HARMONISA PADA SISTEM DISTRIBUSI TENAGA LISTRIKAnang Mawardi, Muhammad FirmansyahPT PLN (Persero) Puslitbang Ketenagalistrikan1. Dasar TeoriHarmonisa di diskripsikan sebagai komponen yang memiliki frekuensi kelipatan bulat dari frekuensi dasar . Gelombang tegangan dan arus yang terdistorsi (tidak sinusioidal murni) secara periodik dapat dipisahkan menjadi komponen sinusoidal dengan frekuensi dasar dan frekuensi kelipatannya.Salah satu teknik untuk menguraikan gelombang periodik non sinusioidal menjadi komponen-komponen gelombang sinusioidal dengan menggunakan deret fourier.

(a) (b)Gambar 1. (a) Dekomposisi gelombang harmonisa kelipatan 1,3 dan 5 (b) Spektrum frekuensiGambar 1 (a) dan (b) memperlihatkan contoh dekomposisi gelombang dengan frekuensi dasar 1, 3 dan 5 dengan amplitude berbeda yang menghasilkan gelombang dekomposisi.

1.a Kualitas daya yang berhubungan dengan harmonisaTotal harmonic distortion (THD)Merupakan perbandingan antara total seluruh kontribusi harmonisa individu terhadap frekuensi dasar dengan formulasi untuk tegangan dan arus :

THDV = total distorsi harmonisa teganganVh= tegangan efektif harmonisa orde hV1= tegangan efektif frekuensi fundamentalTHDI = total distorsi harmonisa arusIh= arus efektif harmonisa orde hI1= arus efektif frekuensi fundamental

Total demand distortion (TDD)Perbandingan antara total harmonisa harus terhadap arus beban, arus beban merupakan arus beban rata-rata (Il) yang diukur pada beban arus tertinggi pada Point of common coupling (PCC) dalam periode 15 30 menit (mengikuti saran dari standar IEEE-519).

K factorK factor merupakan indeks yang berhubungan dengan kemampuan trafo distribusi atau trafo aplikasi khusus untuk bekerja pada batas-batas thermal pada kondisi beban berharmonisa, trafo ini dirancang untuk beroperasi pada kepadatan fluks yang lebih rendah dari desain konvensional untuk mengakomodasi tambahan fluks oleh arus harmonisa. Dalam IEEE tutorial pemodelan dan simulasi ditetapkan sebagai berikut

Displacement, distortion and total power factorDengan meningkatnya distorsi harmonisa, pendefenisian factor daya sebagai cosinus dari perbedaan sudut antara tegangan dan arus fundamental perlu didefenisikan kembali untuk mengakomodasi dari kontribusi nilasi rms dari harmonisa arus dan tegangan.Cosinus perbedaan sudut antara arus dan tegangan di defenisikan sebagai displacement power factor (DPF), sedangkan distorsi harmonisi diwakili oleh True power factor (TPF), sedangkan factor daya total (PFtotal) didefenisikan sebagai

Dimana P1 , V1 , I1 berhubungan dengan frekuensi fundamental dan Ph , Vh , Ih berhubungan dengan frekuensi harmonisa. Atau dapat dihitung langsung dengan

dimana :DPF = kosinus selisih sudut antara tegangan dan arusI1 = nilai rms arus komponen fundamentalI = nilai rms arus

1.b Sumber-sumber harmonisa1.c Efek harmonisa pada sistem peralatan distribusiFenomena harmonisa dan kemungkinan propagasi harmonisa dari sumber ke beban-beban lain atau kearah pembangkitan dapat di ilustrasikan dari gambar 4 secara garis besar efek yang dapat diberikan oleh harmonisa adalah : Meningkatkan biaya energi Memperpendek umur peralatan Meningkatkan losses.

