1Mahasiswa Jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro 2 Dosen Jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro
ANALISA KEBUTUHAN GARDU INDUK BARU DI WILAYAH
APJ PEKALONGAN DARI TAHUN 2012-2016 Teguh Antoni
1 , Agung Nugroho
2 , Bambang Winardi
2
Jurusan Teknik Elektro , Fakultas Teknik – Universitas Diponegoro
Jl. Prof Soedarto SH Tembalang, Semarang 50275 [email protected]
ABSTRACT - With the increasing demand for
electricity in APJ Pekalongan, the provision and supply
of electricity should be increased. For that we need the
construction or expansion of centers of power,
transmission lines, substations and distribution
networks in order to improve continuity of service of
electricity to consumers. Substation construction option
is an option when other substations in the APJ / UPJ is
not able to serve and supply the load capacity due to
transformer substations have been / almost overload. At
this condition must be anticipated as early as possible
by PT PLN Persero order to distribute the electrical
energy can be channeled in sufficient quantities.
Planning and placement of distribution
substation construction site must have good planning
for the substation is not really help the performance of
other substations in supplying burden in the long run.
Planning factors that must be taken into account the
substation is the capacity of substations, transmission
lines (primary side) and the feeder system (secondary
side). Planning a new substation in the APJ region
Pekalongan built to help supplying Pekalongan load in
the APJ region. This requires analysis by assuming the
addition of load and voltage drop calculations and
losses, balance capacity. taking into account the
availability of existing data to develop forecasts of
electricity demand.
Analysis of the needs of a new substation in
the APJ region Pekalongan years 2012-2016
considering the addition of parameters assuming the
load, voltage drop and losses. APJ Pekalongan and the
balance capacity of existing substations in APJ
Pekalongan. The discussion here is the construction of
new substations in the APJ region Pekalongan. The
parameters of the underlying analysis is planning a new
substation losses and voltage drop in APJ Pekalongan
substations with analysis using ETAP software 7.0.0.
Key words: new substation, the placement of the
substation site, assuming the addition of load, ETAP
7.0.0, voltage drop, losses
I. PENDAHULUAN
APJ Pekalongan merupakan Area Pelayanan
Jaringan wilayah Pekalongan dari PT. PLN Persero yang
melayani segala kebutuhan energi listrik kepada
masyarakat. Area Pelayanan dan Jaringan memiliki
Wilayah kerja PT PLN (Persero), yang dimana di APJ
Pekalongan meliputi Unit Pelayanan dan Jaringan (UPJ)
Batang, Kedungwuni, Wiradesa dan Pekalongan Kota.
PT PLN (Persero) APJ Pekalongan merupakan beberapa
wilayah dari sebelas ujung tombak PT PLN (Persero)
Unit Bisnis Distribusi Jawa Tengah dan DI Yogyakarta.
Energi listrik sebagai salah satu infrastruktur yang
menyangkut hajat hidup orang banyak, maka penyaluran
energi listrik harus dapat terjamin dalam jumlah yang
cukup, Kebutuhan energi listrik terus mengalamin
peningkatan tiap tahunnya. Hal ini dikarenakan oleh
semakin berkembangnya kebutuhan masyarakat yang
harus dipenuhi. Banyak faktor yang berpengaruh
terhadap tingkat kebutuhan tenaga listrik seperti faktor
ekonomi, kependudukan dan kewilayahan. Kondisi ini
tentunya harus diantisipasi sedini mungkin oleh PT. PLN
(Persero) selaku penyedia energi listrik. PT. PLN
(Persero) harus dapat menjamin energi listrik yang
dihasilkan dan disalurkan dalam keadaan cukup. Untuk
itu perlu dilakukan proyeksi kebutuhan energi listrik dan
pengembangan fisik.
Tujuan yang ingin dicapai dalam tugas akhir ini yaitu:
1. Menggambarkan kondisi penyaluran energi listrik
di APJ Pekalongan saat kondisi eksisting.
2. Memproyeksikan kebutuhan energi listrik APJ
Pekalongan pada tahun 2012 - 2016 dengan
menggunakan metode asumsi penambahan pada
beban.
3. Mensimulasikan hasil pengembangan jaringan
tegangan menengah dengan menggunakan software
ETAP 7.0.0 pada tahun 2012 – 2016 di area
pelayanan APJ Pekalongan
4. Menganalisis hasil simulasi pengembangan
jaringan tegangan menengah dengan menggunakan
ETAP 7.0.0
5. Menentukan lokasi dan menganalisa hasil
interprestasi gardu induk baru dari hasil simulasi
dari tahun 2011 -2016
Untuk membatasi pembahasan yang akan dilakukan
maka dalam tugas akhir ini dibuat beberapa batasan –
batasan masalah antara lain :
1. Area yang diproyeksikan dalam tugas kahir ini
adalah APJ Pekalongan.
2. Proyeksi hanya menggunakan metode Asumsi
Penambahan pada beban
3. Proyeksi energi listrik hanya dilakukan pada tahun
2012 – 2016
4. Data energi listrik yang digunakan adalah data
pengusahaan listrik APJ Pekalongan tahun 2006 –
2011
5. ETAP 7.0.0 hanya menganalisa hasil pengembangan
trafo distribusi berdasarkan hasil Drop voltage dan
Losses.
6. Penambahan beban merata di setiap feeder APJ
Pekalongan.
7. Analisa hasil pengembangan jaringan tegangan
menengah pada APJ Pekalongan menggunakan
software ETAP 7.0.0
8. Data pemakaian energi listrik dan Tata Guna Lahan
yang digunakan adalah data Kabupaten Batang,
Kabupaten Pekalongan dan Kota Pekalongan.
II. DASAR TEORI
2.1 Sistem Distribusi Daya Listrik
Sistem Distribusi merupakan bagian dari sistem
tenaga listrik. Sistem distribusi ini berguna untuk
menyalurkan tenaga listrik dari sumber daya listrik
besar sampai ke konsumen. Tenaga listrik yang
dihasilkan oleh pembangkit tenaga listrik besar dengan
tegangan dari 11 kV sampai 24 kV dinaikkan
tegangannya oleh gardu induk dengan transformator
penaik tegangan menjadi 70 kV, 154 kV, 220 kV atau
500 kV kemudian disalurkan melalui saluran transmisi.
Tujuan menaikkan tegangan ialah untuk memperkecil
kerugian daya listrik pada saluran transmisi, dimana
dalam hal ini kerugian daya adalah sebanding dengan
kuadrat arus yang mengalir (I2.R). Dengan daya yang
sama bila nilai tegangannya diperbesar, maka arus yang
mengalir semakin kecil sehingga kerugian daya juga
akan kecil pula. Dari saluran transmisi, tegangan
diturunkan lagi menjadi 20 kV dengan transformator
penurun tegangan pada gardu induk distribusi,
kemudian dengan sistem tegangan tersebut penyaluran
tenaga listrik dilakukan oleh saluran distribusi primer.
Dari saluran distribusi primer inilah gardu-gardu
distribusi mengambil tegangan untuk diturunkan
tegangannya dengan trafo distribusi menjadi sistem
tegangan rendah, yaitu 220/380 Volt. Selanjutnya
disalurkan oleh saluran distribusi sekunder ke
konsumen-konsumen.
