1

PENGENDALIAN SUSUTNASIBKU DIUJUNG TELUNJUK MU

TIM ANALISA SUSUT DISTRIBUSI 2007 PT.PLN (PERSERO) DISTRIBUSI JAWA BARAT DAN BANTEN

2

KATA PENGANTARDi setiap Negara Energi Listrik sudah menjadi salah satu kebutuhan pokok bagi kehidupan umat manusia, termasuk di Indonesia tercinta ini. Banyak manfaat yang didapat dari energi listrik terutama bagi kalangan Industri, Bisnis, pemerintahan dan masyarakat umum. Mengingat banyaknya masyarakat yang menggunakan energi listrik, bahkan bisa dikatakan ketergantungan pada energi listrik, maka perkembangan ketenaga listrikan setiap tahunnya selalu menarik perhatian masyarakat pengguna energi listrik khususnya di perkotaan. Dampak dari semakin meningkatnya kebutuhan masyarakat akan energi listrik, maka PT PLN (PERSERO) satu-satunya perusahan milik Negara yang di tugaskan untuk mengelola dituntut untuk meningkatkan propesionalismenya. Dengan segala keterbatasannya PT PLN (PERSERO) berupaya memenuhi kebutuhan energi listrik masyarakat melalui : a. Meningkatkan Pelayanan masyarakat b. Meningkatkan mutu dan keandalan penyaluran energi listrik Sebagai Perusahan Terbatas Persero, PLN selain ditugas utama melayani kebutuhan energi listrik yang bekwalitas juga diupayakan untuk mendapatkan keuntungan Finansial bagi Negara. Untuk memenuhi kebutuhan Finansial bagi Negara salah satu upayanya adalah : a. Mengurangi kerugian energi hilang akibat teknis dan non teknis (susut) dalam penyaluran egnergi listrik pada pengguna. b. Mengoptimalkan anggaran biaya operasional melalui Effesiency Drive Program (EDP). Melalui kedua upaya ini yang dilaksanakan secara propesional dan berkesinabungan, diharapkan mampu menjawab tantangan kedepan yang lebih baik.

Bandung ; 6 April 2007 Tim Susut & EDP 2007

Zainal Arifin

3

PEDOMAN PENURUNAN SUSUT Edisi ke 1. 1. 2. 3. 4. 5. Pedoman Penurunan susut 2006 Neraca Egergi Pembacaan dan Pencatatan Stand Meter (Cater) Koreksi Rekening Pemakaian kWh nol Program Kerja Terpadu

Terbit 6 April 2006 Dicetak sebanyak 500 buah buku Didistribusikan ke : 1. Unit Pelyanan dan Jaringan (UPJ DJBB) 2. Area Pelayanan dan Jaringan (APJ DJBB) 3. General Manager dan Para Manajer Bidang (DJBB) 4. Audit Internal (DJBB) 5. KPUB X (PLN Pusat) Revisi ke 1. tanggal 24 Maret 2007. Judul Buku e PANDUAN PENGENDALIAN SUSUT Terbit tanggal 6 April 2007 Edisi ke 2. merupakan rangkuman edisi 1 dan penambahan materi sesuai kebutuhan PLN DJBB Jika terjadi perbedaan /bertentangan dalam peraturan antara buku 1(Panduan Penurunan Susut 2006) dengan buku ke 2 (Panduan Pengendalaian Susut 2007), maka yang benar adalah pada buku ke dua (Panduan Pengendalaian Susut 2007)

4

Daftar Isi :

1. 2. 3. 4.

KATA PENGANTAR Perubahan Daftar Isi Bab 1. Panduan Pengendalian Susut (Penulis materi: Zainal Arifin) 1.1 Neraca Energi 1.1.1 Unsur Pembelian (KEPDIR 217-1.K/DIR/2005) 1.1.2 Unsur Penjualan (TUL III-09) 1.1.3 Unsur Susut. (KEPDIR 217-1.K/DIR/2005) 1.2 1.2.1 1.2.2 1.3 1.3.1 1.3.2 1.3.3 Penyebab Susut Susut Teknis Susut Non Teknis Program Kerja Terpadu Program Pengendalian Susut Teknis Program Pengendalian Susut Teknis Program Penghematan energi Rodjani)

Bab 2. Perhitungan Susut Teknis ( penulis materi: Durachman 2.1 Susut kWh ditinjau dari Sifatnya 2.2 Susut kWh ditinjau dari Penyebabnya 2.3 Langkah Pengendalian 2.4 Tinjauan Susut kWh

Bab 3. Perhitungan Simulasi Susut Sistem Jaringan Distribusi (Penulis materi: Kantiono Teguh Wibowo) 2.1. Perhitungan Susut JTM 2.2. Perhitungan Susut Gardu/Trafo 2.3. Perhitungan Susut JTR 2.4. Perhitungan Susut SR 2.5. Perhitungan Pemakaian Sendiri Sistem Distribusi (PSSD) Bab 4. Pengaturan Beban & Pemilihan Konduktor ( penulis materi: Durachman Rodjani) 3.1 Penyeimbangan beban gardu/trafo