Gambar 2. Ilustrasi aliran harmonisa (a) Aliran daya frekuensi fundamental (b) Aliran daya harmonisa (sumber : [4])

Generator G dengan asumsi tegangan internal murni sinusoidal dibebani resistor murni Rl melalui sebuah converter, Generator menyuplai daya sebesar Pg1 pada titik kopling bersama (PCC) daya diserap oleh beban Pl1 dan diserap oleh converter sebesar Pc1 serta diserap oleh jaringan sebesar Ps11. Penambahan Losses TrafoArus dengan harmonisa dengan frekuensi yang tinggi akan menimbulkan tambahan losses akibat bertambahnya rugi-rugi edy current pada inti, meningkatnya rugi-rugi akan menaikkan suhu trafo. Demikian pula pada konduktor belitan trafo, skin effect akan terasa lebih besar dan meningkatkan resistasi konduktor, meningkatnya resistansi konduktor belitan akan menaikkan disipasi daya pada belitan yang pada akhirnya akan meningkatkan suhu konduktor.Pada trafo dengan belitan tersier delta, dapat mengurangi harmonisa keliapatan-3 pada sisi primer, perlu diperhatikan rating daya dari trafo tersebut (umumnya 1/3 dari kapasitas trafo) terutama yang terhubung dengan beban berharmonisa tinggi.Meningkatnya disipasi daya baik pada inti maupun belitan akan meningkatkan temperatur yang dapat memperpendek umur dari isolasi belitan maupun minyak trafo.

Gambar 3. Kenaikan joule losses akibat distrosi arus Gambar 5 memperlihatkan kenaikan joule losses akibat harmonisa arus pada konduktor, dengan kondisi losses awal saat tanpa harmonisa pada skala 1, harmonisa arus 100% akan menaikan joule losses hingga dua kali lipat dari kondisi semula.2. Meningkatnya arus netral dan resistansi jaringanHarmonisa arus kelipatan tiga secara teori merupakan arus urutan nol yang akan mengalir melalui netral, pada sistem yang tidak setimbang dan berbeban harmonisa yang tinggi memungkinkan besarnya arus netral lebih besar dari arus fasa itu sendiri.Mengalirnya harmonisa frekuensi tinggi pada konduktor dapat meningkatkan resistansi dari konduktor, untuk jaringan kabel yang memiliki nilai kapasitansi yang relatif tinggi, arus harmonisa dengan frekuensi tinggi akan menambah losses akibat cendrung mengalirnya arus harmonisa tinggi ini melalui kapasitansi kabel.3. Kondisi ResonansiKondisi resonansi terjadi jika reaktasi kapasitif dan induktif pada salah satu titik memiliki nilai yang sama, baik itu resonansi seri atau pun parallel, pada kondisi resonansi jaringan hanya memiliki resistansi murni. Kondisi resonansi akan merusak tahanan isolasi pada kabel ataupun trafo akibat mengalirnya arus pada lapisan ini.Ilustrasi kejadian resonansi diperlihatkan pada gambar

(a) Diagarm instalasi(b) Rangkaian ekivalen

Gambar 4. Ilustrasi peristiwa resonansi akibat harmonisaSebuah instalasi yang terdiri dari beban nonlinier, beban linier yang mengandung resistansi dan induktansi serta kapasitor, dengan impedansi : Kondisi resonansi terjadi saat komponen mendekati nol. Yang mengakibatkan impedansi yang sangat tinggi hingga menimbulkan harmonisa tegangan yang tinggi.

4. Akurasi pengukuran energiPeralatan pengkuran energi terbagi menjadi dua jenis, elektromekanis dan elektronik, akurasi kedua jenis alat pengukur energi ini dapat terpengaruh oleh harmonisa arus dan tegangan. Berdasarkan prinsip kerja dari kwh elektromekanik yang torka penggeraknya di hasilkan dari interaksi fluks dari kumparan arus dan tegangan, pada arus dengan harmonisa tertentu, arah torka yang dihasilkan tidak searah dengan torka komponen fundamental demikiran pula sifat material ferromagnetic dari kwh tidak berkorelasi linier terhadap frekuensi. Kombinasi kedua hal ini menyebabkan error pada kwh tipe ini dapat mencapai 20 %.Akurasi kwh elektronik dipengaruhi oleh sampling rate dan algoritma perhitungan dayanya, beberapa kwh elektronik sanggup mengukur hingga harmonisa ke 50 untuk mendapatkan tingkat akurasi yang lebih baik.5. Efek pada generatorGenerator dengan beban arus harmonisa dapat mengalami pulsasi torka, pulsasi torka ditimbulkan akibat arus harmonisa memiliki komponen urutan positif dan negatif. Timbulnya pulsasi torka ini dapat mengakibatkan fibrasi dan memperpendek umur komponen2 generator seperti shaft, bearing.