2.2 Bagian – bagian sistem distribusi
Adapun bagian – bagian dari sistem distribusi
tenaga listrik adalah:
1. Gardu Induk Distribusi
2. Jaringan Primer (Jaringan Tegangan Menengah)
3. Transformator Distribusi
4. Jaringan Sekunder (Jaringan Tegangan Rendah)
Dalam hal ini tegangan menengah sistem distribusi
adalah 20 kV dan tegangan rendahnya 380/220 V. Jaringan Tegangan Menengah
(JTM)
Gar
du I
nduk
Sekering
T.M.
Trafo
Distribusi
Rel T.R.
Sekering
T.R. Jaringan Tegangan Rendah
(JTR)
Sambungan
Rumah
Gardu
Distribusi
Tiang
Pelanggan Gambar 1 Sistem Distribusi Tenaga Listrik
2.2 Klasifikasi Gardu Induk
Gardu Induk (GI) diklasifikasikan menurut jenis
pasangan luar, jenis pasangan dalam, jenis pasangan
setengah luar, jenis bawah tanah, jenis mobil dan
sebagainya sesuai fungsinya.
1. Gardu lnduk Jenis Pasangan Luar
GI pasangan luar terdiri dari peralatan tegangan
tinggi pasangan luar, misaInya transformator utama,
peralatan penghubung, dsb, yang mempunyai peralatan
kontrol pasangan dalam, seperti penghubung dan batere.
G.1 untuk transmisi, yang kondensator sinkron
pasangan dalam pada sisi trasier trafo utama dan trafo
pasangan dalam, pada umumnya disebut juga sebagai
jenis pasangan luar.
2. Gardu Induk Jenis Pasangan Dalam
GI Jenis pasangan dalam terdiri dari peralatan
tegangan tinggi, transformator utama, Peralatan
penghubung, dsb, dan peralatan kontrolnya, seperti meja
penghubung dan sebagainya terpasang di dalam.
3. Gardu lnduk Jenis Setengah Pasangan Luar
Sebagian peralatan tegangan tinggi terpasang
disisi gedung, GI ini disebut juga GI setengah pasangan
dalam.
4. Gardu Induk Pasangan Bawah Tanah
Hampir semua peralatan terpasang didalam
bangunan bawah tanah. Alat pendinginnya biasa terletak
diatas tanah. Kebanyakan GI di bawah jalan raya.
5. Gardu lnduk Jenis Mobil
Dilengkapi peralatan di atas kereta hela
(trailer) atau semacam truk GI guna mencegah beban
lebih berkala dari pemakaian sementara di tempat
pembangunan. GI ini juga banyak dipakai untuk kereta
listrik.
2.3 Kebutuhan Penyaluran Energi listrik
Untuk proses pengiriman tenaga listrik terdiri
dari berbagai persoalan teknis, tenaga listrik hanya
dibangkitkan pada tempat-tempat tertentu saja.
Gambar 2 Proses pengiriman tenaga listrik
Kebutuhan energi listrik akan meningkat
sejalan dengan perkembangan ekonomi daerah dan
pertumbuhan penduduk. Semakin meningkatnya
ekonomi pada suatu daerah maka konsumsi energi
listrik juga akan meningkat. Disamping itu,
perkembangan energi listrik juga dipengaruhi oleh
faktor perkembangan penduduk dalam pengertian
jumlah rumah tangga yang akan diliri listrik. Sehingga
PT PLN Persero APJ Pekalongan melakukan peramalan
kebutuhan energi listrik dalam kurun waktu 5 tahun.
2.4 Peramalan Beban Energi Listrik
Peramalan energi listrik sangat diperlukan untuk
memperkirakan kebutuhan energi listrik beberapa tahun
kedepan. Peramalan pada dasarnya merupakan suatu
dugaan atau prakiraan mengenani terjadinya suatu
kejadian atau peristiwa dimasa yang akan datang. Data
yang mendasari adanya peramalan yakni Data
Pengusahaan.
.
2.5 Studi pengembangan gardu induk
Pengembangan gardu induk secara fisik
dibedakan menjadi dua, yaitu:
1. Penambahan kapasitas gardu induk lama
2. Pembangunan gardu induk baru
2.6 Model Peramalan beban
Dalam penelitian ini penulis menggunakan
metode time series. Metode Time Series adalah metode
yang disusun berdasarkan hubungan data-data masa lalu
tanpa memperhatikan faktor-faktor penyebab (pengaruh
ekonomi, iklim, teknologi dan sebagainya). Dalam tugas
akhir ini metode time series yang digunakan yaitu
model dekomposisi.
Dekomposisi adalah model kecenderungan
yang mempergunakan empat komponen pendekatan
yaitu kecenderungan (merupakan tingkah laku jangka
panjang), cylical (bentuk siklis), seasional (bentuk
musiman) dan komponen random. Model yang dipakai
adalah asumsi penambahan pada beban. model yang
disusun peramalan beban dimana pertambahan
prosentase beban pada trafo bertambah tiap tahun secara
merata seiring dengan naiknya permintaan penggunaan
energi tenaga listrik pada tahun sebelumnya berdasarkan
kenaikan rata-rata daya yang tersambung pada 5 tahun
sebelumnya.
2.7 Software ETAP 7.0.0
Software ETAP atau Power Satation adalah
suatu program atau perangkat lunak yang digunakan
untuk menyelesaikan permasalahan yang berhubungan
dengan sistem ketenagalistrikan. Dengan menggunakan
sotfware Etap dapat memodelkan analisis aliran daya
(load Flow), kita dapat menghitung aliran daya,
tegangan pada sistem tenaga,
2.8 Perencanaan Pengembangan Saluran Distribusi Perencanaan sistem distribusi energi listrik
merupakan bagian yang esensial dalam mengatasi
pertumbuhan kebutuhan energi listrik yang cukup pesat.
Perencanaan diperlukan sebab berkaitan dengan tujuan
pengembangan sistem distribusi yang harus memenuhi
beberapa kriteria teknis dan ekonomis. Perencanaan
sistem distribusi ini harus dilakukan secara sistemik
dengan pendekatan yang didasarkan pada peramalan
beban untuk memperoleh suatu pola pelayanan yang
optimal.
Data jaringan distribusi
terpasang
Data beban tersambung
Model kondisi awal
Prakiraan evaluasi beban
Investement Plan
Prakiraan kondisi
kelistrikan jangka pendek
Analisa pada koendala di
jaringan
Analisa kebutuhan
perkuatan jaringan
kebutuhan jangka pendek
Prakiraan perkembangan
beban jangka menengah
Studi detail pengembangan
GI TT/TM dan jaringan
Tegangan menengah
Simulasi
perkembangan beban
jangka panjang
Simulasi
perkembangan
jaringan transmisi
Studi Design Jaringan
1. Pemilihan tegangan
2. Standar peralatan
3. Pemilihan type GITT dan TM
4. Pemilihan tipe GI /TT/TM
Pengkajian terhadap strategi
pengembangan jaringan
utama tegangan menengah
Strategi
pengembangan
jaringan transmisi
Jangka Pendek Jangka Menengah Jangka Panjang
Gambar 3 Tahapan Perencanaan Saluran Distribusi
Perencanaan sistem distribusi energi listrik
merupakan bagian yang esensial dalam mengatasi
pertumbuhan kebutuhan energi listrik yang cukup pesat.