5 3.2 Perhitungan Pemilihan Konduktor TM dan TR

LATAR BELAKANG:1. Bahwa Susut masih menjadi sorotan utama public 2. Susut merupakan kerugian terbesar pendapatan di PLN setiap bulanya. 3. Susut termasuk salah satu kinerja PLN yang memiliki nilai bobot 10. Untuk mendapatkan nilai susut yang mendekati riil maka perlu diawali bembenahannya dari kWh Beli dan salah satunya adalah penyesuaian perlakuan transaksi energi dengan KEPDIR 217-1.K/DIR/2005 sebagai dasar perhitungan susut. Penjelasan pada diagram satu garis memberikan gambaran perbaikan diantaranya : 1. Perubahan kWh Exim Tahun 2006 bahwa yang disebut dengan kWh exim adalah energi yang dikirim ke unit lain baik langsung satu penyulang atau satu penyulang terbagi dua unit pemakai. Tahun 2007 kWh exim hanya digunakan untuk penyulang yang digunakan oleh lebih dari satu unit pemakai. Penyulang yang murni digunakan oleh unit lain disebut ENERGI TRANSFER

6

1. 2.

Untuk mencapai sasaran tersebut Tim Susut DJBB bekerja sama dengan Tim Transaksi Energi segera melakukan pembenahan dianataranya : Melakukan perubahan transaksi energi beli disesuaikan dengan KEPDIR No 217-1.K/DIR/2005 sebagai dasar perhitungan susut energi Melakukan kerjasam dengan UDIKLAT CIBOGO-BOGOR untuk mengadakan pelatihan/Inhose training tentang Perhitungan Susut Teknis bagi pelaksana tugas di UPJ dan APJ. Melalui upaya-upaya tersebut kedepan diharapkan: Semua pelaksana melaksanakan perhitungan susut teknis diunit kerjanya sehingga pengelolaan operasional dan pemeliharaan dapat dilakukan secara baik dan terarah/efektip dan effecien Melalui perhitungan susut teknis diharapkan: Pemeliharaan material/peralatan terpasang pada jaringan sistem distribusi dapat dikendalikan secara baik Alokasi anggaran pemeliharaan akan lebih effecien dan terarah Data-data teknis dapat dikelola secara tertib dan memiliki akurasi yang memadai/diandalkan. Kedepan Target-Target susut UPJ dan APJ didasarkan pada hasil perhitungan susut teknis masing-masing unit kerjanya.

1.

2. a. b. c. d.

TRANSAKSI ENERGI LISTRIKSecara garis besar transaksi energi listrik dibagi menjadi dua unsur yaitu : 1. 2. Unsur transaksi energi Beli Unsur transaksi energi Jual

1.1

Transaksi energi Beli.PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dalam memenuhi kebutuhan energi listrik bagi masyarakat Jawa Barat dan Banten, melakukan transaksi energi beli dengan : 1. PT PLN (PERSERO) P3B 2. PT PLN (PERSERO) Distribusi Jakarta dan Tangerang 3. Pembangkitan Sendiri (PLTD) 4. PT Listrik Swasta

7 Energi listrik tersebut didistribusikan ke 15 (lima belas) daerah kerja diantaranya : 1. Daerah kerja Propinsi Banten di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Banten 2. Daerah kerja Bandung di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Bandung 3. Daerah kerja Cimahi di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Cimahi 4. Daerah kerja Majalaya di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Majalaya 5. Daerah kerja Sumedang di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Sumedang 6. Daerah kerja Bekasi di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Bekasi 7. Daerah kerja Karawang di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Karawang 8. Daerah kerja Purwakarta di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Purwakarta 9. Daerah kerja Bogor di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Bogor 10. Daerah kerja Depok di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Depok 11. Daerah kerja Sukabumi di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Sukabumi 12. Daerah kerja Cianjur di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Cianjur 13. Daerah kerja Garut di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Garut 14. Daerah kerja Tasikmalaya di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Tasikmalaya 15. Daerah kerja Cirebon di kelola oleh Area Pelayanan dan Jaringan Cirebon Masing-masing daerah kerja Area Pelayanan dan Jaringan (APJ) di bantu oleh beberapa Unit Pelayanan dan Jaringan (UPJ) dan Area Pelayanan (AP) di satu UPJ Dalam melaksanakan tugasnya APJ dan UPJ diberikan wewenang dan tanggung jawab penuh sehingga akuntabilitas laba rugi lebih transfaransi

8 Secara keseluruhan PT PLN (persero) distribusi Jawa Barat dan Banten khususnya masalah pembelian energi mulai tahun 2005 menggunakan Kepdir 217.1-K/DIR/2005 sebagai pedoman transaksi dan pedoman ini juga di berlakukan untuk Unit-Unit kerja dibawahnya. Tahun sebelumnya pedoman transaksi beli energi ini menggunakan SE. No 018.K/DIR/2004.

