝑘𝑊)  𝑋 Durasi (jam)

## (8)
Keterangan: ENS =  Energi tak tersalurkan (kWh) Σ gangguan  = Jumlah daya Aktip yang mengalami gangguan (kW) Durasi =  Lamanya gangguan terjadi  (jam)
3. Average Energi Not Supplied (AENS) AENS  adalah  indeks  energi  rata-rata yang  tidak  tersalurkan  akibat  pemadaman.
AENS  dinyatakan  dengan  jumlah  energi yang  hilang  saat  terjadi  pemadaman dibandingkan  dengan  jumlah  pelanggan yang  masih  memiliki  daya  dan  dapat dirumuskan dalam Persamaan 9.
𝐴𝐸𝑁𝑆 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑡𝑖𝑑𝑎𝑘 𝑡𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙𝑢𝑟𝑘𝑎𝑛 𝑜𝑙𝑒ℎ 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑝𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔𝑔𝑎𝑛 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑑𝑖 𝑙𝑎𝑦𝑎𝑛𝑖

## atau
𝐴𝐸𝑁𝑆 = 𝐸𝑁𝑆 ∑ 𝑛
(9)
Keterangan: AENS  = Average  Enegry  Not  Supplyed
(Rata-rata  energi  yang  tidak tersalurkan)
Σ n =  Jumlah Pelanggan yang dilayani

## Tarif Dasar Listrik
Tarif  dasar  listrik  adalah  tarif  yang dibebankan  oleh  pemerintah  kepada  konsumen tenaga listrik. Metode perhitungan besaran rugi rupiah  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini hampir sama dengan sistem tarif konsumsi daya pada umumnya, namun kWh yang diperhitungkan dalam penelitian ini adalah kWh
yang  tidak  dapat  dijual  yaitu  nilai  listrik  yang tidak  terjual.  Energi  terdistribusi  (ENS)  dapat diperluas menggunakan Persamaan 12
(Praditama et al., 2014).

## Kerugian  Ekonomis = ENS × TDL
(10)
Keterangan:
ENS = Energy Not Supplyed (energi tak tersalurkan) TDL  =  Tarif  dasar  listrik  peraturan  menteri  ESDM No. 10 tahun 2022

## HASIL DAN PEMBAHASAN
PT. PLN (Persero) Rayon Belawan merupakan unit pelaksana pelayanan pelanggan di  wilayah  kerja  kota    Belawan  yang  memiliki peranan  penting  dan  memiliki  tanggung  jawab dalam  memberikan  pelayanan  dan  kualitas energi  yang  terjamin  sesuai  dengan  standar dalam penyaluran energi listrik kepada konsumen.  Kajian  difokuskan  pada  jaringan distribusi  20kV  PT.PLN  (Persero)  Rayon Belawan  yang  terdiri  dari  32  penyulang,  atau salah satu penyulang dari 32 penyulang PT.PLN (Persero)  Rayon  Belawan  adalah  penyulang Lamhotma.  Penyulang  Lamhotma  ditenagai oleh  gardu  induk  Paya  Pasir  60MVA  dengan beban  yang  berbeda  (beban  industri  dan  beban domestik)  di  setiap  titik  beban.  Penyulang Ramhotoma  memiliki  30  titik  beban  berupa trafo distribusi, dengan jumlah pelanggan 6854 pelanggan,  penyulang  ini  terbagi  dalam  30 rangkaian  dengan  total  panjang  rangkaian 11.129km dan kapasitas beban 135A.
Lamhotma  Feeder  01  (LH01)  terdiri  dari  5 sectionalizer  dan  feeder  ini  terbagi  menjadi  4 section (bagian).

## Analisis indeks keandalan dengan metode section
Pada  tahap  pertama,  penyulang  dibagi menjadi  beberapa  bagian  dan  penyulang Lamhotma dibagi menjadi empat bagian, Bagian I,  Bagian  II,  Bagian  III  dan  Bagian  IV,  seperti yang dapat lihat pada Gambar 1.

