Metoda penyeimbangan beban trafo distribusi dengan menggunakan pemakaian kWh pelanggan sebagai parameter pembagi fasa

BAB I

PENDAHULUAN

1.1.      Latar Belakang

Losses adalah susut energi yang terjadi selama pendistribusian tenaga listrik mulai dari pembangkitan sampai dengan APP pelanggan. Penekanan susut ini menjadi kinerja utama di PLN sebagai perusahaan utama penyedia tenaga listrik dalam upaya peningkatan efesiensi dan performa pelayanan.

Susut  terdiri atas susut teknik dan susut non teknik. Pada sistem distribusi susut non teknik dapat bersumber dari adanya pencurian listrik, kesalahan baca meter, kurang tertibnya penggantian kWh meter berkala dan lain lain. Pada umumnya susut non teknik ini merupakan faktor eksternal sistem. Sedangkan susut teknik bersumber dari faktor internal sistem yakni besar dan jenis beban serta panjang, luas penampang, dan jenis penghantar yang digunakan. Hal tersebut dapat dilihat dari persamaan umum untuk susut energi yakni P = I²R.

Banyak hal yang dapat dilakukan untuk menekan susut teknik pada sistem distribusi yang pada prinsipnya dengan cara mengurangi beban (I) dan mengurangi nilai tahanan (R). Contoh pengurangan beban antara lain dengan pemasangan trafo sisipan, membangun feeder baru dan penyeimbangan beban trafo distribusi.  Sedangkan pengurangan nilai tahanan antara lain dengan Uprating JTM, Uprating JTR, Penggantian konektor, dan lain lain.

Penyeimbangan beban trafo distribusi adalah salah satu upaya penekanan susut yang cukup penting dan strategis karena upaya ini disamping tidak membutuhkan biaya yang tinggi juga sifatnya harus berkelanjutan. Untuk itu dibutuhkan metode yang efektif, komprehensif dan kontinuitif.

 

1.2.      Maksud Dan Tujuan

a.          Menekan susut teknis akibat ketidak seimbangan beban trafo distribusi.

b.      Menemukan metoda yang tepat untuk penyeimbangan beban trafo distribusi pada segmen pelanggan tertentu.

c.          Pemeliharaan sambungan/titik sadapan pelanggan.

d.      Memperoleh data yang akurat mengenai fasa penyambungan tiap Pelanggan.

 

BAB II

PERMASALAHAN

1.        Ketidakseimbangan beban trafo distribusi memberikan kontribusi susut yaitu dengan mengalirnya arus I_n melalui penghantar Netral dan Pentanahan.

2.        Ketidakseimbangan beban trafo distribusi juga dapat menyebabkan kerusakan pada Trafo Distribusi akibat over load pada salah satu fasanya.

3.        Dalam pelaksanaan penyeimbangan beban trafo ditemukan kendala akibat sifat beban yang dinamis dan fluktuatif sehingga selalu berubah setiap saat.

4.        JTR yang terpasang dari Low Voltage Twisted Cable (LVTC) sehingga titik sadapan atau pengambilan fasa dari setiap SR tidak bisa ditentukan secara visual untuk itu  petugas harus memanjat setiap tiang untuk mencari fasa yang akan dipindahkan.

 

BAB III

PERSOALAN

Persoalan utama dari penyeimbangan beban trafo distribusi ini adalah bagaimana menemukan metoda efektif, komprehensif dan kontinuitif serta tepat untuk  digunakan pada sistem dengan penghantar LVTC.

 

 BAB IV

PRA ANGGAPAN

 Metoda penyeimbangan beban trafo dengan menggunakan pemakaian kWh pelanggan sebagai parameter untuk pembagian beban per fasanya ini dapat digunakan untuk mengatasi persoalan penyeimbangan beban trafo tersebut. Dengan melihat karakteristik beban pada segmen pelanggan tertentu seperti pedesaan dan kota kecil yang modelnya hampir sama, kita dapat menggunakan parameter pemakaian kWh pelanggan sebagai dasar untuk membagi fasa dari satu asuhan gardu distribusi. Metoda ini memungkinkan kita merencanakan pembagian fasa secara keseluruhan sebelum dilaksanakan di lapangan sehingga pelaksana tidak perlu mencari fasa yang akan dipindahkan. Adapun hasil akhir dari metoda ini adalah beban yang seimbang dan data sadapan fasa yang komprehensif dari seluruh pelanggan pada satu asuhan gardu distribusi.