PERBEDAAN KEPDIR 018.K DNG 217.K KEPDIR 018.1-K/DIR /2004 KEPDIR 217.1-K/DIR/2005

Loko Distribusi = Total kWh Terima

Loko Distribusi = kWh Siap Salur

KWh Siap Jual = Total kWh Terima kWh Siap Jual = kWh Siap Salur kWh PSSD kWh kirim ke unit lain KWh PSSD = kWh PSGD + Io. KWh PSSD = kWh PSGD Susut kWh = kWh Siap Jual kWh Jual Susut kWh = kWh Siap Jual kWh Jual kWh Kirim kWh PSSD. ke Unit lain. Susut % = kWh Susut / kWh Siap Jual Susut % = kWh Susut / kWh Siap Salur +PSSD x 100 Total kWh Terima APJ = kWh UPJ Total kWh Terima APJ = bukan kWh UPJ

Keterangan : Sesuai KEPDIR No 217.1-K/DIR/2005 1. Total pembelian energi di sebut energi siap salur.(kWh Siap Salur) 2. Energi Siap Jual adalah Energi Siap salur - ( dikurang) Energi Pemakaian Sendiri Sistem Distribusi(PSSD) PSSD terdiri dari : a. Pemakaian alat pemanas ruangan cubicle(heather)

9

b. Lampu Penerangan Gardu Beton c. Lampu Anouncitor (lampu indikator) d. Pemakaian untuk proteksi/relay e. Pemakaian untuk Rectipye f. Dll 3. Susut Energi adalah Energi Siap Jual Energi Jual (kWh TUL III-09)- Energi Kirim ke Unit Lain. Secara garis besar dapat digambarkan sbb:

a.

DJBB / APJ

ENERGI TERIMA1. PLN P3B 2. PLN DKI JAYA 3. KIT SENDIRI 4. LISWAS

ENERGI KIRIM KE

PLN DKI JAYA

b.

UPJ

ENERGI TERIMA1. APJ 2. UPJ 3. UPJ APJ LAIN

ENERGI KIRIM KE

UPJ UPJ APJ LAIN

1.2

TERTIB TRANSAKSI ENERGI LISTRIK1. Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO)

10

2.

3.

4.

5. 6.

P3B/Region dilakukan oleh Kantor Distribusi Jawa Barat dan Banten Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) Distribusi DKI Jaya dan Tangerang dilakukan oleh Kantor Distribusi Jawa Barat dan Banten Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT LISTRIK SWASTA dilakukan oleh Kantor Distribusi Jawa Barat dan Banten Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten antara APJ dengan UPT dilakukan oleh APJ Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten antar APJ dilakukan oleh APJ Transaksi Energi Listrik PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten antar UPJ dilakukan oleh APJ

1.3

ALAT UKUR TRANSAKSI ENERGI LISTRIK1. Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) P3B/Region menggunakan kWh Meter Elektronik (ME) klas 0,2, dipasang pada titik ukur transaksi sekundeir Trafo Daya Gardu Induk Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) Distribusi Jaya dan Tangerang menggunakan kWh Meter Elektronik (ME) klas 0,2, dipasang pada titik ukur transaksi Penyulang Gardu Induk Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT PLN (PERSERO) Distribusi Jaya dan Tangerang menggunakan kWh Meter Elektromekanik (MK)

2.

3.

11

4.

klas 0,5, dipasang pada titik ukur transaksi Gardu Distribusi Alat ukur transaksi energi listrik untuk transaksi antara PT PLN (PERSERO) Distribusi Jawa Barat dan Banten dengan PT Listrik Swasta menggunakan kWh Meter Elektronik (ME) klas 0,2, dipasang pada titik ukur transaksi Penyulang pada Pembangkit

12

SUSUT ENERGI LISTRIKPerhitungan susut energi listrik 2007 berdasarkan pada KEPDIR 217-1.K/DIR/2005Rumus Perhitungan Susut Distribusi Sesuai KEPDIR 217-1.K/DIR/2005 pada lampiran empat (4) item 1 Bahwa susut energi dinyatakan dalam kWh dan prosentase (%) item 2 point Rumus perhitungan susut dalam prosentase adalah kWh Siap Salur Distribusi PSSD Dibuat Rekening x 100 % kWh Siap Salur Distribusi

13

Pada lampiran 1-1 Form 12 R/B 2005 dinyatakan bahwa: Susut Distribusi adalah : KWh Siap Jual Dikirim dari Distribusi ke unit PLN lain kWh terjual (TUL III-09) Keterangan: KWh siap salur adalah Total kWh penerimaan KWh PSSD adalah Total kWh Pemakaian Sendiri Sistem Distribusi KWh Siap Jual adalah KWh Siap Salur KWh PSSD KWh Kirim adalah kWh Yang dikirim ke Unit PLN lain KWh Exim adalah energi yang digunakan oleh unit PLN lain melalui sistem distribusi setempat

1. 2. 3. 4. 5.

SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANGKeterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh transfer)

GI.150/20 kV

kWh Transfer TIDAK dihitung sebagai kWh Siap Salur DIST- A

Penyulang 20 kV 1

DIST - A 2 3 Transfer

DIST -B 4

Plg TR

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

14

SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANG Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh Perbatasan/Exim)kWh perbatasan dihitung sebagai kWh Siap Salur DIST- A

GI.150/20 kV

Penyulang 20 kV 1

DIST - A 2 3

DIST -B 4

Plg TR

Exim

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNTUK UNIT KERJA APJ Tahun 2005-2006 Realisasi di APJ dan UPJ Di APJ Untuk setiap kWh Kirim selain menjadi kWh Siap Salur APJ Pengirim, susutnya dibebankan ke APJ penerima sebesar 2 % dari total kWh pemakaian penyulang tersebut Di UPJ untuk setiap kWh Kirim selain menjadi kWh Siap Salur UPJ Pengirim, susutnya dibebankan ke UPJ penerima sebesar 1,7 % dari total kWh pemakaian UPJ Penerima pada penyulang tersebut

15

PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNTUK UNIT KERJA APJ Tahun 2005-2006Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh Exim)