1.d Overview Standar Limit HarmonisaIEEE 519-1992 memberikan rekomendasi batas harmonisa tegangan untuk 3 tingkat tegangan, disamping total distrosi harmonisa, distorsi harmonisa individual tegangan juga dibatasi pada level tertentu. Tabel 3 memperlihatkan batasan-batasan tersebut. Tabel 1. Batas distorsi tegangan (IEEE 519-1992)Voltage LevelTHDV (%)Individual Voltage Distortion (%)

69 KV53

69 KV - 161 KV32

> 161 KV11

Batasan harmonisa arus IEEE standart 519-1992 untuk tegangan PCC dibawah 161 KV, mempergunakan criteria total demand distortion (TDD) sedangkan untuk tegangan lebih dari 161 KV mempergunakan nilai total harmonic distortion (THD). Penggunaan TDD dapat mengakomodir distorsi harmonisa arus pada saat kondisi beban rendah. Perbedaan level batasan distrosi arus juga dipengaruhi oleh rasio arus hubung singkat terhadap arus beban tertinggi di titik sambung bersama (PCC). Semakin besar rasio perbandingan Isc/IL batasan harmonisa arus juga semakin besar.

Tabel 2. Batas distorsi arus sistem distribusi (120 V 69000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE Standart 519-1992Isc/IL< 1111 h < 1717 h < 2323 h < 3535 hTDD

< 20*421.50.60.35

20 5073.52.510.58

50 - 100104.541.50.712

100 - 1000125.552115

> 100015762.51.420

Catatan :* Seluruh peralatan pembangkitan dibatasi pada nilai ini tanpa memperhatikan Isc/IL- Harmonisa kelipatan genap dibatasi 25% dari limit kelipatan ganjil yang dibawahnya - Distorsi arus offset DC tidak diperkenankanIsc = arus hubung singkat pada PCC (point of common connection)IL = arus beban maksimum (frekuansi dasar ) pada PCC

Tabel 3. Batas distorsi arus sistem distribusi (60001V 161000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE Standart 519-1992Isc/IL< 1111 h < 1717 h < 2323 h < 3535 hTDD

< 20*210.750.30.152.5

20 - 503.51.751.250.50.254

50 - 10052.2520.750.356

100 - 100062.752.510.57.5

> 10007.53.531.250.710

Tabel 4. Batas distorsi arus sistem distribusi (> 161000V) orde harmonisa individu ganjil IEEE Standart 519-1992Isc/IL< 1111 h < 1717 h < 2323 h < 3535 hTHD

< 50*210.750.30.152.5

> 5031.51.150.450.223.75

Tabel 5. IEC 61000-2-2 Standar distorsi harmonisa tegangan untuk jaringan tegangan rendah umumHarmonisa GanjilHarmonisa genapHarmonisa kelipatan tiga

h%Vhh%Vhh%Vh

562235

754191.5

113.560.5150.3

13380.5>210.2

172100.5

191.5>120.2

231.5

251.5

>29x

x = 0.2 + 12.5/h

Untuk h=29 , 31 dan 37 Vh = 0.63, 0.6, 0.56 dan 0.54 %

Tabel 6. IEC 61000-2-4 Standar distorsi harmonisa tegangan untuk Instalasi industriHarmonisa GanjilHarmonisa genapHarmonisa kelipatan tiga

h%Vhh%Vhh%Vh

582336

7741.592.5

11561152

134.5211.75

174271

194

233.5

253.5

29y

Untuk h=29 , 31, 35 dan 37 Vh = 3.1 , 3.0, 2.8 dan 2.7 %

2. Kondisi Harmonisa Pada Sistem Distribusi Jabar-Banten dan Distribusi Jakarta Raya- Tanggerang.2.a Kondisi Harmonisa Pelanggan Tegangan Tinggi dan Tegangan Menengah dan JTMHarmonisa TeganganHasil pengukuran harmonisa tegangan rata-rata untuk 11 site dalam satu pekan, memperlihatkan 3 komponen harmonisa tegangan yang paling dominan masing-masing adalah harmonisa ke 5,7 dan 3. Dari data harmonisa sesaat, 4 Lokasi pernah mengalami THDv yang lebih dari 3 %, yaitu Toyogir, Asia Mall, Penyulang Cijedil dan Sukanegara GI Cianjur. Terutama untuk penyulang Cijedil dan Sukanegara yang mayoritas bebannya adalah perumahan, THDv yang terjadi perlu menjadi perhatian, mengingat umumnya THDv yang tinggi biasanya terjadi pada beban industri atau perkantoran.