BAB V

FAKTA YANG MEMPENGARUHI

5.1.   Sistem 3 fasa

Sistem 3 fasa adalah metode umum yang dipakai untuk menyalurkan tenaga listrik yang merupakan salah satu tipe dari sistem polifasa (fasa Banyak). Pada sistem 3 fasa bisa menggunakan kawat netral maupun tanpa kawat netral atau lebih dikenal dengan istilah 3 fasa 4 kawat untuk yang menggunakan kawat netral dan 3 fasa 3 kawat yang tanpa kawat netral.

        

			B=S
					(b)[2]

 

Gambar 5.1. sistem 3 fasa umum dengan urutan ABC

Pada gambar diatas tampak bahwa terdapat perbedaan sudut sebesar 2/3p radians atau sebesar 120^o antar fasanya. Secara mendasar persamaan sudut untuk gelombang seperti yang tampak pada gambar 1-(b) adalah sebagai berikut :

            Misal : besar sudut adalah = x

            Maka x = 2pft                                                                                                         

            Dimana f adalah frekuensi dan t adalah waktu

            Apabila kita memasukkan persamaan (2) ke dalam persamaan tegangan maka akan dihasilkan rumus dasar untuk tegangan perfasa adalah sebagai berikut :

                                                                                                                                

                                                                                                                                

Dimana nilai A adalah amplitudo atau tegangan tertinggi pada Fasa 1, 2 dan 3.

                       

5.2.Sistem 3 Fasa Beban Seimbang

Pada beban yang seimbang hubungan bintang empat kawat seperti pada jaringan distribusi tegangan rendah arus yang mengalir pada setiap beban sama besarnya, baik  besar maupun sudutnya.  Seperti terlihat pada gambar di bawah. Arus yang mengalir pada impedansi-impedansi adalah juga arus yang mengalir pada saluran.

Misalnya jika diketahui impedansi tiap beban sama ( ZR = ZS = ZT ) sebesar 20   30° Ω , tegangan fasa-fasa saluran sebesar 380  V dan tegangan fasa netral sebesar 380/√3 = 220 V maka besarnya arus yang mengalir pada tiap tiap saluran dapat dihitung.

Jika tegangan VRN diambil sebagai referensi maka VRN = 220   0°  V  , maka VSN = 220  120° V   , dan VTN = 220    -120° V

           

Maka besarnya IN dapat dihitung :

Gambar fasor dari tegangan dan arus dari system tiga fasa yang dihubungkan  dengan beban seimbang seperti pada gambar berikut :

 

Gambar 5.2. Gambar fasor beban seimbang

Dalam pelaksanaannya pengambilan data pengukuran dilakukan dengan mengukur besarnya arus dan cos Ф beban pada tiap jurusan, sedang besarnya sudut cos Ф beban merupakan lawan/konjugat dari sudut arus. Misalnya cos Ф beban = 0.8, maka Ф=36.86° sehingga sudut arus   =-36.86°

Misalnya pada contoh di atas arus lagging berarti factor beban positif ( beban induktif ) seperti gambar berikut :

 

                    ^{Gambar beban induktif                                                                          Gambar arus lagging terhadap tegangan}

^{Gambar 5.3.  Gambar beban dengan arus tertinggal terhadap tegangan}

5.3.Sistem 3 Fasa Beban Tidak Seimbang

Jika terjadi beban tidak seimbang pada jaringan distribusi tegangan rendah maka pada penghantar netral akan mengalir arus listrik. Hal ini akan mempertahankan magnitudo tegangan ke titik netral yang melintasi setiap fasa ke beban. Arus-arus saluran tidak sama dan arus pada diagram fasor tidak memiliki simetri.