GI.150/20 kVkWh Exim dihitung sebagai kWh Siap Salur APJ- A

Penyulang 20 kV 1

APJ - A 2 3 EXIM

APJ -B 4

Plg TR

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

1.4

PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNIT KERJA APJ TAHUN 20071. 2. Pengelolaan cell cubicle 20 kV Gardu Induk, dikelola oleh APJ yang daerah kerjanya terdapat Gardu Induk. Bagi APJ Pengelola Gardu Induk sebagian Energi Listriknya digunakan oleh APJ lain diberlakukan sebagai transaksi energi antar APJ Transaksi energi antar APJ terbagi menjadi dua diantaranya: a. Energi listrik melalui penyulang langsung (tidak masuk kesistem distribusi APJ setempat) dikirim ke Unit APJ lain disebut Transfer Energi

16

3.

b. Energi Listrik melalui penyulang Tidak langsung atau masuk kesistem distribusi APJ setempat, sebahagian di kirim ke Unit APJ lain disebut Energi Exim. Penyulang yang dipergunakan oleh 2 (dua) atau lebih APJ,susutnya dihitung secara proporsional bedasarkan besaran kWh penyulang (susut penyulang terbagi merata sesuai besaran pemakaian masing-masing APJ).SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANGKeterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh transfer)

GI.150/20 kV

kWh Transfer TIDAK dihitung sebagai kWh Siap Salur APJ- A

Penyulang 20 kV 1

APJ - A 2 3 Transfer

APJ -B 4

Plg TR

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

17

SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANG Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh Perbatasan/Exim)kWh perbatasan dihitung sebagai kWh Siap Salur APJ- A

GI.150/20 kV

Penyulang 20 kV 1

APJ - A 2 3

APJ -B 4

Plg TR

Exim

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

Perhitungan susut proporsionalX = KWh Penyulang X1 = Total Pemakaian (APJ-A + APJ-B) Susut Penyulang = x x1 Susut untuk APJ-A = Pemakaian APJ-A / X1 * Susut Penyulang Susut untuk APJ-B = Pemakaian APJ-B / X1 * Susut Penyulang KWh Beli APJ-A = Pemakaian APJ-A + Susut Proporsional KWh Beli APJ-B = Pemakaian APJ-B + Susut Proporsional Misalkan : kWh Penyulang = 250 kWh pemakaian APJ-A = 100 kWh, APJ-B = 125 kWh Susut Penyulang = 250 (100 +125) = 25 kWh Pembagian kWh susut : APJ-A = 100/225*25 = 11,11 kWh APJ-B = 125/225*25 = 13,89 kWh Total KWh Beli APJ-A = 100 +11,11 = 111,11 kWh Total KWh Beli APJ-A = 125 +13,89 = 138,89 kWh

18

PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNTUK UNIT KERJA UPJ1. Energi Exim hanya berlaku a. Antar UPJ TR melalui pengukuran kWh Exim b. Antar UPJ TMTR melalui pengukuran kWh Exim c. UPJ TMTR (bukan UPJ Prima) dengan UPJ TR Khusus UPJ PRIMA tidak diberlakukan enrgi Exim Pembelian Energi UPJ Prima: a. Dari Gardu Induk melalui tegangan tinggi 150 atau 70 kV. b. Dari Penyulang 20 kV langsung (tanpa pelanggan TR) c. Dari UPJ TR dan UPJ TMTR melalui pengukuran kWh Exim atau MDI Pembelian Energi UPJ TMTR dan UPJ TR : a. Dari Gardu Induk melalui Penyulang Tegangan Menengah 20 kV. b. Dari Gardu Distribusi melalui Tegangan Rendah 380/220 Volt.

2. 3.

4.

Di UPJ untuk setiap kWh Kirim ke UPJ Lain (kWh perbatasan/ Exim) dihitung sebagai kWh Siap Salur UPJ Pengirim, susutnya dihitung secara proporsional sesuai besaran pemakaian masing-masing UPJ pada penyulang tersebut.

19

DIAGRAM TRANSAKSI ENERGI BELI UPJ KWh TERIMA KWh KIRIM KE1. 2. APJ UPJ UPJ

kWh Siap salur adalah Total kWh terima KWh Siap Jual adalah KWh Siap Salur kWh PSSD. RUMUS KWh Susut = KWh Siap Jual kWh Jual(TUL III-09) kWh Kirim Susut (%)= KWh Siap Jual kWh Jual(TUL III-09) kWh Kirim kWh Siap Salur x 100 %

PENJABARAN KEPDIR 217.K/DIR/2005 UNTUK UNIT KERJA APJ Tahun 2005-2006Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh TRANSFER)

GI.150/20 kV

Keterangan : kWh Transfer Tidak dihitung sebagai kWh Siap Salur UPJ- A

Penyulang 20 kV 1

UPJ - A 2 3

UPJ -B 4 Transfer Plg TR

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

20

SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANG Keterangan : Penyulang 3 adalah energi kirim ke Unit lain ( kWh Perbatasan/Exim)Keterangan : kWh perbatasan dihitung sebagai kWh Siap Salur UPJ- A

GI.150/20 kV

Penyulang 20 kV 1

UPJ - A 2 3

UPJ -B 4

Plg TR

Exim

Plg TR

Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima Plg TM UPJ Prima

KETENTUAN TRANSAKSI ENERGI LISTRIK ANTAR UPJ1. Penyulang yang langsung dari cell cubicle 20 kV Gardu Induk di pergunakan oleh UPJ TIDAK termasuk Energi Exim

21

2.