## Gambar 1. Penyulang Lamhotma 01 (LH01) Menggunakan Metode Section

## Analisis indeks keandalan dengan metode section tehnique
Analisis  keandalan  menggunakan  data  dari saluran  udara  dan  jumlah  pelanggan  di  setiap titik  beban.  Nilai  tingkat  kegagalan  (λ)  untuk setiap titik beban dihitung dengan menambahkan tingkat kegagalan (TB) peralatan yang  berdampak  pada  setiap  titik  beban  dan tingkat  kegagalan  saluran  ke  panjang  saluran atau  dapat  dianalisis  menggunakan  Persamaan 13.
λ 𝑇𝐵 = ∑ λi 0 𝑖=𝑘 (13)
Untuk  menghitung  durasi  kegagalan  (U) untuk  setiap  titik  beban  diperoleh  dengan mengalikan  jumlah  transformator  distribusi
gagal  yang  perlu  diperbaiki  dikalikan  durasi pemadaman dan jumlah perkalian. Jumlah trafo distribusi  yang  gagal.  Waktu  perbaikan  untuk setiap  perangkat  ditunjukkan  pada  tabel  di bawah ini.
Berikut  adalah  hasil  analis  lengkap  laju kegagalan  dan durasi gangguan pada section I – IV  dapat di lihat pada Tabel 4 sampai Tabel 7.
Tabel 4. Hasil Analisis Laju Kegagalan ( 𝝀 ) dan Durasi (U) Gangguan Titik Beban pada section I
Titik beban Laju kegagalan (kali pelanggan/tahun Durasi pemadaman (jam/tahun) Titik Beban 1 0,3378 1,0974 Titik Beban 2 0,3378 1,0974 Titik Beban 3 0,3378 1,0974 Titik Beban 4 0,3378 1,0974 Titik Beban 5 0,3378 1,0974 Titik Beban 6 0,3328 0,05007 Titik Beban 7 0,3328 0,05007 Titik Beban 8 0,3328 0,05007 Titik Beban 9 0,3328 0,05007 Titik Beban 10 0,3328 0,05007 Titik Beban 11 0,3328 0,05007 Titik Beban 12 0,3328 0,05007 Titik Beban 13 0,3328 0,05007 Titik Beban 14 0,3328 0,05007 Titik Beban 15 0,3328 0,05007 Titik Beban 16 0,3328 0,05007 Titik Beban 17 0,3328 0,05007 Titik Beban 18 0,3328 0,05007 Titik Beban 19 0,3328 0,05007 Titik Beban 20 0,3328 0,05007 Titik Beban 21 0,3328 0,05007 Titik Beban 22 0,3328 0,05007 Titik Beban 23 0,3328 0,05007 Titik Beban 24 0,3328 0,05007 Titik Beban 25 0,3328 0,05007 Titik Beban 26 0,3328 0,05007 Titik Beban 27 0,3328 0,05007 Titik Beban 28 0,3328 0,05007 Titik Beban 29 0,3328 0,05007 Titik Beban 30 0,3328 0,05007
Tabel  5.  Hasil  Analisis  Laju  Kegagalan  dan  Durasi
Gangguan Titik Beban pada bagian II Titik Beban Laju Kegagalan (gangguan/tahun) Durasi pemadaman (jam/tahun) Titik Beban 1 0,6386 1,9788 Titik Beban 2 0,6386 1,9788 Titik Beban 3 0,6386 1,9788 Titik Beban 4 0,6386 1,9788 Titik Beban 5 0,6386 1,9788 Titik Beban 6 0,6436 2,0288 Titik Beban 7 0,6436 2,0288 Titik Beban 8 0,6436 2,0288 Titik Beban 9 0,6436 2,0288 Titik Beban 10 0,6436 2,0288 Titik Beban 11 0,6436 2,0288 Titik Beban 12 0,6436 2,0288 Titik Beban 13 0,6436 2,0288 Titik Beban 14 0,6436 2,0288 Titik Beban 15 0,6436 0,09579 Titik Beban 16 0,6436 0,09579 Titik Beban 17 0,6436 0,09579 Titik Beban 18 0,6436 0,09579 Titik Beban 19 0,6436 0,09579 Titik Beban 20 0,6436 0,09579 Titik Beban 21 0,6436 0,09579 Titik Beban 22 0,6436 0,09579 Titik Beban 23 0,6436 0,09579 Titik Beban 24 0,6436 0,09579 Titik Beban 25 0,6436 0,09579 Titik Beban 26 0,6436 0,09579 Titik Beban 27 0,6436 0,09579 Titik Beban 28 0,6436 0,09579 Titik Beban 29 0,6436 0,09579 Titik Beban 30 0,6436 0,09579