Perencanaan diperlukan sebab berkaitan dengan tujuan
pengembangan sistem distribusi yang harus memenuhi
beberapa kriteria teknis dan ekonomis. Perencanaan
sistem distribusi ini harus dilakukan secara sistemik
dengan pendekatan yang didasarkan pada peramalan
beban untuk memperoleh suatu pola pelayanan yang
optimal.
1. Kriteria Voltage Drop
Desain Panjang JTM yang dikaitkan dengan
besaran Voltage Drop dan susut teknis jaringan.
Voltage Drop di Ujung Jaringan adalah 5,5% yang
setara dengan susut energi 3,77%.
2. Kriteria Susut Energi (Losses)
a. Secara teknis susut energi listrik dapat
dijadikan acuan dalam pengembangan
jaringan Distribusi Listrik, seperti desain
Voltage Drop 5,5% pada Jaringan Tegangan
Menengah adalah setara dengan desain
3,77%.
b. Untuk Pengembangan Sistem Distribusi
Tenaga Listrik, maka desain susut jaringan
sangatlah berperan dalam menentukan unjuk
kerja jaringan Distribusi listrik.
III. Metode Penelitian
Untuk metode penelitian tugas akhir ini dapat
dilihat pada gambar diagram alir dibawah ini
MULAI
SURVEY DATA PLN
YA
TIDAK
DATA
KONDISI
EKSISTING
PENGOLAHAN
DATA
ETAP 7.0.0
RATA_RATA
PENAMBAHAN
ASUMSI BEBAN
PER TAHUN
LOSSES &
DROP VOLTAGE
MEMENUHI
SYARAT?
MEMBANGUN
GI BARU?
PENGEMBANGAN
TAHUN
BERIKUTNYA
SELESAI
TATA GUNA LAHAN
DATA KELUARAN
DATA NON
KELISTRIKAN
DATA
KELISTRIKAN
DESAIN KONFIGURASI
SISTEM
MENGEMBANGKAN
SISTEM YANG ADA
KAPASITAS
TRAFO MAMPU?
PENENTUAN
KAPASITAS TRAFOTAMBAH / GANTI
KAPASITAS TRAFO
MENENTUKAN JUMLAH
FEEDER
YA
TIDAK
Gambar 4 Diagram Alir Pengembangan Jaringan
Tegangan Menengah
3.1 Metode Pengumpulan Data
Metode pengumpulan data adalah proses dalam
pencarian data. Dalam penelitian ini pengunpulan data
dilakukan dari survey data ke PT. PLN APJ Pekalongan
yang menyediakan data-data untuk analisis penyaluran
tenaga listrik Gardu Induk Batang dan Pekalongan.
Adapun daftar data yang dibutuhkan dapat dilihat pada
tabel di bawah ini.
Tabel 1 Daftar Data yang Dibutuhkan
Dalam pengumpulan data tersebut diarahkan ke obyek
penelitian yaitu Gardu Induk yang menyuplai di wilayah
APJ Pekalongan. Data dari PLN adalah data teknis
kelistrikan PT PLN APJ Pekalongan.
3.2 Metode Pengolahan Data
Langkah selanjutnya adalah melakukan
pengolahan data. Pengolahan disini dilakukan dengan
dua langkah, pertama pengelompokkan data yang
dipergunakan untuk melakukan peramalan, kedua
pengelompokkan data yang dipergunakan untuk
melakukan pengembangan.
Tabel 2 Pengelompokkan Data
Diagram Alir peramalan dapat dilihat pada gambar
berikut
Mulai
Survey Data PLN
Data Pengusahaaan
Tahun 2006-2011
Mendapatkan Hasil
Asumsi tahun 2012-2016
Selesai
Gambar 5 Diagram Alir pengembangan
3.3 Peramalan Beban
Metode peramalan yang dipergunakan dalam
tugas akhir ini adalah metode peramalan dengan
menggunakan metode time series model asumsi
penambahan pada beban. Tabel 3 Data Pengusahaan APJ Pekalongan Pada Tahun
2006-2011
3.4 Pengumpulan Data Jaringan Tegangan
Menengah APJ Pekalongan
Data jaringan tegangan menengah yang digunakan
dalam tugas akhir ini adalah data eksisting jaringan
No Instansi Data yang Dibutuhkan
1 PT PLN APJ Pekalongan Data Pengusahaan APJ Pekalongan
Jaringan Eksisting Gardu Induk Batang &
Pekalongan
Data Single line diagram
TAHUN 2006 2007 2008 2009 2010 2011
RUMAH TANGGAJumlah Rumah Tangga 419,618 434,238 434,238 417,104 431,724 441,464
Rasio Elektifikasi ( % ) 60.05 61.00 62.70 67.91 69.95 73.70
Jumlah Pelanggan 251,990 264,903 272,278 283,261 302,012 325,359
- Delta pelanggan 23,487 12,913 7,375 10,983 18,751 23,347
Daya tersambung ( KVA ) 168,318 182,109 190,688 203,318 223,279 246,995
Daya tersambung / Pel (VA) 0.67 0.69 0.70 0.72 0.74 759.15
Konsumsi Energi ( Mwh ) 277,688.66 295,079.31 307,493.53 331,444.68 361,514.09 372,553.01
- Pertumbuhan ( % ) 6.82 6.26 4.21 7.79 9.07 3.05
Konsumsi Energi/Pel (kWh) 1.10 1.11 1.13 1.17 1.20 1,145.05
BISNISJumlah Pelanggan 9,154 9,820 10,524 11,616 11,951 12,785
- Delta pelanggan 436 666 704 1,092 335 834
Daya tersambung ( KVA ) 34,149 37,344 40,683 44,471 46,003 49,727
Daya tersambung / Pel (VA) 3.73 3.80 3.87 3.83 3.85 3,889.47
Konsumsi Energi ( Mwh ) 49,500.75 58,196.44 65,642.66 74,802.16 81,188.54 77,365.61
- Pertumbuhan ( % ) 21.75 17.57 12.79 13.95 8.54 (4.71)
UMUMJumlah Pelanggan 9,853 9,733 10,440 11,221 12,063 12,352
- Delta pelanggan -1,224 -9,120 -293 10,781 842 289
Daya tersambung ( KVA ) 18,853 20,319 22,536 25,050 27,446 29,335
Daya tersambung / Pel (VA) 1.91 27.72 51.22 2.23 2.28 2,374.92
Konsumsi Energi ( Mwh ) 48,612.64 50,313.57 53,396.59 56,760.58 62,852.65 64,113.00
- Pertumbuhan ( % ) -15.87 3.50 6.13 6.30 10.73 2.01
INDUSTRIJumlah Pelanggan 232 234 236 239 248 261
- Delta pelanggan 0 9,588 704 -10,285 9 13
Daya tersambung ( KVA ) 55,204 54,429 55,930 55,727 58,014 65,040
Daya tersambung / Pel (VA) 237.95 5.54 5.31 233.17 233.93 249,196.93
Konsumsi Energi ( Mwh ) 222,102.29 232,762.45 238,012.15 231,766.00 252,437.86 245,979.60
- Pertumbuhan ( % ) 30.74 4.80 2.26 -2.62 8.92 -2.56
No Pengelompokkan Data Data
1 Peramalan Data Pengusahaan listrik APJ
Pekalongan
2 Penentuan Kondisi Eksisting
Jaringan Eksisting GI Batang dan
Pekalongan
Kenaikan prosentase konsumsi daya
(KVA)
3 Pengembangan Kebutuhan Listrik
Feeder yang terdapat pada GI Batang
dan Pekalongan
Data Beban Penyulang GI Batang &
Pekalongan tahun 2011
Peta Tata Guna Lahan APJ Pekalongan
tegangan menengah pada tahun 2011 dari PT PLN
Persero APJ Pekalongan. Dimana Pada APJ
Pekalongan terdapat 2 GI yaitu GI batang dan GI
Pekalongan.