Misalnya:

Data Beban 3 fasa 160 kVA

Pada fasa R terukur arus sebesar 146 Amp dengan cos Ф 0.85 ;

fasa S dengan arus sebesar 93 Amp cosФ 0.90;

fasa T dengan arus sebesar 126 Amp dengan cosФ 0.87

Dengan menjadikan fasa R sebagai referensi maka kita dapat menetukan besarnya arus dan sudut untuk tiap fasa sbb:

Untuk fasa R : Ф = acos 0.80° = 18,19° , maka  

Untuk fasa S : Ф = acos 0,90° = 26° , maka 

Untuk fasa T : Ф = acos 0,87° = 29,54° , maka 

Pada kondisi tidak seimbang tersebut ada arus yang mengalir pada penghantar netral dengan persamaan simpul arus sebagai berikut :

IN + IR + IS + IT = 0

-IN = IR + IS + IT

          

Gambar fasor dari tegangan dan arus dari system tiga fasa yang dihubungkan  dengan beban tidak seimbang seperti pada gambar berikut :

 

                                                                                                                                                                       

Gambar 5.4. Diagram Phasor Sistem 3 Fasa beban tidak seimbang

Karena pada beban tidak seimbang akan muncul arus netral maka persamaan untuk vector diatas adalah :

I_N = I_R + I_S + I_T ≠ 0

5.4.      Losses (Susut Energi) pada Sistem 3 Fasa Tidak Seimbang

Dengan munculnya arus pada kawat netral maka akan mengakibatkan susut energi yang terbuang di sepanjang penghantar netral pada  JTR dan pada  pembumian (earthing road ) yakni  tahanan antara penghantar pembumian dan bumi.  Besarnya susut energi sebesar ;

        

         P = I² x R x T x (wh)

Dimana :   

         R      = Tahanan Penghantar Netral atau pembumian

         I       = Besarnya Arus yang mengalir (Amp)

         t       = waktu (jam)

BAB VI

PEMBAHASAN

6.1. Umum

Masih banyaknya trafo distribusi yang tingkat ketidakseimbangan bebannya cukup tinggi memerlukan perhatian yang serius untuk penanganannya. Dampak dari ketidak seimbangan beban trafo ini disamping menyumbang susut teknis juga dapat memperpendek umur trafo yang tentu saja mempengaruhi kualitas pelayanan.

Beban pada sistem distribusi selalu berubah baik karena pertumbuhan maupun karena pola dan jenis penggunannya. Pola pembebanan ini tidak sama pada setiap segmen pelanggan misalnya pelanggan kota besar, pelanggan sentra industri atau pelanggan pedesaan. Dalam menentukan metode penyeimbangan beban trafo distribusi sebaiknya memperhatikan sifat  beban tersebut.

6.2.Kondisi Pembebanan di Pedesaan atau Kota Kecil

Kondisi pembebanan pada sebagian daerah khususnya di pedesaan atau kota kecil yang sebagian besar pelanggannya adalah rumah tangga  mempunyai grafik pembebanan yang hampir seragam. Hal tersebut disebabkan karena pelanggan rumah tangga yang pemakaiannya relatif konstan setiap harinya.

Gambar 6.1. Contoh gambar grafik pembebanan harian

Dengan kondisi beban seperti itu memungkinkan untuk menentukan konstruksi beban dari tiap pelanggan pada suatu asuhan gardu distribusi melalui parameter tertentu. Salah satu paramater yang paling mendekati adalah pemakaian energi (kWh) perbulannya. Parameter  beban ini menunjukkan  berapa kontribusi  beban yang diberikan setiap pelanggan pada suatu asuhan Gardu Distribusi. Dengan menggunakan formula sederhana pada Microsoft Exel diperoleh data sebagai berikut :

KONTRIBUSI BEBAN DILIHAT DARI PEMAKAIAN KWH / BULAN kWh / bulan kWh / Hari Wh / jam(h)  (W) Faktor beban W Bbn Puncak Cos Ф VA Bbn Puncak Tegangan ( Volt ) Arus (Ampere) 240 8,00 333,33 0,60 555,56 0,85 653,59 231,00 2,83 215 7,17 298,61 0,60 497,69 0,90 552,98 220,00 2,51 356 11,87 494,44 0,60 824,07 0,87 947,21 221,00 4,29 1290 43,00 1791,67 0,60 2986,11 0,89 3355,18 234,00 14,34 286 9,53 397,22 0,60 662,04 0,90 735,60 235,00 3,13

Data di atas dapat menunjukkan besarnya arus (Ampere)  yang mengalir pada setiap sambungan pelayanan (SR) pelanggan sehingga kita tidak perlu mengukur pada tiap SR di tiang. Data ini memudahkan kita untuk membuat perencanaan pembagian beban trafo distribusi secara komprehensif.