## Tabel  6.  Hasil  Analisis  Laju  Kegagalan  (λ)
Peralatan dan  Durasi  Gangguan (U) pada  Titik
Beban  bagian III Titik Beban Laju Kegagalan (kali/tahun) Durasi Pemadaman (jam/tahun) Titik Beban 1 0,7064 2,1822 Titik Beban 2 0,7064 2,1822 Titik Beban 3 0,7064 2,1822 Titik Beban 4 0,7064 2,1822 Titik Beban 5 0,7064 2,1822 Titik Beban 6 0,7064 2,1822 Titik Beban 7 0,7064 2,1822 Titik Beban 8 0,7064 2,1822 Titik Beban 9 0,7064 2,1822 Titik Beban 10 0,7064 2,1822 Titik Beban 11 0,7064 2,1822 Titik Beban 12 0,7064 2,1822 Titik Beban 13 0,7064 2,1822 Titik Beban 14 0,7064 2,1822 Titik Beban 15 0,7084 0,10671 Titik Beban 16 0,7084 0,10671 Titik Beban 17 0,7084 0,10671 Titik Beban 18 0,7084 0,10671 Titik Beban 19 0,7084 0,10671 Titik Beban 20 0,7084 0,10671 Titik Beban 21 0,7084 0,10671 Titik Beban 22 0,7084 0,10671 Titik Beban 23 0,7084 0,10671 Titik Beban 24 0,7084 0,10671 Titik Beban 25 0,7064 0,10506 Titik Beban 26 0,7064 0,10506 Titik Beban 27 0,7064 0,10506 Titik Beban 28 0,7064 0,10506 Titik Beban 29 0,7064 0,10506 Titik Beban 30 0,7064 0,10506
Tabel 7.  Hasil Analisis Laju Kegagalan dan Durasi Gangguan Titik Beban bagian IV
Titik Beban Laju Kegagalan (kali pelanggan/tahun) Durasi pemadaman (jam/tahun) Titik Beban 1 0,4796 0,07194 Titik Beban 2 0,4796 0,07194 Titik Beban 3 0,4796 0,07194 Titik Beban 4 0,4796 0,07194 Titik Beban 5 0,4796 0,07194 Titik Beban 6 0,4796 0,07194 Titik Beban 7 0,4796 0,07194 Titik Beban 8 0,4796 0,07194 Titik Beban 9 0,4796 0,07194 Titik Beban 10 0,4796 0,07194 Titik Beban 11 0,4796 0,07194 Titik Beban 12 0,4796 0,07194 Titik Beban 13 0,4796 0,07194 Titik Beban 14 0,4796 0,07194 Titik Beban 15 0,4796 0,07194 Titik Beban 16 0,4796 0,07194 Titik Beban 17 0,4796 0,07194 Titik Beban 18 0,4796 0,07194 Titik Beban 19 0,4796 0,07194 Titik Beban 20 0,4796 0,07194 Titik Beban 21 0,4796 0,07194 Titik Beban 22 0,4796 0,07194 Titik Beban 23 0,4796 0,07194 Titik Beban 24 0,4796 0,07194 Titik Beban 25 0,4846 1,5518 Titik Beban 26 0,4846 1,5518 Titik Beban 27 0,4846 1,5518 Titik Beban 28 0,4846 1,5518 Titik Beban 29 0,4846 1,5518 Titik Beban 30 0,4846 1,5518
Nilai    SAIFI  pada titik  beban  1  nilai  SAIFI dapat di tentukan dengan mengalikan antara laju kegagalan  dengan  pelanggan  padam  kemudian membagi dengan total pelanggan yang dilayani atau menggunakan Persamaan (5).
𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 𝑇𝐵 1 = ∑ 𝜆 𝑖 𝑋 𝑁 𝑖 𝑛 0=𝑖 𝑁 𝑡 kali pelanggan/tahun
𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 𝑇𝐵1 = 0,6386 𝑥 415 11974
=  0,022138418 kali pelanggan/tahun
Nilai    SAIDI  pada  titik  beban  1  dapat ditentukan  dengan  mengalikan  antara  durasi kegagalan  dengan  pelanggan  padam  kemudian membagi dengan total pelanggan yang dilayani atau menggunakan Persamaan 4.
𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑇𝐵 1 = ∑ 𝑈 𝑖 𝑋 𝑁 𝑖 𝑛 0=𝑖 𝑁 𝑡 jam /pelanggan
𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑇𝐵 1 = 1,9788𝑥 415
11974 = 0,06859928 jam/pelanggan
Hasil  Analisis  Indeks  Keandalan  SAIFI,  dan SAIDI Section I ditunjukkan pada Gambar 2.
Gambar 2. Hasil Analisis Indeks Keandalan SAIFI, dan SAIDI Section I
Hasil Analisis Indeks Keandalan SAIFI, dan SAIDI Section II ditunjukkan pada Gambar 3.
Gambar 3. Hasil Analisis Indeks Keandalan