Gambar 5. Spektrum Harmonisa tegangan untuk pengukuran satu pekan

Tabel 7. Resume pengukuran harmonisa teganganNoLokasiPelangganTipe Beban DominanTeg PCC (KV)Standar Harmonisa Tegangan (IEEE519-1990)Harmonisa Tegangan Tertinggi (THDv) (%)% Waktu THDv Melebihi Standar

RSTRST

1GI Toyo GiriPT. Toyo GiriIndustri / Arc Tanur702,52,843,142,81282

2GI CikarangPT. Gunung GarudaIndustri / Arc Tanur1502,51,171,21,28000

3GI TasikmalayaAsia MallBisnis / Pusat Perbelanjaan2053,53,73,97000

4GI Ujung BerungPT PolifinIndustri / Tekstil2052,542,782,41000

5GI CikarangOut Going 20 KVPerumahan2051,471,491,44000

6GI RancaekekTrafo 1 KahatexIndustri / Tekstil2052,552,412,4000

7GI CianjurPenyulang SukanegaraPerumahan2053,163,073,14000

8GI CianjurPenyulang CijedilPerumahan2053,373,453,36000

9GI AsahimasPT AsahimasIndustri / Kimia elektrolisis1502,52,22,21,9000

10GI AsahimasPT LOCIndustri / Kimia elektrolisis2050,630,590,59000

11GI SerangSucofindoPerkantoran2051,231,221,16000

Harmonisa ArusKarakter harmonisa yang berbeda diperlihatkan oleh pelanggan industri (funace) PT. Toyogiri dan Gunung Garuda, harmonisa orde ke-3 , 5 dan 11 dominan di Toyogiri, sementara di Gunung Garuda didominasi oleh harmonisa orde 5, 7 dan 11, penggunaan hubungan trafo Yyd di Gunung garuda berhasil menekan harmonisa orde ke-3 dengan tingkat THDi sebesar 6,89 % , dibandingkan penggunaan trafo hubungan Yy di toyogiri dengan tingkat harmonisa THDi sebesar 11,42%.Pelanggan bisnis Asia Mall dan Graha Sucofindo memperlihatkan tinkat harmonisa arus masing2 sebesar 13,2% dan 9,75%, dengan harmonisa orde 5, 7 dan 11 dominan di asia mall serta orde 5,3 dan 40 pada Sucofindo.

Gambar 6. Spektrum Harmonisa arus untuk pengukuran satu pekanTabel 8 Resume pengukuran harmonisa arusNoPelangganTegangan PCC (KV)Isc PCC (KA)IL (A)Isc/ILHarmonisa Arus Tertinggi (THDi) (%)Standar Harmonisa Arus (TDD) (IEEE519-1990)Harmonisa Arus Tertinggi (TDD) (%)% Waktu TDD mlebihi standar

RSTRSTRST

1PT. Toyo Giri705241222923224988333231

2PT. Gunung Garuda15014386363438414554452

3Asia Mall2044981253028129911000

4PT Polifin204180249998777000

5Out Going 20 KV20131171115655333000

6Trafo 1 Kahatex2012163674445444000

7Penyulang Sukanegara2042731491095222000

8Penyulang Cijedil204214181310125433000

9PT Asahimas15022361612226222000

10PT LOC202015213122215111000

11Sucofindo20128157543420223000

2.b Kondisi Harmonisa pada Gardu Distribusi Tegangan Rendah.Tabel 9. Resume pengukuran harmonisa arus gardu distribusiNoNama GarduTipe Beban DominanHasil pengukuran Arus (A) FasaArus Netral Perhitungan% Deviasi Arus NetralTHDi (%)