Sumber : Data Teknis PT PLN (Persero) APJ Pekalongan
Gambar 6 Peta Wilayah kerja GI batang
Sumber : Data Teknis PT PLN (Persero) APJ Pekalongan
Gambar 7 Peta Wilayah kerja GI Pekalongan
Jaringan distribusi di wilayah APJ Pekalongan
terdiri dari 2 gardu induk yaitu GI Batang dan GI
Pekalongan. GI Batang terdiri dari BTG 01, BTG 02,
BTG 03, BTG 04, BTG 06, BTG 07. Sedangkan GI
Pekalongan terdiri dari PKL 01, PKL 02, PKL 03,
PKL 04, PKL 05, PKL 06, PKL 07, PKL 08, PKL 10,
PKL 11, PKL 12.
Tabel 4 Panjang Penyulang APJ Pekalongan
IV ANALISA DAN PEMBAHASAN
4.1 Peramalan Kebutuhan Beban
Berikut dapat dilhat data – data yang dipergunakan
untuk melakukan peramalan yaitu:
Data Peramalan
Data Eksisting Jaringan APJ Pekalongan
Tabel 5 hasil perhitungan Total Data Pengusahaan
Listrik APJ Pekalongan dari tahun 2006-2011
Sumber : PT PLN APJ Pekalongan
Pada metode asumsi kenaikan prosentase
beban yang digunakan sebagai acuanya adalah rata-rata
daya yang tersambung (KVA) pertahun. Dari
perhitungan diatas didapatkan bahwa rata-rata
kenaikannya adalah sebesar 6.69% pertahun dari data 5
tahun terakhir. Contoh sebagai berikut:
Gambar 8 Continuous lumped Load pada ETAP 7.0.0
sebelum penambahan metode asumsi
Penambahan Asumsi = % Penambahan Asumsi +
% Trafo tahun ke n
= 7 % (73%) + 73 % = 78 %
4.2 Data Kondisi Eksisting APJ Pekalongan
Tabel 6 Data Impedansi Kabel
Sumber : SPLN S2-3:1983
Tabel 7 Kapasitas Gardu Induk di APJ PEkalongan
NO
FEEDER PANJANG JTM (KMS)
TOTAL (KMS)
3 PHASA 1 PHASA
1 BTG-01 35.825 47.900 83.725
2 BTG-02 80.950 240.092 321.042
3 BTG-03 10.100 8.780 18.880
4 BTG-04 3.850 - 3.850
5 BTG-06 13.400 143.830 157.230
6 BTG-07 58.500 222.350 280.850
7 PKL-01 16.501 21.000 37.501
8 PKL -02 30.846 37.959 68.805
9 PKL -03 70.250 287.220 357.470
10 PKL -04 27.814 140.040 167.854
11 PKL -05 29.943 105.404 135.347
12 PKL -06 18.021 41.900 59.921
13 PKL -07 40.102 132.645 172.747
14 PKL -08 13.350 4.755 18.105
15 PKL -10 32.120 189.140 221.260
16 PKL -11 9.980 - 9.980
17 PKL -12 17.350 47.020 64.370
mm2
AAC AAAC
Z1,Z2 Zo Z1,Z2 Zo
R1 jx1 Ro jxo R1 jx1 Ro jxo
1 2 3 4 5 6 7 8 9
16 1,8382 0,4035 1,9862 1,6910 2,0161 0,4036 2,1641 1,6911
25 0,8400 0,3791 0,9883 1,6666 0,9217 0,3790 1,0697 1,6695
50 0,5882 0,3667 0,7362 1,6552 0,6452 0,3678 0,7932 1,6553
70 0,4202 0,3572 0,5682 1,6447 0,4608 0,3572 0,6088 1,6447
95 0,3096 0,3464 0,4576 1,6339 0,3396 0,3449 0,4876 1,6324
120 0,2451 0,3375 0,3901 1,6250 0,2688 0,3375 0,4168 1,6251
150 0,1961 0,3305 0,3441 1,6180 0,2162 0,3305 0,3631 1,6180
185 0,1590 0,3239 0,3070 1,6114 0,1744 0,3239 0,3224 1,6114
240 0,1225 0,3157 0,2705 1,6032 0,1344 0,3158 0,2824 1,6003
Uraian 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Jumlah Pelanggan 271,229 285,276 293,766 306,337 326,274 350,757
Daya tersambung ( KVA ) 276,524.00 294,201.00 309,837.00 328,566.00 354,742.00 391,097.21
- Pertumbuhan ( % ) - 6.01 5.05 5.70 7.38 9.30
Rata-rata (%) 6.69
Konsumsi Energi ( Mwh ) 597,904.34 636,351.76 664,544.93 694,773.42 757,993.14 760,011.22
- Pertumbuhan ( % ) - 6.43 4.43 4.55 9.10 0.27
Rata-rata(%) 4.65
Produksi energi ( Mwh ) 638,183.98 678,335.11 706,413.55 740,722.95 783,060.71 808,723.03
- Pertumbuhan ( % ) - 5.92 3.98 4.63 5.41 3.17
Rata-rata(%) 4.62
Data Pengukuran Beban Penyulang Gardu Induk
Pekalongan dapat dilihat pada tabel berikut:
Tabel 8 Data Pengukuran Beban Penyulang APJ
Pekalongan tahun 2011
Sumber : Data teknis PT. PLN (Persero)
Tabel 9 Data Jumlah Trafo APJ Pekalongan tahun2011
Sumber : Data teknis PT. PLN (Persero)
Penggambaran jaringan eksisting APJ Pekalongan
dengan Menggunakan ETAP 7.0.0
Gambar 9 Penggambaran Jaringan dengan menggunakan
ETAP 7.0.0
Gambar 10 Report Hasil Simulasi ETAP 7.0.0
Untuk mencari susut energi ( losses energy)
rumus yang digunakan adalah
∑
∑ x 100 %
Sedangkan untuk mencari susut tegangan atau Drop
Voltage nya
Voltage Drop = % Tegangan Pangkal GI - %
Tegangan Paling Ujung
4.2.1 APJ Pekalongan pada tahun 2011
A. Gardu Induk Batang
Dari report hasil simulasi pada tahun 2011 untuk susut
energi dan drop voltage nya diperoleh data sebagai
berikut:
Tabel 10 Drop Tegangan dan losses APJ Pekalongan
2011
Berdasarkan analisa dan hasil simulasi dengan
menggunakan software ETA 7.0.0 diatas diketahui
bahwa pada terdapat 3 feeder dari GI Pekalongan dan 3
GI Batang yang dalam kondisi eksisting belum
memenuhi kriteria yang di tentukan oleh PLN dalam
drop tegangan dan losses (melebihi 5,5% dan 3,77%).