3.

Penyulang yang dipergunakan oleh 2 (dua) atau lebih UPJ susut penyulang dihitung secara proporsional bedasarkan besaran kWh penyulang, terbagi merata sesuai besaran pemakaian masing-masing UPJ). Gardu Distribusi yang dipergunakan oleh 2 (dua) atau lebih UPJ susut gardu dihitung secara proporsional bedasarkan besaran kWh MDI, susut terbagi merata sesuai besaran pemakaian masing-masing UPJ).

ALAT UKUR TRANSAKSI ENERGI LISTRIK1. Transaksi Energi Listrik antar UPJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang pada titik ukur transaksi penyulang 20 kV Gardu Induk Transaksi Energi Listrik antar UPJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang pada titik ukur transaksi penyulang 20 kV sesuai daerah kerjanya Transaksi Antar APJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang Gardu Distribusi Transaksi Energi Listrik antar UPJ menggunakan alat ukur Energi (kWh) Elektronik klas 0,2 atau kWh Elektromekanik klas 0,5 (MK) dipasang pada titik ukur transaksi penyulang 20 kV Gardu Induk Penyulang yang dipergunakan oleh 2(dua) atau lebih APJ gardu distribusi dan pelanggaannya yang berada di perbatasan secara bertahap dialihkan menjadi satu APJ

2.

3.

4.

catatan1.

22

2.

3.

4.

Gardu-Gardu Distribusi yang dipergunakan oleh 2(dua) atau lebih UPJ, secara bertahap pelanggannya di alihkan menjadi satu UPJ Perhitungan Susut Penyulang atau Gardu dihitung secara porporsional oleh APJ pengelola dan disepakati para pihak. Jika terjadi kesalahan perhitungan dapat dilakukan koreksi selama tahun berjalan dan revisi laporan pada bulan berikutnya

23

SINGLE LINE DIAGRAM PENYULANGX = (A+C)+(B+D)+susut X1= (A+C)+(B+D) Susut Penyulang = X X1 Prop TM = (A+C)/ X1 * susut penyulang Prop TR = (B+D)/ X1 * Susut Penyulang Prop trf A = A/ (A+B+C+D)* susut penyulang Prop trf B = B/(A+B+C+D) * susut penyulang

GI.150/20 kV UPJ TR - CX

Penyulang 20 kV Plg TM UPJ TM C Plg TR UPJ TR- B Plg TM UPJ TM -APlg TR

UPJ TR -D

24

1.2

TRANSAKSI ENERGI JUALPenjualan energi listrik pada pelanggan yang lebih dikenal dengan sebutan kWh TUL III-09 Seluruh transaksi penjualan energi listrik terangkum dalam pelaporan ini baik secara : 1. KWh pemakaian pelanggan 2. Rupiah Pendapatan 3. Daya tersambung 4. Jumlah pelanggan 5. Rupiah per kWh 6. Rupiah per tarif 7. dsb. TUL III-09 merupakan data pendukung utama untuk mengetahui laba rugi perusahaan, juga digunakan untuk mengetahui besaran susut secara kWh dan prosentase (%) melalui pola perhitungan (Kepdir 217.K) Di PLN DJBB masalah penjualan energi listrik ini ditangani oleh Bidang Niaga mulai dari : 1. Pendataan calon pelanggan sampai dengan jadi pelanggan 2. Kolekting data pemakaian energi listrik pelanggan samapai dengan penagihan rekening listriknya. 3. Pelaporan data penjualan dan pendapatan penjualan tenaga listrik dsb. Penulis tidak ingin membahas masalah penjualan energi, tapi membatasi sekedar imformasi guna pembahasan susut lebih lanjut.

25

1.3

SUSUT ENERGI (LOSSES)Pengertian secara umum Susut adalah kerugian akibat terjadinya selisih antara penerimaan dengan pengeluaran. Susut energi listrik adalah kerugian akibat terjadinya selisih antara pembelian energi dengan penjualan energi ke pengguna Susut Energi Listrik dari penyebabnya menjadi dua yaitu : 1. Susut Teknis 2. Susut Non Teknis dapat dikelompokkan

1.3.1

Susut TeknisPengertiannya : Susut teknis adalah rugi-rugi energi yang di akibat kan oleh unsur material (besi, tembaga dan alluminium) Susut teknis bersifat tetap dan harus terjadi pada sistem penyaluran tenaga listrik Pada sistem kelistrikan Distribusi dikelompokan menjadi dua yaitu: susut tegangan menegah (TM) dan susut tegangan rendah (TR) Susut TM terdiri dari susut pada Jaringan tegangan menengah (JTM) dan susut pada Gardu/Trafo Susut TR terdiri dari susut pada Jaringan tegangan rendah (JTR) dan Sambungan rumah (SR)

26

Besaran susut teknis dapat diketahui melalui perhitungan susut teknis yang akan dijelaskan lebih lanjut.