6.3.   Metoda Penyeimbangan Beban Trafo Distribusi dengan Menggunakan Pemakaian kWh Pelanggan sebagai Parameter untuk Pembagian Fasa

Penyeimbangan beban trafo distribusi ini dilaksanakan pada asuhan gardu distribusi GYT AQ 3 fasa 100 kVA Sinyonyoi. Asuhan GD ini terdiri atas dua jurusan yakni line A dan Line C.  Kondisi pelanggan pada asuhan GD tersebut sesuai dengan kriteria pada metoda ini. Dimana pelanggannya sebagian besar merupakan pelanggan rumah tangga.

Metoda ini dilakukan dengan merencanakan dan menetapkan ulang titik sadapan dari seluruh pelanggan pada asuhan gardu distribusi tersebut. Parameter/nilai yang digunakan untuk penetapan tersebut adalah pemakaian kWh pelanggan per bulannya sebagaimana dijelaskan sebelumnya. Langkah pelaksanaannya adalah sebagai berikut :

1.    Pemasangan alat ukur (Power Logger) untuk mengukur beban selama 24 jam sebelum diseimbangkan

2.    Pembuatan rayon card asuhan gardu Distribusi

3.    Pengambilan data pemakaian kWh pelanggan

4.    Pengolahan data untuk merencanakan dan menentukan titik sadapan fasa

5.    Pelaksanaan pemindahan fasa  di lapangan

6.    Pengukuran beban setelah penyeimbangan dengan Power Logger.

7.    Analisa hasil pelaksanaan pekerjaan penyeimbangan beban trafo.

6.3.1.            Pemasangan Power Logger untuk Pengukuran Beban Selama 24 jam Sebelum Penyeimbangan Beban Dilaksanakan.

Pemasangan alat ukur dilakukan pada masing-masing jurusan dari asuhan gardu yakni line A dan line C. Alat ukur Power Logger dapat merekam data pengukuran selama 24 jam dan bisa diatur dengan record tiap 1 jam atau tiap 30 menit. Dari hasil pengukuran tersebut diperoleh data sebagai berikut :

Gambar 6.2. grafik ketidakseimbangan beban trafo GYT-AQ

Dari  gambar diatas nampak bahwa ketidak seimbangan beban masih sangat besar sehingga perlu diseimbangkan.

6.3.2.      Pembuatan Rayon Card Asuhan Gardu Distribusi

Gambar Rayon Card mutlak diperlukan untuk mengetahui posisi pelanggan-pelanggan pada satu asuhan gardu ditribusi. Caranya dengan menggambar dan membuat data rayon.

Langkah awal menggambar dengan menjadikan nomor idpel masing-masing pelanggan sebagai identitas pada gambar. Seperti terlihat pada gambar berikut :

 

Gambar 6.3. Rayon Card awal dengan idpel sebagai identitas

Kemudian gambar dirubah dengan identitas nomor urut untuk mempermudah pengolahan datanya. Seperti gambar berikut :

Gambar 6.4. Rayon Card awal dengan Nomor urut sebagai identitas

6.3.3.            Pengambilan Data Pemakaian kWh Pelanggan

Data pemakaian kWh pelanggan untuk pelanggan pasca bayar diambil pada data simpel. Nilai kWh yang diambil adalah rata-rata dari pemakain tiga bulan terakhir. Sedangkan untuk pelanggan prabayar datanya diambil pada rata-rata pembelian token tiga bulan terakhir yang dikonversi kedalam nilai kWh.

6.3.4.      Pengolahan Data untuk Merencanakan dan Menentukan Titik Sadapan fasa

Data kWh pelanggan asuhan gardu distribusi tersebut selanjutnya dikelola dengan Microsoft Excel. Data dimasukkan pada tabel yang terdiri atas :

a.       No. Tiang

b.      No. Idpel Pelanggan

c.       No. Rayon card pelanggan

d.      Pemakaian kWh Pelanggan per bulan

e.       Fasa R, S dan T

Nomor tiang, Nomor Idpel dan Nomor Rayon Card dimasukkan sesuai yang ditetapkan pada gambar. Kemudian data pemakaian kWh dimasukkan ke masing-masing pelanggan. Nilai kWh ini kemudian dimasukkan pada masing-masing fasa sesuai dengan perencanaan dengan memperhatikan jumlah kWh total dari masing-masing fasa yang diatur seimbang. Seperti terlihat pada tabel berikut :