## SAIFI, dan SAIDI Section II
Hasil Analisis Indeks Keandalan SAIFI, dan SAIDI Section III ditunjukkan pada Gambar 4.
Gambar 4.  Hasil Analisis Indeks Keandalan

## SAIFI, dan SAIDI Section III
Hasil Analisis Indeks Keandalan SAIFI, dan SAIDI Section IV ditunjukkan pada Gambar 5.
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 Titik B eb an 1 Titik B eb an 4 Titik B eb an 7 Titik B eb an 1 0
Titik B eb an 1 3
Titik B eb an 1 6
Titik B eb an 1 9
Titik B eb an 2 2
Titik B eb an 2 5 Titik B eb an 2 8 SAIFI SAIDI 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Ti ti kB eb an 1 Ti ti kB eb an 3 Ti ti kB eb an 5 Ti ti kB eb an 7 Ti ti kB eb an 9 Ti ti kB eb an 1 1 Ti ti kB eb an 1 3 Ti ti kB eb an 1 5 Ti ti kB eb an 1 7 Ti ti kB eb an 1 9 Ti ti kB eb an 2 1 Ti ti kB eb an 2 3 Ti ti kB eb an 2 5 Ti ti kB eb an 2 7 Ti ti kB eb an 2 9 SAIDI SAIFI
Untuk  mengetahui  hasil  analisis  indeks keandalan  penyulang  Lamhotma  selanjutnya adalah  menjumlahkan  indeks  keandalan  pada setiap section yang ditunjukkan pada Tabel 8.
Tabel  8.  Hasil  Analisis  Indeks  Keandalan Penyulang Lamhotma 01 (LH01)
Section SAIFI (Kali pelanggan/ tahun) SAIDI (jam/ tahun) CAIDI (jam/ Pelangga) I 0,3219 0,2235 0,6944 II 0,6303 1,0094 1,6014 III 0,4062 0,6443 1,5854 IV 0,2659 0,1774 0,6672 Total 1,3144 1,8311 4,5484
Hal  ini  menunjukkan  bahwa  nilai  SAIFI terendah sebesar 0,2 kali pelanggan/tahun pada seksi  IV  dan  nilai  indeks  keandalan  SAIFI tertinggi sebesar 0,6 kali pelanggan/tahun pada seksi II. Nilai Indeks Keandalan SAIDI terendah 0,1  kali  pelanggan/tahun  pada  Seksi  IV,  nilai Indeks Keandalan SAIDI terbesar 1,0 jam/tahun pada  Seksi  II,  dan  nilai  CAIDI  terendah  1,0 jam/tahun pada Seksi IV sebesar 0,6
jam/Pelanggan dan nilai CAIDI tertinggi adalah 1,6 jam/Pelanggan di bagian II. Tingginya nilai
Indeks
Keandalan Saluran penyulang Lamhotma (LH01) disebabkan oleh banyaknya gangguan  atau  pemadaman  pada  saluran penyulang.  Penyulang  Lamhotma  01  (LH01) merupakan penyulang yang banyak mengalami gangguan.  Menurut  hasil  perhitungan  indeks keandalan  dengan  metode section  tekhnique . Nilai  Indeks  Keandalan  SAIFI  Lamhotma  01 (LH01) adalah 1,3 kali pelanggan/tahun, sesuai dengan  standar  yang  ditetapkan  oleh  IEEE  Std 1366-2003.  Dan  sesuai  dengan  standart  SPLN tahun  1985.  Penyulang  Lamhotma  01  (LH01) memiliki  nilai  SAIDI  sebesar  1,8  jam/tahun, memenuhi  standar  yang  ditetapkan  oleh  IEEE- 1366-2003 dan melebihi standar yang ditetapkan oleh SPLN. Tingginya nilai indeks keandalan ini disebabkan  oleh  banyaknya  gangguan  jaringan utama  dan  pemadaman  akibat  pekerjaan pemeliharaan  dan  konstruksi  jaringan  yang terkait dengan penyulang Lamhotma 01 (LH01), serta faktor lain seperti gangguan dari satwa liar dan  lain-lain.  Faktor  kedua  adalah  runtuhnya tiang  listrik,  seperti  kerusakan  isolator  dari waktu  ke  waktu.  Upaya  peningkatan  indeks
keandalan  bertujuan  untuk  mempermudah pemeliharaan  penyulang  dengan  membuat pemeliharaan jaringan sesingkat mungkin.