RSTNRST

1UNSUniversitas284392337167947914,915,814,9

2DKNPerumahan4744844341684626711,612,913,1

3SLPerumahan4584154541064115810,59,09,8

4PSITPerumahan3383402801415913915,614,313,1

5PBKNPerumahan11711014868359414,418,117,4

6PPTPerumahan270184258148818313,419,414,2

7PSKPerumahan2523052801354619417,117,817,5

8KBGPerumahan3582252541801214916,015,316,9

9PGTPerumahan2222271981062729516,519,116,1

10SKTPerumahan297353246168938114,015,214,4

11KPBATR1Perkantoran2903953129596-15,34,94,6

12KPBATR2Perkantoran90706045267021,48,410,1

13KPBCTR1Perkantoran9912613743342710,46,37,4

14KPBCTR2Perkantoran2863313186540625,97,94,8

15KPBDPerkantoran302270200909005,47,25,3

16DPPerkantoran4503603989578217,03,66,4

17BNIPerkantoran136941176036655,511,82,6

18KWLPerkantoran59435615,51559,13,27,2

19RBARumah Sakit2282051546466-25,87,35,4

20APJPerkantoran155150135601823314,416,315,8

Tabel 10. Resume pengukuran harmonisa arus dan K-Factor gardu distribusiNoNama GarduLokasiTipe Beban DominanKapasitas (KVA)% KVA Beban Fasa TertinggiK-Facktor% Rekomendasi Beban Maksimum

1UNSTasikmalayaUniversitas600731,8293

2DKNTasikmalayaPerumahan400861,1898

3SLTasikmalayaPerumahan400781,2098

4PSITTasikmalayaPerumahan400641,2397

5PBKNTasikmalayaPerumahan315321,5994

6PPTTasikmalayaPerumahan250771,3996

7PSKTasikmalayaPerumahan400541,3596

8KBGCianjurPerumahan250971,3496

9PGTCianjurPerumahan200801,3695

10SKTCianjurPerumahan250971,2398

11KPBATR1SerangPerkantoran630431,04100

12KPBATR2SerangPerkantoran630101,4896

13KPBCTR1SerangPerkantoran630141,1399

14KPBCTR2SerangPerkantoran630351,05100

15KPBDSerangPerkantoran630351,05100

16DPSerangPerkantoran400851,05100

17BNISerangPerkantoran250371,1499

18KWLSerangPerkantoran100391,1399

19RBASerangRumah Sakit400391,05100

20APJBandungPerkantoran400301,9192

Gambar 7. Spektrum Harmonisa Gardu Distribusi

Dari 20 gardu yang disurvey semuanya memiliki harmonisa arus lebih dari 5% , dan sebaran THD lebih dari 10% sebanyak 14 data (70%). Kontribusi harmonisa arus terbesar diberikan oleh arus harmonisa ke-3, 5 dan 7. Dengan masing-masing kontribusi 68%, 3% dan 2,5%. Atau total 73,5 % kontribusi dari ketiga harmonisa itu terhadap THDi.

3. Manajemen Harmonisa Pada Sistem Distribusi3.a Pemasangan power quality meterPengukuran level harmonisa merupakan salah satu kegiatan penting dalam melakukan investigasi. Pada beberapa kasus, level harmonisa dapat diketahui hanya dengan melakukan simulasi. Akan tetapi, pengukuran masih perlu dilakukan untuk beberapa tujuan, yaitu:-Untuk mengetahui karakteristik level hamonisa keadaan yang telah ada, termasuk secara statistik.-Untuk mengetahui karakteristik sumber harmonisa-Untuk memvalidasi model simulasi

Adapun metode yang dilakukan untuk melakukan pengukuran level harmonisa adalah sebagai berikut:-Pengukuran dilakukan titik sambung bersama (Point of Common Coupling PCC). Titik ini titik yang menghubungkan penyedia daya listirk langsung dengan konsumen, biasanya terdapat pada titik metering pelanggan yang terdapat pada sisi tegangan rendah trafo. -Lama pengukuran harmonisa:oUntuk mendapatkan level harmonisa dalam jangka pendek, dilakukan pengukuran untuk mendapatkan data level harmonisa 3 detik yang dapat digunakan untuk mengetahui besarnya gangguan yang dirasakan oleh peralatan elektronik. Pengukuran ini biasanya dilakukan selama 1 hari.oUntuk mendapatkan level harmonisa untuk jangka panjang, dilakukan pengukuran harmonisa 10 menit. Pengukuran ini bertujuan untuk mendapatkan besarnya efek termal yang dirasakan peralatan, seperti motor, trafo, kabel, capacitor bank, dll. Pengukuran ini biasanya dilakukan selama 1 minggu agar data yang didapatkan terpenuhi secara statistik.3.b Assement Instalasi PelangganUntuk mengetahui level harmonisa dan tingkat kelayakan operasinya, maka perlu dilakukan asesmen terhadap instalasi kelistikan, baik calon pelanggan yang ingin berlangganan listrik, maupun pelanggan yang sudah ada.Skema asesmen harmonisa untuk pelanggan yang sudah ada dapat dilihat pada Gambar 8.