PEMBAGIAN FASA SADAPAN SR
JURUSAN  A
NO URT			ID_PEL	kWh terpakai / Bln	FASA  R	FASA  S	FASA T
	N0 TIANG	NO. SR
1	A01	01	50019	191		191
2		02	50113	79		79
3	A02	03	50156	12		12
4		03A	51442	169		169
5		04	50021	50			50
6		05	50027	192			192
7	A03	06	50167	338	338
8		06A	50093	134	134
9		07	50045	217		217
10		08	50032	229		229
57		31B		50	50
	12 TIANG	57  SR	JUMLAH	6956	2290	2336	2330

Nilai total seimbang

Tabel 6.1. Pembagian fasa dengan pemakaian kWh meter sebagai parameter

Dari tabel diatas dapat dilihat pembagian fasanya, misalnya untuk pelanggan nomor 1, 2 dan 3 disambung pada fasa S. Penentuan ini yang akan menjadi acuan pelaksanaannya di lapangan.

6.3.5.      Pelaksanaan Pemindahan Fasa  di Lapangan

Pelaksanaan penyeimbangan beban dilakukan dengan mengikuti penetapan fasa titik sadapan seperti pada tabel diatas. Misalnya untuk pelanggan dengan nomor rayon card   : 001, 002, 003 disambung pada fasa S, demikian seterusnya. Petugas menyisir seluruh tiang yang ada pada asuhan gardu distribusi GYTAQ. Dalam pelaksanaannya disamping jointing pada sambungan SR, sambungan pada percabangan JTR juga perlu diperhatikan. Pada titik percabangan JTR tersebut kadang jointing fasanya tertukar. Misalnya fasa R (garis 1) disambung ke fasa S (garis 2) sehingga mengacaukan rencana penyeimbangan yang dilakukan. Terkadang juga ditemukan sambungan fasa yang sudah sesuai dengan rencana sehingga cukup dikuatkan jointingnya untuk pemeliharaan.

6.3.6.      Pengukuran Beban Setelah Pelaksanaan Penyeimbangan dengan Power Logger

Setelah  pelaksanaan penyeimbangan beban kembali dilakukan pengukuran dengan Power Logger selama 24 jam. Data ini digunakan sebagai dasar untuk menganalisa dan membandingkan dengan hasil pengukuran sebelum pelaksanaan pekerjaan.

6.3.7.      Analisa Hasil Pekerjaan Penyeimbangan beban trafo

Analisa dilakukan dengan membandingkan hasil pengukuran sebelum dan sesudah pelaksanaan pekerjaan. Perbandingan dibuat pada masing-masing jurusan untuk mengetahui deviasi atau selisih arus netral yang mengalir pada penghantar jurusan. Sedangkan untuk mengetahui ketidakseimbangan trafo secara keseluruhan total beban masing-masing fasa R, S, dan T dijumlahkan secara vektor. Total Arus netral pada penjumlahan tersebut juga dapat digunakan untuk mencari besarnya susut dari arus netral yang mengalir ke tanah.

6.3.7.1.         Perbandingan Arus  netral dan ketidakseimbangan Line A dan Line C GT. GYT-AQ (Kajian Kelayakan Operasional)

Hasil pengukuran dengan Power Logger sebelum dan sesudah pelaksanaan pekerjaan adalah sebagai berikut :