## Analisis secara Ekonomis
Analisis ENS dapat dicari dengan menggunakan  persamaan  10    atau  dapat dituliskan dengan rumus sebagai berikut:

## ENS= Σ Gangguan(kW)  X Durasi(Jam)
Untuk  melakukan  analisis Energi  Not Suplied (ENS) maka harus diketahui daya aktif pada  saat  gangguan  terlebih  dahulu    secara matematis  dapat  dilihat  Persamaan  9.  Untuk menganalisis  besarnya  daya  aktif  pada  saat terjadi  gangguan  pada  setiap section I menggunakan Persamaan 9.
Daya aktif =√3 𝑥 𝑉 𝑥 𝐼 𝑥 cos 𝜑 Cos 𝜑 = 0,8 Daya aktif section 1 = √3 𝑥 𝑉 𝑥 𝐼 𝑥 cos 𝜑 Daya aktif section 1 = √3 x 20 000 V x
26,352415 A  x 0,8 = 730,9 kW
Tabel 9.  Hasil  Analisis  Banyaknya  Daya  Aktif Section I,II, III, dan IV.
Secti on Kostanta 3 fasa √3 Factor Beban (cos 𝜑 ) Arus yang mengalir (A) Tengan gan (Volt) Daya aktip (kW) I 1,732 0,8 26,35 20000 730,3 II 1,732 0,8 22,73 20000 630,0 III 1,732 0,8 25,67 20000 771,5 IV 1,732 0,8 27,82 20000 771,1

## Perhitungan Energi Not Supliyed (ENS)
Perhitungan  ENS  pada  section  1    dapat  di lakukan dengan menggunakan Persamaan 10.
ENS = Σ Gangguan(kW)  x Durasi (jam) ENS = 7302,781 (kW) X  6,73875 (jam) ENS = 49211,66 kWh
Tabel  10.  Hasil  ENS  pada Section II,  III  dan  IV penyulang Lamhotma 01 (LH01).
Section Daya aktif (kW) Durasi pemadaman (jam) ENS (kWh) I 730,27 6,73875 4921,16 II 630,04 15,68584 9882,73 III 711,50 14,24826 10137,67 IV 771,09 10,03736 7739,76 Total 32681,33
Tabel 8 menunjukkan bahwa nilai ENS atau energi yang tidak tersalurkan akibat Pemadaman (gangguan)  pada  penyulang  Lamhotma  01
(LH01)    adalah  sebesar  32681,33kWh.  Energi yang  tidak  dimanfaatkan  terbesar  terjadi  pada section III  yaitu  sebesar  10137,67kWh  hal  ini diakibatkan section III  nilai  indeks  keandalan SAIDI  yang  cukup  besar  akibat  sering terjadinya pemadaman pada jaringan distribusi. Sedangkan  energi  yang  tidak  dimanfaatkan terkecil  terjadi  pada section I  sebesar 4921,16kWh  hal  ini  disebabkan  pada section tersebut  gangguan  terjadi  lebih  sedikit  dan durasi pemadaman yang lebih singkat.