Ketiga feeder Batang tersebut adalah BTG 01, BTG 02,
BTG 07.begitu juga dengan 3 feeder di wilayah
Pekalongan PKL 03, PKL 05, dan PKL 10. Dari ketiga
feeder yang mengkhawatirkan adalah feeder PKL 03
dimana pada feeder tersebut drop tegangan mencapai
14,588%.
APJ GI JML
TRAFO MVA
JML
FEEDER
PEKALONGAN
GI Pekalongan
3
20, 60, 60
11
GI Batang
2
30,30
6
1 BTG-02 12.928 5.152
2 BTG-03 0.597 0.301
3 BTG-04 1.784 0.783
4 BTG-01 5.065 5.065
5 BTG-06 2.825 1.642
6 BTG-07 16.266 7.994
7 PKL-01 1.875 0.994
8 PKL-02 3.38 1.898
9 PKL-03 14.588 7.562
10 PKL-04 4.666 1.914
11 PKL-05 9.893 5.491
12 PKL-07 5.191 3.474
13 PKL-06 0.943 0.743
14 PKL-08 2.945 1.444
15 PKL-10 9.379 3.984
16 PKL-11 0.945 1.224
17 PKL-12 3.117 1.446
TOTAL LOSSESDROP TEGANGANNO FEEDER
JUMLAH
10 15 25 50 50 100 160 200 250 315 400 500 630 670 800 1200 1400 1500 1600 2500 4500 BUAH
1 PKN 1 3 8 41 171 18 11 7 3 1 263 13695
2 PKN 2 4 13 60 215 28 22 6 1 349 17675
3 PKN 3 9 8 204 243 11 2 1 478 18410
4 PKN 4 3 6 144 133 19 8 6 1 2 322 13780
5 PKN 5 9 3 104 159 5 2 1 283 11295
6 PKN 6 2 3 34 82 8 4 3 1 1 138 6745
7 PKN 7 4 3 67 212 24 27 6 1 1 1 2 1 349 21485
8 PKN 8 1 1 7 23 3 2 2 1 40 2730
9 PKN 10 5 3 123 196 24 8 4 2 1 2 1 369 18340
10 PKN 11 1 1 5 5 8 1 5 26 2500
11 PKN 12 3 2 60 175 13 8 6 3 1 1 272 14200
12 BTG 1 2 2 94 168 14 5 8 2 1 1 2 299 15590
13 BTG 2 1 5 436 200 7 2 1 1 1 1 1 656 25050
14 BTG 3 1 13 7 4 2 2 1 1 1 32 3255
15 BTG 4 2 1 2 5 14500
16 BTG 6 2 156 91 8 1 1 2 261 10130
17 BTG 7 5 223 146 4 14 1 2 4 2 1 402 18570
48 64 1767 2226 183 135 52 24 15 3 4 1 10 1 2 2 1 2 1 1 2 4544 227950Jumlah Total Se-APJ
NO PENYULANG
JUMLAH TRAFO TERPASANG
TOTAL KVATRF 1 PHS TRF 3 PHS (KVA)
GARDU
INDUK TRAFO FEEDER
TEG
( KV )
SETG
PMT
ARUS BEBAN ( AMP )
JAM 19.00
R S T
BATANG
I
BTG 02 20 480 317 285 301
BTG 03 20 480 115 92 95
BTG 04 20 480 270 272 218
II
BTG 01 20 480 342 246 335
BTG 06 20 480 176 188 185
BTG 07 20 480 257 339 262
PEKALONGAN
I PKN 01 20.5 480 190 180 220
PKN 02 20.5 480 318 276 353
II
PKN 03 20.5 480 314 375 336
PKN 04 20.5 480 281 292 238
PKN 05 20.5 480 253 297 356
PKN 07 20.5 480 257 318 303
III
PKN 06 20.5 480 133 75 99
PKN 08 20.5 480 217 240 256
PKN 10 20.5 480 332 326 346
PKN 11 20.5 480 95 108 105
PKN 12 20.5 480 248 230 260
Gambar 11 ujung feeder GI Batang yang kurang
memenuhi syarat dari PLN
Gambar 12 ujung feeder GI Pekalongan yang kurang
memenuhi syarat dari PLN
Gambar 13 Grafik perbandingan drop tegangan antara
sebelum dan sesudah dibangun GI baru (GI Limpung)
tahun 2012
Tabel 11 Capacity Balanced APJ Pekalongan Tahun
2011
4.2.2 Rencana Pengembangan APJ
Pekalongan pada tahun 2012
Tabel 12 Uprating Trafo pada APJ Pekalongan
Dengan adanya uprating trafo maka ada
penambahan feeder pada masing-masing trafo yang
digunakan untuk embantu feeder yang kurang
memenuhi syarat dari PT PLN.
Tabel 13 Rekonfigurasi Feeder APJ Pekalongn tahun
2012
4.3 Wilayah APJ Pekalongan pada tahun 2012
A. Gardu Induk Batang
Dari report hasil simulasi pada tahun 2011 untuk susut
energi dan drop voltage nya diperoleh data sebagai
berikut:
Tabel 14 Drop Tegangan dan Losses Gardu Induk APJ
Pekalongan 2012 dengan penambahan feeder
Dari hasil analisa peramalan dengan metode
asumsi, pada tabel diatas diketahui bahwa masih
terdapat feeder yang tidak memenuhi kriteria PLN baik
dari GI Batang dan GI Pekalongan. Hal itu tidak
berhasil dikarenakan beberapa faktor yaitu: panjangnya
jaringan yang diampu oleh gardu induk dan beban yang
semakin meningkat. Oleh karena itu perlu dibangun
gardu induk baru untuk memperbaiki drop tegangan
dan losses di ketiga feeder tersebut.