1.3.2

Susut Non Teknis Pengertiannya : Susut Non Teknis adalah susut energi yang diakibatkan oleh bukan unsur material

1.3.3

Penyebab Susut Non TeknisSusut Non Teknis bersifat variable tergantung dar penyebabnya diantaranya: a. Kesalahan baca stand pemakaian pada kWh meter b. Kesalahan wiring pada APP c. Kesalahan /kerusakan pada CT , PT dan kWh meter. d. Kelebihan tagih pemakaian kWh pelanggan e. Kesalahan faktor pengali pemakaian kWh pelanggan f. Penggunaan energi listrik illegal oleh pelanggan dan atau bukan pelanggan g. Penggunaan energi listrik oleh bukan pelanggan h. Kesalahan perhitungan pemakaian kWh pelanggan i. Kesalahan administrasi j. Kesalahan proses sistem komputer

1.3.3

Koreksi data pemakaian energi listrik (kWh) pelanggan Susut non teknis juga dapat disebabkan oleh pembatalan stand pemakaian kWh pelanggan (memorial 4) Pembatalan stand pemakaian kWh pelanggan disyahkan sesuai peraturan yang berlaku di PLN. Pembatalan tersebut harus dilakukan apabila :

27

a.

Angka stand rekening tagihan pemakaian energi listrik lebih besar dibandingkan dengan angka stand pada kWh meter di pelanggan b. Terjadi pencetakan rekening pemakaian energi listrik ganda c. Akibat kerusakan para meter (CT, PT dan kWh meter) d. Akibat penggunaan kWh pemakaian limit pada pelanggan baru Pada prinsifnya setiap terjadi selisih antara angka stand pemakaian kWh pada rekening dengan angka stand pada kWh meter di pelanggan harus dilakukan pembatalan rekening.

Persyaratan Pembatalan RekeningPembatalan rekening tagihan pemakian energi listrik harus dilakukan apabila : a. Terjadi pengaduan pelanggan dengan dibuktikan terbitnya TUL I-14 b. Delengkapi dengan Berita Acara pemeriksaan angka stand pada kWh meter pelanggan. c. Dilengkapi dengan hasil photo/rekaman gambar pada kWh meter di pelanggan Ketiga mengingat : a. b. persyaratan tersebut harus ada (lengkap),

c.

Rupiah pada lembar rekening adalah milik Negara Setiap terjadi perubahan yang mempengaruhi pada pendapatan uang Negara harus didukung oleh data proses penyebab perubahan. Setiap terjadi perubahan pendapatan uang milik Negara, penambahan atau pengurangan diwajibkan dilengkapi dengan data pendukung yang syah dan apabila perubahan pendapatan uang milik Negra penambahan atau pengurangan tanpa didukung oleh data yang syah dan merugikan Negara dianggap KORUPSI ATAU KOLUSI.

28

Setiap terjadi pembatalan rekening tagihan pemakaian energi listrik harus dilengkapi dengan perbaikanya atau (memorial 3) kecuali untuk kasus pembatalan murni. Yang dimaksud dengan pembatalan murni adalah : a. Akibat rekening ganda/doble. b. Akibat kertas rekening rusak (sobek, dsb)

1.3.4

Pemakaian kWh NOL.Pemakaian kWh nol juga bisa menjadi penyebab susut non teknis , beberapa penyebab pemaikan kWh nol diantaranya: a. Rumah Kosong/tidak dihuni b. Perusahaan, industri berhenti berproduksi (bangkrut) c. Gagal mutasi akibat bongkar rampung tidak tuntas. d. Stand tunggu akibat limit. e. Stand tunggu akibat salah catat. f. Stand tunggu akibat kerusakan kWh meter.

1.3.4.1

Pemakaian kWh Stand tunggu akibat limit.Sesuai surat edaran (SE) Direksi no a a a . Tentang ketentuan perhitungan pemakaian kWh pasang baru bahwa, kWh limit dihitung sebesar 250 jam/bulan a. Untuk daya 450 VA = 112.5 kWh/bulan b. Untuk daya 900 VA = 225 kWh/bulan c. Untuk daya 1300 VA= 337.5 kWh/bulan d. Dst. kWh limit dibatasi selama 3(tiga) bulan berturut-turut.

1.3.4.2

Contoh PerhitungankWh limit sambung baru UPJ Lmh Abang, jlm 13.871 plg Pemakaian rata-rata 75 kWh per bulan per pelanggan (hasil survai lapangan).

29

Pemakaian kWh perbulan 13.871*75 = 1.040.325 kWh dalam rupiah(Rp=599.28,-) Rp 623.445.966,Total DJBB 287.024 plg * 75 =21.526.800 kWh atau Rp 12.900.580.704,Karena pemakaian kWh sebesar 75 kWh per pelanggan perbulan tidak terbukukan sebagai penjualan(TUL III-09) maka pemakaian kWh tersebut diatas masuk ke kWh susut perbulan. Akibat perlakuan pemakaian kWh nol yang tidak benar, berpengaruh pada naiknya susut perbulan. 1.3.4.3

Contoh Pengaruh pemakaian kWh nol terhadap susut.Data susut UPJ Lemah Abang bulan Januari 2006 sebesar 2.031.678 kWh atau 8.96 %. Jumlah kWh susut 2.031.678 kWh sudah termasuk didalamnya pemakaian kWh limit sebesar 1.040.325, sehingga susut kWh riil UPJ lemah Abang pada bulan Januari adalah sebesar 991.353 atau 4.37 %.