LINE A  GYT-AQ

WAKTU	Sebelum Penyeimbangan				Setelah Penyeimbangan
	R	S	T	N	R	S	T	N
11:49	5,70	17,00	34,00	24,67367	17,95	19,27	16,51	2,390983
12:19	5,38	15,00	32,00	23,347043	17,95	19,27	16,51	2,390983
12:49	5,38	16,00	44,00	34,556394	17,95	19,27	16,51	2,390983
13:19	6,56	18,00	40,00	29,437282	17,95	19,27	16,51	2,390983
13:49	7,14	20,00	41,00	29,604723	17,95	19,27	16,51	2,390983
14:19	7,92	17,00	35,00	23,872294	17,95	19,27	16,51	2,390983
14:49	6,88	15,00	35,00	25,066599	17,95	19,27	16,51	2,390983
15:19	4,78	14,00	30,00	22,102679	17,95	19,27	16,51	2,390983
15:49	4,54	18,00	30,00	22,061088	17,95	19,27	16,51	2,390983
16:19	5,23	12,00	32,00	24,108772	16,19	21,96	21,26	5,453797
16:49	7,16	14,00	29,00	19,349046	19,14	20,62	19,32	1,398714
17:19	8,71	17,00	29,00	17,669298	17,8	20,71	24,27	5,612602
17:49	9,55	14,00	35,00	23,542568	25,91	21,96	23,9	3,420979
18:19	13,61	17,00	39,00	23,876183	23,59	23,31	31,28	7,833754
18:49	10,02	21,00	57,00	42,565719	29,48	23,31	33,68	9,034539
19:19	10,02	23,00	60,00	44,919265	25,43	21,96	32,18	9,001439
19:49	9,85	24,00	65,00	49,612221	27,95	21,51	36,82	13,3144
20:19	10,17	21,00	64,00	49,315098	28,81	21,96	34,28	10,69172
20:49	10,41	22,00	64,00	48,837569	28,42	24,21	29,81	5,050554
21:19	11,10	23,00	62,00	46,116266	23,41	20,92	29,64	7,779826
21:49	12,00	19,00	59,00	43,920383	21,97	19,27	25,81	5,692416
22:19	9,00	20,00	55,00	41,605288	19,59	21,36	22,36	2,429588
22:49	8,00	23,00	45,00	32,233523	20,17	18,07	18,62	1,886134
23:19	9,00	17,00	48,00	35,679126	17,69	17,89	18,23	0,472864
23:49	8,00	15,00	41,00	30,116441	15,1	17,03	17,37	2,120542
0:19	9,00	13,00	38,00	27,221315	16,75	18,37	16,17	1,974943
0:49	10,00	16,00	38,00	25,534291	14,36	15,68	13,18	2,166195
1:19	9,00	13,00	33,00	22,271057	15,25	18,07	11,99	5,270028
1:49	7,00	12,00	32,00	22,912878	16,75	16,26	10,96	5,561214
2:19	7,00	12,00	29,00	19,974984	17,16	16	11,09	5,581156
2:49	7,00	12,00	31,00	21,931712	16,3	16,13	13,05	3,168422
3:19	6,00	14,00	31,00	22,113344	15,4	15,4	9,78	5,62
3:49	7,00	12,00	27,00	18,027756	13,46	17,18	9,72	6,460557
4:19	6,00	12,00	26,00	17,776389	15,12	16,13	10,64	5,061156
4:49	6,00	10,00	27,00	19,313208	13,05	15,51	10,51	4,330312
5:19	9,00	11,00	29,00	19,078784	17,95	17,76	10,49	7,366838
5:49	11,00	12,00	29,00	17,521415	16,75	19,96	13,63	5,482126
6:19	8,00	12,00	31,00	21,283797	19,74	21,36	16,59	4,201178
6:49	10,00	15,00	38,00	25,865034	20,64	17,47	21,11	3,429242
7:19	15,00	15,00	38,00	23	23,33	18,09	17,22	5,724797
7:49	8,00	11,00	38,00	28,618176	17,95	21,96	15,13	5,944804
8:19	9,00	17,00	38,00	25,942244	17,87	19,57	15,22	3,797038
8:49	6,00	16,00	36,00	26,457513	18,53	15,98	15,31	2,942771
9:19	6,00	21,00	34,00	24,269322	25,88	15,38	12,14	12,44056
9:49	6,00	15,00	36,00	26,664583	15,18	14,31	10,58	4,2326
10:19	6,00	12,00	32,00	23,579652	14,64	14,03	16,36	2,092773
10:49	6,00	14,00	31,00	22,113344	20,36	17,14	17,35	3,120304
11:19	6,00	15,00	27,00	18,248288	18,84	18,67	17,86	0,907028

Tabel 6.2. Perbandingan beban sebelum dan sesudah pelaksanaan penyeimbangan untuk Line A GT. GYT-AQ