Pertimbangan Pembangunan Gardu Induk antara lain:
No GARDU INDUK Saran Trafo Awal
MVA
Baru
MVA
Tambah
MVA Σ Th
1 PEKALONGAN uprating I 20 60 40 1 2012
2 BATANG uprating II 30 60 30 1 2012
FEEDER TAHUN
BARU PENGEMBANGAN
PKL 13 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKL 05
PKL09 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKL 03
PKL14 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKL 07
PKL15 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKL10
BTG 08 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 07
BTG 09 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 02
BTG 05 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 01
BATANG
GARDU INDUK KETERANGAN
PEKALONGAN
1 BTG-02 2.691 2.035
2 BTG-03 0.637 0.312
3 BTG-04 1.923 0.831
4 BTG-01 3.924 2.286
5 BTG-06 3.021 1.713
6 BTG-07 3.406 2.079
7 BTG-05 3.765 2.163
8 BTG-08 13.023 7.165
9 BTG-09 10.774 5.275
10 PKL-01 1.996 0.953
11 PKL-02 3.692 1.849
12 PKL-09 11.697 7.906
13 PKL-13 6.837 4.829
14 PKL-14 2.51 2.425
15 PKL-15 5.789 5.789
16 PKL-03 3.429 2.09
17 PKL-04 5.266 2.09
18 PKL-05 3.51 2.22
19 PKL-07 3.51 1.447
20 PKL-06 1.012 0.75
21 PKL-08 3.333 1.557
22 PKL-10 3.947 2.046
23 PKL-11 1.004 0.536
24 PKL-12 3.343 1.55
NO FEEDER TOTAL LOSSESDROP TEGANGAN
1. Kebutuhan (demand) beban yang semakin
meningkat, mendekati bahkan melebihi
kemampuan GI yang ada.
2. Jika kondisi GI eksisting masih
memungkinkan, biasanya cukup dilakukan
up-rating atau menaikan kapasitas GI yang
ada, misalnya dengan melakukan
penggantian dan penambahan
transformator daya.
3. Adanya perluasan daerah/wilayah atau
adanya daerah/wilayah baru, yang pasti
membutuhkan ketersediaan/pasokan daya
listrik cukup besar.
4. Adanya pembangunan infra struktur bagi
kawasan industry (industrial estate).
5. Proyeksi kebutuhan daya listrik untuk
jangka waktu tertentu, sehingga perlu
disiapkan gardu induk baru atau perluasan
gardu induk.
6. Adanya pengembangan system tenaga
listrik secara terpadu, misalnya
pembangunan listrik baru, sehingga
dilakukan perluasan system penyaluran
(transmisi), tentunya dibarengi dengan
pembangunan GI-GI baru atau perluasan
4.3.1 Penggambaran Gardu Induk baru di wilayah
Batang tahun 2012
Dalam Perencanaan membangun gardu induk
baru nanti, harus mempertimbangkan lokasi dimana
gardu induk itu akan dibuat, Karena harus sesuai kriteria
dalam membangun gardu induk baru. Berikut peta tata
guna lahan di wilayah Batang.
Gambar 13 Peta Tata Guna Lahan wilayah Batang
Gambar 14 Peta Tata Guna Lahan wilayah Pekalonga
Dalam perencanaan nantinya GI baru di
wilayah Batang terletak di daerah Limpung (GI
Limpung) akan membantu kedua feeder ( BTG 02 da
BTG 07). Peletakan GI baru tersebut karena tengah-
tengah kedua feeder tersebut berdekatan dan merupakan
daerah vital karena daerah tersebut memerlukan
keandalan tinggi dan banyaknya industri. Di Wilayah
Pekalongan peletakan GI baru di daerah Kecamatan
kajen (GI Kajen). Peletakan tersebut dikarenakan ujung-
ujung feeder yang berdekatan dengan ketiga feeder
(PKL 03, PKL 05, PKL 10) yang kurang memenuhi
syarat yang ditentukan oleh PLN. Pembangunan di
wilayah Kajen dikarenakan terdapat perkembangan
industri dan perumahan yang sangat pesat, sehingga
pertumbuhan beban akan semakin meningkat
Gambar 15 Single Line diagram wilayah Batang setelah
GI Baru (GI Limpung)
B. Gardu induk Pekalongan
Gambar 16 Single Line diagram wilayah Pekalongan
setelah GI Baru (GI Kajen)
Perencanaan wilayah kerja GI baru DI APJ Pekalongan
(GI Limpung dan GI Kajen) adalah sebagai berikut:
Tabel 18 Jumlah feeder untuk GI Baru (GI Limpung
dan GI Kajen) di APJ Pekalongan.
Berikut hasil simulasi dengan menggunakan ETAP
7.0.0 setelah dibangun GI Bar
Tabel 20 Drop Tegangan dan Losses APJ Pekalongan
2012 setelah dibangun GI baru
Berikut perbandingan nilai keluaran antara sebelum dan
sesudah dibangun GI Baru
Tabel 22 perbandingan Losses Gardu Induk Batang
dengan setelah dibangun GI baru
Tabel 23 perbandingan Drop Tegangan Gardu Induk
Batang dengan setelah dibangun GI baru
Tabel 24 perbandingan Losses Gardu Induk
Pekalongan dengan setelah dibangun GI baru
Tabel 25 perbandingan Drop Tegangan Gardu Induk
Pekalongan dengan setelah dibangun GI baru
FEEDER TAHUN
BARU PEMBANGUNAN
KJN-01 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKN 03
KJN 02 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKN 05
KJN-03 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKN 10
KJN 04 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKN 03
KJN 05 2012 Mengambil sebagian beban penyulang PKN 05
LPG 01 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 02
LPG 02 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 02
LPG 03 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 07
LPG 04 2012 Mengambil sebagian beban penyulang BTG 07
LIMPUNG
NAMA GI KETERANGAN
KAJEN
1 BTG-02 2.035 2.035
2 BTG-03 0.312 0.312
3 BTG-04 0.831 0.831
4 BTG-01 2.286 2.286