## Perhitungan AENS
Setelah menganalisis ENS atau energi yang tak  tersalurkan    dari  setiap section maka selanjutnya  adalah   menganalisis  nilai rata-rata (AENS)  energi  tak  tersalurkan  dan  untuk menganalisis nilai rata-rata energi tak tersalurkan dapat digunakan dengan Persamaan 11 .
𝐴𝐸𝑁𝑆 = 𝐸𝑁𝑆 𝛴 𝑛 = 𝐴𝐸𝑁𝑆 = 32681,33  𝐾𝑊ℎ
6854 𝑝𝑒𝑙𝑎𝑛𝑔𝑔𝑎𝑛
𝐴𝐸𝑁𝑆 =  4,7 kWh/pelanggan
Jadi  rata-rata  energi  tidak  tersalurkan penyulang  Lamhotma  01(LH01)  selama  tahun 2021 adalah 4,7 kWh/pelanggan.

## Analisis Kerugian Ekonomis
Setelah  menganalisis  nilai Energy  Not Supplied (ENS)  dan Average  Energy  Not Supplied (AENS),    maka  selanjutnya menganalisis  nilai  ekonomis  berupa  kerugian dari  energi  yang  tidak  tersalurkan  akibat pemadaman listrik dengan menggunakan rumus. Pada tahap ini, nilai energi tak tersalurkan (ENS) di  kalkulasikan  dengan  tarif  dasar  listrik  yang telah  di  tetapkan  menteri  ESDM  dan  PT.PLN (Persero) pada tahun 2022. Untuk menganalisis dengan  menggunakan  Persamaan  12.  Biaya kerugian penyulang Lamhotma 01 (LH01) pada tahun 2021 adalah sebagai berikut.
Kerugian Ekonomis  Section 1 = ENS x Tarif Dasar listrik (TDL)
Kerugian Ekonomis Section 1 = 4921,16 kWh x Rp 1.444,70

## = Rp 7.109.815,00
Tabel  9  menunjukkan  hasil  analisis    nilai Kerugian    pada section II,  III  dan  IV  dapat  di
lakukan  dengan  cara  yang  sama    yaitu  dengan cara  mengalikan  antara  energi  tak  tersalurkan (ENS)  dengan  tarif  dasar  listrik  (TDL)  atau dengan Persamaan 12.
Tabel  9.  Hasil  Analisis  Kerugian  Ekonomis akibat  Energi  tak  Tersalurkan  Penyulang Lamhotma pada Tahun 2021
Section ENS (kWh) Tarif Dasar Listrik ( Rp) Kerugian Ekonomi (Rp) I 4921,16 Rp 1.444,70 Rp 7.109.815,00 II 9882,73 Rp 1.444,70 Rp 14.277.546,00 III 10137,67 Rp 1.444,70 Rp 14.645.844,00 IV 7739,76 Rp 1.444,70 Rp 11.181.701,00 Total Rp 40.105.090,00
Jadi  total  biaya  kerugian  yang  dialami  PT.PLN
Persero Rayon Belawan akibat terjadinya pemadaman  di  penyulang  Lamhotma  01  (LH01) adalah Rp 40. 105.090.00.