LINE C GYT-AQ

WAKTU	Sebelum Penyeimbangan				Setelah Penyeimbangan
	R	S	T	N	R	S	T	N
11:49	41,58	65,00	41,00	23,71532	43,34	46,09	43,04	2,911615
12:19	33,15	67,00	37,00	32,098637	43,34	46,09	43,04	2,911615
12:49	36,20	61,00	42,00	22,468645	43,34	46,09	43,04	2,911615
13:19	33,56	66,00	41,00	29,433885	43,34	46,09	43,04	2,911615
13:49	36,95	64,00	38,00	26,540582	43,34	46,09	43,04	2,911615
14:19	32,31	72,00	41,00	36,137323	43,34	46,09	43,04	2,911615
14:49	31,45	69,00	40,00	34,088891	43,34	46,09	43,04	2,911615
15:19	34,16	68,00	40,00	31,330905	43,34	46,09	43,04	2,911615
15:49	35,41	65,00	45,00	26,14896	43,34	46,09	43,04	2,911615
16:19	34,50	66,00	42,00	28,5	43,34	46,09	43,04	2,911615
16:49	34,31	62,00	43,00	24,528068	53,61	55,27	52,02	2,8148
17:19	32,74	61,00	45,00	24,545215	54,3	55,05	40,37	14,31974
17:49	31,47	65,00	40,00	30,182957	49,85	58,1	62,38	11,03136
18:19	40,69	74,00	51,00	29,53686	56,81	66,79	71,5	12,99193
18:49	49,61	88,00	64,00	33,592143	60,47	66,62	77	14,47079
19:19	53,85	90,00	61,00	33,158295	70,23	65,16	77,02	10,307
19:49	53,31	87,00	66,00	29,470767	67,45	65,69	77,19	10,72882
20:19	54,09	86,00	65,00	28,091602	62,98	59,83	77,19	16,01899
20:49	48,58	86,00	64,00	32,573247	58,19	58,3	70,87	12,62536
21:19	57,50	90,00	63,00	30,12889	58,96	58	67,91	9,466578
21:49	50,09	86,00	60,00	32,122704	56,36	56,11	61,72	5,489271
22:19	45,74	82,00	56,00	32,373254	55,2	52,04	62,08	8,891614
22:49	44,13	79,00	52,00	31,676914	49,94	49,72	59,03	9,201973
23:19	43,83	75,00	49,00	28,933526	42,33	47,72	52,19	8,551392
23:49	38,16	72,00	49,00	29,930346	46,67	47,98	56,82	9,562536
0:19	35,54	67,00	45,00	27,957317	41,28	44,07	52,65	10,26346
0:49	31,41	62,00	46,00	26,501096	38,29	43,17	52,5	12,50575
1:19	37,81	61,00	41,00	21,770992	38,11	41,58	46,28	7,102105
1:49	30,51	57,00	41,00	23,105846	37,88	38,35	45,77	7,665814
2:19	29,91	56,00	37,00	23,366174	37,1	39,53	47,27	9,198951
2:49	29,17	55,00	39,00	22,581163	38,33	37,69	47,59	9,59602
3:19	28,44	54,00	39,00	22,246654	37,99	37,13	45,62	8,094338
3:49	27,88	53,00	38,00	21,890966	33,8	34,91	42,18	7,883825
4:19	29,75	53,00	35,00	21,120192	31,86	39,55	41,58	8,880749
4:49	27,07	51,00	36,00	20,945045	37,1	35,17	46,69	10,68652
5:19	30,51	52,00	37,00	19,0911	35,45	35,9	48,15	12,48109
5:49	31,13	54,00	41,00	19,867735	44,87	42,65	50,22	6,740022
6:19	35,54	61,00	42,00	22,923167	46,13	44,87	56,58	11,1336
6:49	35,62	65,00	46,00	25,806286	52,9	45,77	64,1	16,00415
7:19	43,62	59,00	46,00	14,338912	54,21	43,29	46,15	9,807895
7:49	39,64	62,00	47,00	19,737518	48,07	36,5	39,79	10,32588
8:19	38,35	61,00	40,00	21,871728	41,85	46,52	45,92	4,400784
8:49	31,75	70,00	41,00	34,56606	47,27	48,69	48,32	1,275892
9:19	38,50	60,00	53,00	18,99342	43,53	45,68	35,08	9,705282
9:49	39,66	56,00	48,00	14,151876	42,61	45,45	43,9	2,462945
10:19	30,96	56,00	43,00	21,690588	36,96	40,39	39,7	3,14234
10:49	32,48	54,00	31,00	22,29687	44,87	43,96	42,46	2,107866
11:19	34,44	55,00	40,00	18,420467	43,34	46,09	43,04	2,911615

Tabel 6.3. Perbandingan beban sebelum dan sesudah pelaksanaan penyeimbangan untuk Line C GT. GYT-AQ

Perbandingan arus netral dibuat dengan mengambil masing-masing data hasil pengukuran arus netral sebelum dan sesudah pelaksanaan pekerjaan. Data tersebut dibandingkan pada setiap jam yang sama.