5 BTG-06 1.713 1.713
6 BTG-07 2.079 2.079
7 BTG-05 2.163 2.163
8 LPG-01 1.087 1.087
9 LPG-02 1.711 1.711
10 LPG-03 1.01 1.01
11 LPG-04 1.754 1.754
12 PKL-01 1.996 0.953
13 PKL-02 3.692 1.849
14 PKL-14 2.51 2.421
15 PKL-03 3.429 1.608
16 PKL-04 5.266 2.09
17 PKL-05 3.228 2.072
18 PKL-07 3.51 1.351
19 PKL-06 1.012 0.75
20 PKL-08 3.333 1.557
21 PKL-10 4.322 2.171
22 PKL-11 1.004 0.536
23 PKL-12 3.343 1.55
24 KJN-01 1.401 0.771
25 KJN-02 1.714 1.441
26 KJN-03 2.375 1.465
27 KJN-04 0.776 1.628
28 KJN-05 2.68 1.856
DROP TEGANGAN TOTAL LOSSESNO FEEDER
FEEDER LOSSES (% ) HASIL EVALUASI FEEDER LOSSES (% ) HASIL EVALUASI
1 BTG 02 1.438 Memenuhi Syarat BTG 02 2.072 Memenuhi Syarat
2 BTG 03 0.312 Memenuhi Syarat BTG 03 0.312 Memenuhi Syarat
3 BTG 04 3.646 Memenuhi Syarat BTG 04 3.646 Memenuhi Syarat
4 BTG 01 2.286 Memenuhi Syarat BTG 01 2.286 Memenuhi Syarat
5 BTG 06 2.302 Memenuhi Syarat BTG 06 2.302 Memenuhi Syarat
6 BTG 07 2.079 Memenuhi Syarat BTG 07 2.079 Memenuhi Syarat
7 BTG-08 4.968 Tidak Memenuhi Syarat BTG-05 2.163 Memenuhi Syarat
8 BTG-09 2.202 Memenuhi Syarat LPG-01 1.087 Memenuhi Syarat
9 BTG-05 2.163 Memenuhi Syarat LPG-02 1.71 Memenuhi Syarat
10 BTG-10 2.864 Memenuhi Syarat LPG-03 1.01 Memenuhi Syarat
11 BTG-11 3.898 Tidak Memenuhi Syarat LPG-04 1.754 Memenuhi Syarat
NOSEBELUM DIBANGUN GI BARU SETELAH DIBANGUN GI BARU
FEEDER DROP TEG (% ) HASIL EVALUASI FEEDER DROP TEG (% )HASIL EVALUASI
1 BTG 02 2.691 Memenuhi Syarat BTG 02 3.228 Memenuhi Syarat
2 BTG 03 0.637 Memenuhi Syarat BTG 03 0.637 Memenuhi Syarat
3 BTG 04 1.923 Memenuhi Syarat BTG 04 1.923 Memenuhi Syarat
4 BTG 01 3.924 Memenuhi Syarat BTG 01 3.924 Memenuhi Syarat
5 BTG 06 3.047 Memenuhi Syarat BTG 06 3.047 Memenuhi Syarat
6 BTG 07 3.406 Memenuhi Syarat BTG 07 2.798 Memenuhi Syarat
7 BTG-08 8.694 Tidak Memenuhi Syarat BTG-05 3.765 Memenuhi Syarat
8 BTG-09 3.754 Memenuhi Syarat LPG-01 2.028 Memenuhi Syarat
9 BTG-05 3.765 Memenuhi Syarat LPG-02 2.861 Memenuhi Syarat
10 BTG-10 4.857 Memenuhi Syarat LPG-03 1.718 Memenuhi Syarat
11 BTG-11 6.627 Tidak Memenuhi Syarat LPG-04 2.512 Memenuhi Syarat
NOSEBELUM DIBANGUN GI BARU SETELAH DIBANGUN GI BARU
Dari hasil diatas berdasarkan simulasi dengan
menggunakan ETAP 7.0.0 bahwa dengan adanya GI
Baru di kedua wilayah Batang dan Pekalongan
mempunyai nilai yang lebih bagus ddibandingkan
dengan penambahan feeder baru.
Tabel 26 Capacity Balanced APJ Pekalongan Tahun
2012
Dengan adanaya GI baru di kedua wilayah tersebut,
maka lanjut sampai tahun berikutnya. Pada
pengembangan tahun berikutnya sampai tahun 2016
didapatkan hasil sebagai berikut:
Tabel 27 Drop Tegangan dan Losses APJ Pekalongan
tahun 2013 dan 2014
Tabel 28 Drop Tegangan dan Losses APJ Pekalongan
tahun 2015 dan 2016
NO
SEBELUM DIBANGUN GI BARU SETELAH DIBANGUN GI BARU
FEEDER
DROP
TEGANGAN
(%)
HASIL EVALUASI FEEDER
DROP
TEGANGAN
(%)
HASIL EVALUASI
1 PKL-01 1.996 Memenuhi Syarat PKL-01 1.996 Memenuhi Syarat
2 PKL-02 3.692 Memenuhi Syarat PKL-02 3.692 Memenuhi Syarat
3 PKL-09 11.697 Tidak Memenuhi Syarat PKL-14 2.51 Memenuhi Syarat
4 PKL-13 6.837 Tidak Memenuhi Syarat PKL-03 3.429 Memenuhi Syarat
5 PKL-14 2.51 Memenuhi Syarat PKL-04 5.266 Memenuhi Syarat
6 PKL-15 5.789 Tidak Memenuhi Syarat PKL-05 3.228 Memenuhi Syarat
7 PKL-03 3.429 Memenuhi Syarat PKL-07 3.510 Memenuhi Syarat
8 PKL-04 5.266 Memenuhi Syarat PKL-06 1.012 Memenuhi Syarat
9 PKL-05 3.510 Memenuhi Syarat PKL-08 3.333 Memenuhi Syarat
10 PKL-07 3.510 Memenuhi Syarat PKL-10 4.322 Memenuhi Syarat
11 PKL-06 1.012 Memenuhi Syarat PKL-11 1.004 Memenuhi Syarat
12 PKL-08 3.333 Memenuhi Syarat PKL-12 3.343 Memenuhi Syarat
13 PKL-10 3.947 Memenuhi Syarat KJN-01 1.401 Memenuhi Syarat
14 PKL-11 1.004 Memenuhi Syarat KJN-02 1.714 Memenuhi Syarat
15 PKL-12 3.343 Memenuhi Syarat KJN-03 2.375 Memenuhi Syarat
16 - - - KJN-04 0.776 Memenuhi Syarat
17 - - - KJN-05 2.68 Memenuhi Syarat
1 BTG 02 2.884 1.554 3.112 1.7
2 BTG 03 0.687 0.376 0.748 0.402
3 BTG 04 2.061 0.903 2.226 0.955
4 BTG 01 4.199 2.439 5.156 2.972
5 BTG 06 3.305 1.958 3.569 2.102
6 BTG 07 3.662 2.211 3.961 2.438
7 BTG-05 4.147 2.406 4.916 2.859
8 BTG-08
9 LPG-01 2.07 1.182 2.226 1.29
10 LPG-02 3.057 1.847 3.172 1.977
11 LPG-03 1.868 1.081 2.018 1.143
12 LPG-04 2.712 1.828 2.896 1.961
13 PKL-01 2.151 1.037 2.729 1.305
14 PKL-02 3.968 2.013 5.028 2.543
15 PKL-13 2.946 2.784 3.662 3.456
16 PKL-14 3.271 2.474 4.68 3.235
17 PKL-03 3.429 1.608 4.505 2.108
18 PKL-04 1.642 0.692 2.025 0.879
19 PKL-05 3.228 2.395 4.628 2.953
20 PKL-07 2.143 1.086 2.008 0.987
21 PKL-06 1.095 0.862 1.371 0.905
22 PKL-08 3.614 1.683 4.56 1.815
23 PKL-10 4.625 2.332 5.2 2.783
24 PKL-11 1.082 0.607 1.357 0.641
25 PKL-12 3.624 1.67 4.539 1.793
26 KJN-01 1.496 0.855 1.827 1.009
27 KJN-02 1.841 1.494 2.254 1.883
28 KJN-03 2.463 1.736 3.037 1.919
29 KJN-04 0.834 1.741 1.032 2.174
30 KJN-05 2.869 1.99 3.521 2.431
2014
DROP TEGANGAN TOTAL LOSSES
2013
NO FEEDER TOTAL LOSSESDROP TEGANGAN