## KESIMPULAN
Beberapa  kesimpulan  yang  dapat  diambil dari penelitian ini adalah sebagai berikut :
1. Berdasarkan hasil analisis indeks keandalan dengan  menggunakan  metode section tekhnique nilai  indeks  keandalan  SAIFI penyulang Lamhotma 01 (LH01)  adalah 1,6 kali pelanggan/tahun melebihi standar yang ditetapkan  oleh  IEEE  Std  1366-2003  yaitu 1,45  kali  pelanggan/tahun,  dan  memenuhi standar yang di tetapkan SPLN sebesar 3,0 kali pelanggan/tahun. Nilai SAIDI penyulang  Lamhotma  01  (LH01)  adalah sebesar  2,0  jam/tahun  memenuhi  standart yang telah di tetapkan IEEE std 1366-2003 yaitu  2.30  jam/tahun,  dan  juga  memenuhi standar  SPLN,  dan  nilai  CAIDI  penyulang Lamhotma
(LH01) adalah 4,6 jam/pelanggan  melebihi  standar  yang  di tetapkan IEEE-1366-2003 yaitu 1,47 Jam/pelanggan,  dan  juga  melebihi  standar yang di tetapkan SPLN
2. Berdasarkan hasil analisis secara teknis dan ekonomis  total  energi  yang  tak  tersalurkan (ENS)  akibat  pemadaman  di  penyulang Lamhotma  (LH01)  adalah  32681,33  kWh dan  rata-rata energi tak tersalurkan (AENS) selama  satu  tahun  penyulang  Lamhotma (LH01) adalah 4,7 kWh/pelanggan
sedangkan  kerugian  ekonomis  selama  satu tahun    PT.PLN  (Persero)  Rayon  Belawan
akibat  terjadinya  pemadaman  penyulang Lamhotma  01  (LH01)  selama  tahun  2021 adalah Rp 40.105.090,00.

## DAFTAR RUJUKAN
B. Pada, R. Bidang, & D. Metode. (2016).
Method of Sections .
Brown, R. E. (2017). Electric power distribution reliability . CRC press.
Dasman, D., & Handayani, H. (2017). Evaluasi
Keandalan Sistem Distribusi 20 kV Menggunakan Metode SAIDI dan SAIFI di PT. PLN (Persero) Rayon Lubuk Alung Tahun 2015. Jurnal Teknik Elektro , 6 (2),
170–179.
Energi, D. pertambangan dan. (1985). SPLN 59 : 1985 Keandalan Sistem Distribusi . J. K. Koster, L. H. Cohn, R. B. B. Mee, & J. J. Collins. (1978). Reliability Evaluation of
Power Systems . 26 (5). Kobayashi, Y. (2016). Distributed Power Generation. In Hydrogen Energy Engineering (pp. 483–496). Springer. Praditama, F., Utomo, T., & Shidiq, M. (2014). ANALISIS KEANDALAN DAN NILAI EKONOMIS DI PENYULANG PUJON
PT. PLN (PERSERO) AREA MALANG.
Jurnal Mahasiswa TEUB , 2 (6).
Pramono, J. (2010). Makalah Teknik Tenaga
Listrik, Transmission of Electrical Energy (Transmisi Tenaga Listrik). Departe-Men Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia, Depok. Diambil Dari Http://Staff. Ui. Ac. Id/System/Files/Users/Chairul. Hudaya/Material/Papertransmissionofele ctricalenergy. Pdf . Pratama, N. E. (2019). ANALISA GANGGUAN SALURAN UDARA TEGANGAN MENENGAH (SUTM) 20 KV PENYULANG RAYA 14 DI PT. PLN (PERSERO) AREA PONTIANAK.
Jurnal Teknik Elektro Universitas Tanjungpura , 1 (1).
Putra, D. E., & Nurhadiyanto, M. (2019). Analisis Keandalan Penyulang Pajajaran
20kv Menggunakan Metode Section
Technique untuk Asian Games XVIII di Palembang. Jurnal Ampere , 4 (1), 222– 240.
R. Syahputra. (2016). Sistem Tenaga Listrik.
ELTEK , 11 (01), 1–293.
Standard, I. E. E. (2003). STD 1366-2003,
IEEE Draft Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices . IEEE. Stevenson, W. D., & William, D. (1993).
Analisis Sistem Tenaga Listrik Edisi Keempat. Erlangga, Jakarta . VOLY, H. (2020). ANALISIS NILAI
KEANDALAN DAN NILAI EKONOMI SISTEM JARINGAN DISTRIBUSI 20 kV PADA PT. PLN (PERSERO) RAYON DURI MENGGUNAKAN METODE FMEA (FAILURE MODE EFFECT ANALYSIS) (Doctoral dissertation, UNIVERSITAS ISLAM NEGERI SULTAN SYARIF KASIM RIAU) .