Gambar 8 Skema Asesmen Emisi Harmonisa Pelanggan Lama

Sedangkan skema asesmen emisi harmonisa untuk calon pelanggan listrik baru dapat dilihat pada Gambar 9.

Gambar 9 Skema Asesmen Emisi Harmonisa Calon Pelanggan Baru

3.c Pengelompokkan pelanggan dan pemasangan filter1. Sedapat mungkin meletakkan beban sumber harmonisa pada sisi hulu dari sistem distribusi, sebagai contoh lay out beban pada sistem distribusi daibawah ini :

Gambar 10. Meletakkan beban non linier pada sisi hulu2. Melakukan pengelompokan beban pada penyulang tertentu, dan mencegah untuk mencampurkan beban penghasil harmonisa dari beban-beban yang sensitive.

Gambar 11 Pengelompokan beban non linier di penyulang tertentu3. Memisahkan sumber beban non linier, salah satunya memisahkan trafo untuk beban-beban non linier dan beban-beban yang sensitive terhadap harmonisa.

Gambar 12. Pemisahan sumber untuk beban non linier4. Menggunakan trafo dengan hubungan belitan tertentu dapat menekan harmonisa pada orde tertentu, table memamparkan beberapa tipe hubungan belitan trafo dan orde harmonisa yang dapat di tekan Tabel 11 Hubungan Belitan TrafoHubungan BelitanOrde Harmonisa yang direduksi

D- y-d5, 7

D yKelipatan 3

DZ 55

Gambar 13 Reduksi harmoisa 5,7 dengan hubungan Belitan Trafo Dyd

5. Menambahkan reaktor pada jaringan, hal ini dilakukan untuk memperbaiki kualitas arus pada variable speed drive, dengan menambahkan reaktor akan meningkatkan impedansi jaringan yang akibatnya akan menekan magnitude arus harmonisa.Pemasangan filter harmonisaFilter harmonisa dapat dibagi menjadi tiga kategori, yaitu : filter pasif, filter aktif dan filter campuran:Filter pasifAplikasi tipikal: Instalasi dengan beban non linier lebih dari 200 kVA. Membutuhkan elemen koreksi factor daya. Penurunan distorsi tegangan dibutuhkan untuk mencegah gangguan pada peralatan yang sensitive terhadap distorsi tegangan. Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban

Prinsip operasi: Menggunakan rangkaian filter LC yang tune pada orde harmonisa tertentu dan dipasang paralel dengan sumber harmonisa. Rangkaian bypass ini mencegah harmonisa masuk ke sistem distribusi.

Kriteria Pemilihan: Membutuhkan pengukuran awal untuk menentukan orde harmonisa yang akan dieliminasi. Efektifitas filter dapat berubah jika kondisi harmonisa pada beban berubah dari kondisi pada saat tuning filter di rancang. pada saat beban rendah kadang-kadang harus di padamkan.

Filter aktifAplikasi tipikal: Instalasi dengan beban non linier lebih kecil dari 200 kVA Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban

Prinsip operasi: Menggunakan peralatan elektronika daya yang mengkompensasi arus atau tegangan harmonisa yang dihasilkan

Kriteria Pemilihan: Memiliki rentang eleiminasi orde harmonisa yang tinggi dan dapat bekerja pada tipe beban yang berubah-ubah Rating daya peralatan umumnya tidak terlalu besar

Filter hybridAplikasi tipikal: Instalasi dengan beban non linier lebih dari 200 kVA. Membutuhkan elemen koreksi factor daya. Penurunan distorsi tegangan dibutuhkan untuk mencegah gangguan pada peralatan yang sensitive terhadap distorsi tegangan. Penurunan distrosi arus untuk mencegah kelebihan beban Limit harmonisa sangat ketat

Prinsip operasi: Mengabungkan cara kerja filter aktif dan pasif

Kriteria Pemilihan: Mengkombinasikan keuntungan dari filter aktif dan pasif

Prinsip operasi ketiga filter ini diperlihatkan pada gambar

(a)(b)(c)