1 BTG 02 3.112 1.85 3.575 1.939
2 BTG 03 0.748 0.449 0.719 0.463
3 BTG 04 2.226 1.028 2.595 1.131
4 BTG 01 5.365 3.229 3.827 2.138
5 BTG 06 3.569 2.102 4.154 2.493
6 BTG 07 3.961 2.581 4.526 2.783
7 BTG-05 5.303 3.093 2.902 1.725
8 BTG-08 5.279 3.2
9 LPG-01 2.386 1.35 2.552 1.463
10 LPG-02 3.398 2.21 3.634 2.302
11 LPG-03 2.173 1.143 2.323 1.339
12 LPG-04 3.121 1.961 3.355 2.287
13 PKL-01 2.325 2.321 2.729 1.305
14 PKL-02 4.294 2.654 5.028 2.543
15 PKL-13 3.179 3.32 3.662 3.456
16 PKL-14 3.517 3.632 4.68 3.235
17 PKL-03 4.036 1.822 4.505 2.108
18 PKL-04 3.051 1.184 2.025 0.879
19 PKL-05 4.017 2.563 4.628 2.953
20 PKL-07 2.315 1.163 2.008 0.987
21 PKL-06 1.179 0.905 1.371 0.905
22 PKL-08 3.891 1.815 4.56 1.815
23 PKL-10 4.992 2.512 5.2 2.783
24 PKL-11 1.17 0.641 1.357 0.641
25 PKL-12 3.905 1.793 4.539 1.793
26 KJN-01 1.496 0.879 1.827 1.009
27 KJN-02 1.841 1.644 2.254 1.883
28 KJN-03 2.463 1.687 3.037 1.919
29 KJN-04 0.834 1.859 1.032 2.174
30 KJN-05 2.869 2.107 3.521 2.431
2016
DROP TEGANGAN TOTAL LOSSES DROP TEGANGAN TOTAL LOSSES
2015
NO FEEDER
Pada hasil diatas terlihat bahwa dengan adanya GI baru feeder
yang ddulu mempunyai drop tegangan dan losses yang lebih
dari kriteria yang ditentukan oleh
V PENUTUP
5.1 Kesimpulan
1. Pada kondisi eksisting terdapat 3 feeder baik
itu dari GI Batang dan GI Pekalongan kurang
memenuhi kriteria yang ditetapkan oleh PLN
yaitu BTG 01 ( 9.272%; 4.891%), BTG 02
(13.068%; 4.877%), BTG 07 (16.419%;
7.622%), PKL 03 ( 14.675%; 7.054%), PKL
05 ( 9.601%; 4.933%); PKL 10 ( 9.419%;
4.082%).
2. Berdasarkan simulasi software ETAP 7.0.0 dari
tahun 2012-2016 terdapat penambahan feeder
baru yaitu BTG 05, PKL 09.
3. Lokasi penentuan letak GI Baru dipilih yaitu
ujung-ujung feeder yang berdekatan dan
semakin pesatnya dan berkembangnya daerah
Industri di sekitar wilayah tersebut. Yaitu
terletak pada di Wilayah Kajen dan Wilayah
Limpung.
4. Hasil simulasi jaringan eksisting pada tahun
2011 susut tegangan / voltage drop dan losses
yang kurang memenuhi syarat adalah di GI
Pekalongan ada 3 feeder yaitu PKL 03, PKL
05, PKL 10.
5. GI Kajen nantinya dengan 5 feeder yaitu
KJN01 ,KJN 02, KJN03, KJN 04 dan KJN 05.
Dan GI Limpung dengan 4 feeder yaitu LPG
01, LPG 02, LPG 03, dan LPG 04.
5.2 Saran
1. Model peramalan bisa menggunakan model
peramalan lain seperti Simple E, LEAP atau
metode peramalan lain nya.
2. Simulasi selain dengan menggunakan
ETAP dapat juga dilakukan dengan
menggunakan MATLAB untuk menghitung
aliran daya yang terjadi pada tiap jaringan
nya.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Ariwibowo,C, Trafo Distribusi pada JTM 20 KV
di PT PLN Persero UPJ Semarang Selatan,
Kerja Praktek S-1, Universitas Diponegoro,
Semarang, 2009.
[2] Annoymus, Tata Usaha Langganan III-07 dan III-
09, PT PLN (Persero) APJ Pekalongan,
[2006,2007,2008,2009,2010].
[3] Karimata, P., Kursus Perencanaan Sistem
Ketenagalistrikan Jenjang I (Dasar)
Distribution Load Planning – Model DKL
versi 3.2, Direktorat Transmisi dan Distribusi
PT PLN (Persero), 2005.
[4] Nugroho,A, Perkiraan Energi Listrik, Universitas
Diponegoro, Semarang, 2011.
[5] Rahardjo, Merencanakan Pengembangan Sistem
Kelistrikan PLN kedepan Secara Lebih Baik
dan Lebih Efisien, PT PLN (Persero)
Distribusi Jateng DIY, 2006.
[6] Sulasno, Teknik dan Sistem Tenaga Distribusi
Tenaga LIstrik Edisi I, Badan Penerbit
Universitas Diponegoro, Semarang, 2001.
[7] Suswanto, D. A., Perencanaan Jaringan
Distribusi, Buku Ajar BAB III.
[8] Suswanto, D. A., Analisa Peramalan Beban dan
Kebutuhan Tenaga Listrik, Buku Ajar BAB
XII.
[9] Tahir,U , Analisa Losses Teknik Pada Sistem
Kelistrikan, Tugas Akhir S-1, Universitas
Sains & Teknologi, Jayapura, 2008.
[10] Tim Masterplan, Pembuatan Masterplan Sistem
Distribusi 20 KV APJ Pekalongan, Laporan
Akhir, Universitas DIponegoro – PT PLN
(Persero) Distribusi Jateng DIY, 2011.
[11] …… ,Batang Dalam Angka Tahun
[2006,2007,2008,2009,2010].Badan Statistik
Provinsi Kabupaten Batang,
[2006,2007,2008,2009,2010].
[12] …… ,Data Statistik Tahun (2006-2010), PT PLN
Persero Distribusi Jateng DIY, [2006-2010].
[13] ……,PDRB Batang Tahun
[2006,2007,2008,2009,2010]., Badan
Statistik Provinsi Kabupaten Batang,
[2006,2007,2008,2009,2010].
[14] Kadir,A,Transmisi Tenaga Listrik, Kerja
Praktek S-1, Universitas Indonesia, Jakarta,
2009.
[15] ……,PDRB Batang Tahun
[2006,2007,2008,2009,2010]., Badan
Statistik Provinsi Kabupaten Batang,
[2006,2007,2008,2009,2010].
BIODATA
Teguh Antoni (L2F607053).
Lahir di Semarang pada
tanggal 24 Juli 1989. Riwayat
pendidikan SD Bangunharjo
01-02, SMPN 36 Semarang,
SMAN 14 Semarang, dan
sekarang sedang menjalankan
studi strata satu di Jurusan
Teknik Elektro Fakultas
Teknik Universitas
Diponegoro dengaan konsentrasi Ketenagaan
Menyetujui dan Mengesahkan
Pembimbing I
Ir. Agung Nugroho, M.Kom.
NIP. 195901051987031002
Tanggal :
Pembimbing II
Ir. Bambang Winardi
NIP 196106161993031002
Tanggal :