1.3.4.4

Upaya mengurangi beban susuta. b. Hindari/perkecil penggunaan kWh limit Segera Pasang meter untuk sambungan baru dan gunakan kWh pemakaiannya untuk penagihan rekening. Gunakan kWh minimal (50 kWh) Awasi kwalitas hasil baca meter dan upayakan sekecil mungkin terjadinya salah baca yang mengakibatkan kWh stand tunggu atau kWh numpuk Lakkukan segera penggantian kWh rusak dan awasi stand cabutnya. Berikan penjelasan pada pelaksana tugas( cater OS & Peg.PLN) bahwa Kesalahan cater, ijon kWh, pemakaian limit adalah perbuatan yang merugikan PLN dan pelanggan.

c. d.

e. f.

30

2.

PERHITUNGANSUSUT TEKNISPENDAHULUAN

Masalah susut adalah masalah efisiensi pendistribusian tenaga listrik yang berkaitan langsung dengan manajemen pembebanan sistim tenaga listrik ( harus dilakukan evaluasi dan pengendalian sampai pada batas yang wajar secara terus-menerus berkesinambungan ). Berbagai usaha untuk mengendalikan susut telah dilakukan (perubahan tegangan, reconector, gardu sisipan, pemasangan MDI, perubahan pola baca meter, P2TL, PIPEL, penyeimbangan beban, penertiban PJU, pemberatan jaringan dsb.) namun masih dirasakan belum memperoleh hasil yang diharapkan.

31

SUSUTDARI SIFATNYA SUSUT KONSTANTRAFO METER KEBOCORAN ISOLASI

DARI PENYEBABNYA TEKNISMATERIAL CARA MEMASANG CARA PEMBEBANAN SIFAT BEBAN

SUSUT VARIABELKONDUKTOR TITIK SAMBUNG TITIK KONTAK FAKTOR BEBAN FAKTOR DAYA KESEIMBANGAN BEBAN PENCURIAN

NON TEKNISADM PELANGGAN ADM CATER CARA MENGUKUR PENCURIAN

KONDUKTOR TITIK SAMBUNG TITIK KONTAK

PELANGGAN

NON PELANGAN

PEGAWAI / NON PEGAWAI

2.1

Susut (losses) kWh ditinjau dari sisi SIFAT-nyaa. Susut Konstan : yakni susut yang timbul secara konstan (terus menerus) pada sistim distribusi tenaga listrik yang tidak dipengaruhi oleh fluktuasi beban (sepanjang sumber tegangan masih ada), antara lain seperti : rugi-rugi besi trafo, kwh meter, kebocoran isolasi dsb. b. Susut Variabel : yakni susut yang timbul secara variabel (berubah-ubah) pada sistim distribusi tenaga listrik yang dipengaruhi oleh fluktuasi beban (naik-turunnya beban), antara lain seperti : rugi-rugi penghantar (I2R), titik sambung / titik kontak dsb.

32

2.2.

Susut (losses) kWh ditinjau dari sisi PENYEBAB-nyaa. Susut Teknis : yakni susut yang timbul pada sistim distribusi tenaga listrik yang disebabkan oleh faktor teknis yang sangat dipengaruhi oleh fluktuasi dan sifat beban, antara lain seperti : ukuran konduktor, panjang jaringan, sistim tegangan yang dipakai, tingkat isolasi yang ada, dan lain sebagainya ( berkaitan langsung dengan I2R ). b. Susut Non Teknis : yakni susut yang timbul pada sistim distribusi tenaga listrik yang disebabkan oleh faktor non teknis, antara lain seperti : kesalahan administrasi data pelanggan, kesalahan dalam pembacaan dan pencatatan meter, adanya kasus pelanggaran / pencurian listrik dan lain sebagainya.

2.3. a. b. c. d.

Langkah pengendalian susutPengumpulan data dan statistik. Pengujian dan pengukuran susut. Pemetaan susut. Menentukan skala prioritas (dengan AMR= Analisa Manajemen Risiko / GKM = Gugus Kendali Mutu). e. Menyusun langkah pengendalian. f. Melaksanakan kegiatan pengendalian. g. Melakukan evaluasi terhadap hasil kegiatan

33

2.4 a. yang bersifat konstan a. Pada rugi2 pada pada

Tinjauan susut (losses) kWhtrafo distribusi terdapat susut konstan yang berupa besi sebesar 0,10 s/d 0,40 % dari daya trafo (contoh trafo 25 kVA terjadi rugi2 besi sebesar 100 watt dan trafo 6.300 kVA terjadi rugi2 besi sebesar 6.500 watt.

b. Pada setiap kWh meter mekanik membutuhkann daya antara 1,5 s/d 2 watt untuk dapat menggerakan kWh meter tersebut. c. Pada isolasi sistim jaringan listrik harus memiliki tahanan isolasi sebesar k 1kOhm/volt atau kebocoran maksimun yang diijinkan adalah j 1volt/1.000 Ohm = 0,001 ampere atau susut maksimun yang diijinkan pada sistim TR : 220 volt = 0,001 amper 2 x 220.000 ohm = 0,22 watt dan sistim TM : 20 kV = 0,001 amper 2 x 20.000.000 ohm = 20 watt.