Untuk perbandingan analisa ketidakseimbangan beban dibuat dengan menghitung ketidakseimbangan beban. Yakni arus netral dibagi dengan arus terendah pada fasa R, S, dan T.  Perhitungan dilakukan pada tiap  periode yang direkam oleh Power Logger kemudian dibandingkan hasilnya sebelum dan sesudah pemasangan pada periode yang sama.

Hasilnya dapat dilihat pada gambar grafik berikut:

Gambar 6.5. Perbandingan Arus netral Line A sebelum dan sesudah pelaksanaan Penyeimbangan beban

Gambar 6.6. Perbandingan ketidakseimbangan beban line A GYT-AQ sebelum dan sesudah pelaksanaan Penyeimbangan beban

Gambar 6.7. Perbandingan Arus netral Line C sebelum dan sesudah pelaksanaan Penyeimbangan beban

Gambar 6.8. Perbandingan ketidakseimbangan beban line A GYT-AQ sebelum dan sesudah pelaksanaan Penyeimbangan beban

Dari gambar di atas terlihat perubahan yang cukup signifikan dari ketidakseimbangan beban trafo GYT-AQ.

6.3.7.2.         Tinjauan Biaya (Kajian Kelayakan Finansial)

Tinjauan biaya  merupakan perbandingan antara biaya yang dibutuhkan dengan nilai finansial yang dihasilkan dengan menggunakan metoda penyeimbangan beban trafo ini. Terdiri atas Anggaran Biaya,  kWh tidak tersalur yang diselamatkan dan format KKF untuk mengetahui kelayakannya.

6.3.7.2.1.   Anggaran Biaya

NO	NAMA MATERIAL	SAT	VOLUME	HARGA	TOTAL
				SATUAN	HARGA
				(Rp)	(Rp)
	JARINGAN TEGANGAN RENDAH (JTR)
1	Pierching Connector 1 baut		350	5.750	2.012.500
	Jumlah Material Non Distribusi Utama JTR …………..				2.012.500
	JASA KONTRUKSI
1	Pengukuran beban gardu sebelum penyeimbangan	GD	1	63.300	63.300
2	Survey lokasi pembuatan Rayon Card	plg	174	2.300	400.200
3	Pembuatan Rayon card	gbr	1	63.300	63.300
4	Pengambilan data pemakaian kWh	plg	174	500	87.000
5	Melaksanakan perubahan sadapan fasa	plg	174	5.400	939.600
6	Pengukuran beban gardu setelah penyeimbangan	GD	1	63.250	63.250
	Jumlah Jasa ……………………………………………….				1.616.650
		Jumlah Anggaran Biaya			Rp 3.629.150
Terbilang : Tiga Juta sembilan ratus delapan puluh dua ribu		Dibulatkan			Rp 3.620.000
		PPN 10 %			Rp    362.000
		Total Anggaran Biaya			Rp 3.982.000

6.3.7.2.2.        Perhitungan kWh tidak tersalur yang diselamatkan

Perhitungan kWh tidak tersalur dibuat dengan asumsi beban merata yakni Ploss=½I²Rt (Wh). Nilai arus netral diambil pada setiap periode pengukuran sehingga faktor beban  tidak digunakan. Contoh Arus netral pada jam 18.30 sebelum penyeimbangan sebesar 34 Amp dengan T selama 30 menit.

P = 0,5 x 33,5² x 1,56 x 0,5 =284 wh, nilai perperode ini kemudian dijumlahkan selama 24 jam. Hasil komulatif dari susut energi sebelum diseimbangkan kemudian dikurangkan dengan hasil komulatif susut energi setelah diseimbangkan. Nilai saving  sebesar 380 kWh per bulan yang kemudian digunakan pada Kajian Kelayakan Finansial (KKF).