Gambar 14 Prinsip operasi (a) Filter aktif (b) Filter pasif (c) Filter hibird

4. Kesimpulan dan saranKesimpulanBerdasarkan hasil kajian harmonisa pada sistem distribusi, diperoleh kesimpulan antara lain: Telah didapat karakteristik harmonisa dari berbagai jenis peralatan dan jenis beban berdasarkan kelasnya (fasilitas umum, industri, komersial dan transportasi) Masalah harmonisa sangat berkaitan langsung dengan losses tambahan maupun umur peralatan listrik, baik dari trafo, jaringan, dan perlu segera diantisipasi sesuai dengan standar internasional yang ada tipikal dari karakteristik beban Sistem pentarifan listrik di Indonesia bergantung kepada kWh dan kVArh, dengan basis RMS yang berbasis DPF. Pada sistem yang terdistorsi harmonisa, pengukuran akan benar jika menggunakan meter berbasis true RMS. Arus netral pada sistem tiga-fasa empat-kawat mengalir pada kondisi beban tidak seimbang linier dan ketika beban non linier, sekalipun kondisi pembebanannya seimbang, akan menghasilkan arus kawat netral yang bisa jauh lebih besar dari kawat fasa dan susut daya tambahan pada kawat netral. Berdasarkan hasil studi banding di Singapura, Portugal, Jerman, dan Jepang, belum ada pentarifan khusus terkait harmonisa dikarenakan telah ada aturan khusus mengenai level harmonisa tegangan maupun arus yang diijinkan. Namun, telah ditetapkan faktor daya yang tinggi. Hasil kajian ini dapat digunakan sebagai salah satu bahan masukan penyusunan draft SPLN tentang harmonisa.Saran Semua meter PLN yang mengukur transaksi jual beli listrik dengan tingkat harmonisa yang tinggi selayaknya menggunakan meter true RMS dan dapat mengukur pengaruh komponen harmonisa. Untuk mendukung hasil pembacaan meter elektronik yang benar, perlu diperhatikan kelas maupun jenis PT dan CT yang sesuai dengan meter yang digunakan, khususnya untuk pelanggan pengukuran tidak langsung (pelanggan besar) dengan level harmonisa tinggi. Perlu perubahan aturan pentarifan dan /atau pinalti yang semula berdasarkan DPF menjadi berdasarkan TPF. Diperlukan kawat netral minimal mempunyai luas penampang yang sama dengan luas kawat fasa, khususnya pada trafo. Untuk pelanggan yang mengeluarkan emisi harmonisa yang melewati batas toleransi, diwajibkan menggunakan filter harmonisa. Perlu dipasang permanent monitoring untuk kualitas daya untuk pelanggan premimum dan pelanggan yang diduga akan memproduksi harmonisa tinggi. Untuk beban dengan polusi harmonisa tinggi, sebaiknya melakukan derating pada trafo atau menggunakan K-rating trafo. Perlu dilakukan asesmen emisi harmonisa untuk instalasi calon pelanggan baru (khususnya yang secara tipikal akan memproduksi polusi harmonisa tinggi). Pelanggan perlu dianjurkan untuk mengusahakan pengurangan harmonisa, misalnya dengan cara memasang filter harmonisa yang sesuai. Untuk mendukung Peraturan Menteri ESDM no.4 tahun 2009 tentang aturan distribusi tenaga listrik, perlu didukung dengan aturan disisi peralatan (SNI) yang dapat mengacu pada IEC 61000-3-2

M

Beban Non Linear

Beban Linear

Capacitor Bank

Ih

R

Ls

Ih

Z

THD < THDstd ?

Ukur THD

Pilih PCC

Mulai

THD dalam toleransi?

Minimisasi Harmonisa

THD dapat diminimisasi?

Selesai

Sambungan listrik diputus

Bersedia bayar penalti?

ya

ya

ya

ya

tidak

tidak

tidak

tidak

Rancangan Sistem ditolak

ya

THD bisa diminimasi?

Minimisasi Harmonisa

tidak

tidak

Rancang Sistem Tenaga

THD < THDstd ?

Hitung THD

Rancangan Sistem diterima

Mulai

ya

Selesai

Z1

Beban-beban sensitif

Beban-beban Non linier

Z2

Beban-beban Non linier 1

Beban-beban Non linier 2

Beban-beban sensitif

Beban-beban Non linier

Beban-beban sensitif

h5, h7, h11, h13

h5, h7, h11, h13

h11, h13