2.5 b. yang bersifat konstan

Tinjauan susut (losses) kWha. Untuk memperkecil prosentase susut konstan pada trafo distribusi maka tidak ada jalan lain kecuali mengatur pembebanan trafo pada kondisi beban optimum dimana efisiensinya paling tinggi yakni pada beban antara 70 s/d 80 dari kapasitasnya. b. Untuk memperkecil prosentase susut konstan pada setiap kWh meter mekanik maka penggunaan energi listrik yang melalui

34

meter tersebut harus ditingkatkan agar ratio kWh susut konstan di kWh meter dengan pemakaian energi listrik (kWh) yang terukur menjadi kecil (contoh : pemakaian pelanggan A sebesar 30 kWh / bulan dengan pemakaian pelanggan B sebesar 100 kWh / bulan akan memiliki ratio susut konstan untuk pelanggan A = (2/1.000 kW x 720 jam) / ( 30 kWh) x 100 % = 4,8 % , sementara untuk pelanggan B = (2/1.000 kW x 720 jam) / (100 kWh) x 100 % = 1,44 % . c. Jika terjadi kebocoran pada isolasi sistim jaringan listrik, misalnya karena keretakan isolator atau adanya sisa benang layang2 sehingga tahanan isolasi berkurang sebesar 10 % maka akan terjadi perubahan susut konstan yang semula pada sistim TR = 0,22 watt dan sistim TM : 20 kV = 20 watt, menjadi 0,24 watt pada sistim TR dan 22,18 watt pada sistim TM 2.6

Penyebab susut (losses)

kWha. dari segi teknis a. Ukuran penghantar yang kurang optimum (yang dipengaruhi oleh Faktor Beban dan Faktor Distribusi Beban). b. Jaringan yang terlalu panjang. c. Tingkat isolasi yang telah menurun dibawah batas minimal (pada isolator, minyak trafo, kabel, arrester dsb.). d. Pembebanan yang tidak seimbang (timbulnya Io). e. Faktor Daya (Cos Q) yang rendah (timbulnya daya reaktif) f. Ketidak akuratan dari alat ukur meter kWh, CT maupun PT (timbulnya selisih hasil ukur). g. Titik sambung / kontak yang kurang sempurna (timbulnya panas yang berlebihan sehingga mengurangi energi). h. Pengawatan alat ukur yang salah pada urutan fasa/polaritas (timbulnya selisih ukur)

35

i. Kebocoran arus melalui pepohonan atau sisa benang layang2 yang menyentuh jaringan (timbulnya kebocoran energi) j. Pengaruh harmonisa (Power Quality) sehingga mempengaruhi pengukuran

2.7 b. dari segi non teknis

Penyebab susut (losses) kWha. Data Induk Langganan (DIL) yang tidak akurat. b. Pembacaan/pencatatan angka stand kWh meter yang tidak tepat/benar (waktu, angka, penafsiran, faktor kali dsb.). c. Pencurian aliran listrik oleh pelanggan maupun non pelanggan. d. Pemakaian sendiri yang tidak terukur / tercatat. e. Cara perhitungan yang tidak tepat / benar.

2.8

Hambatan dalam pengendalian susut (losses)

kWha. b. c. d. Data yang kurang lengkap dan kurang akurat. Daerah pelayanan yang semakin luas. Ketersediaan anggaran yang sangat terbatas. Tingkat kesadaran sebagian masyarakat pelanggan maupun non pelanggan, pegawai maupun non pegawai yang kurang mendukung. e. Masih terbatasnya kuantitas maupun kualitas SDM yang ada.

2.9

Peluang dalam pengendalian susut (losses)

kWh

36

a. Secara teoritis, susut (losses) kWh dapat ditelusuri/dilacak dan dikendalikan melalui perbaikan sistim. b. Dukungan sarana dan fasilitas kerja yang ada memberikan dorongan dan peluang untuk dapat mengendalikan angka susut (losses) kWh. 2.10 a. b. c. d.

Strategi pengendalian susutPengumpulan data dan statistik. Pengujian dan pengukuran susut. Pemetaan susut. Menentukan skala prioritas (dengan AMR= Analisa Manajemen Risiko / GKM = Gugus Kendali Mutu). e. Menyusun langkah pengendalian. f. Melaksanakan kegiatan pengendalian. g. Melakukan evaluasi terhadap hasil kegiatan.

37

CONTOH MATRIK PENYUSUNAN SKALA PRIORITASPROGRAM / KEGIATANKRITERIA RATA2

A WAKT U COST REVENUE VOLUME LOKASI PRIORITAS 1 BULAN Rp. 300 Jt Rp.3 M 5 Jt kWh 4O

B 2 BULAN Rp. 900 Jt Rp. 21 M 35 Jt kWh 2O

C 3 BULAN Rp. 100 Jt Rp. 1,2 M 2 Jt kWh 1O

D 4 BULAN Rp.750 Jt Rp. 5,4 M 9 Jt kWh 3O 2,5 BULAN Rp.550 Jt Rp.7,8 M 13 Jt kWh 25

2

1

3

4TIM SUSUT 200 7

2.11

Pengumpulan Data dan Statistika. Pengumpulan data : o Asset Jaringan (peta, single line diagram, JTM, JTR, Gardu, SR, APP, Penyulang, Jurusan dan lain sebagainya) o Beban puncak, Faktor Beban, Faktor Daya (Cos ), Faktor Distribusi Beban. b. Minimal Statistik 5 (lima ) tahun terakhir : o Pembelian, penjualan dan susut. o Beban Puncak

38

o o o o

Faktor beban Faktor Daya Faktor Distribusi Beban Pertumbuhan asset (Penyulang, JTM, Gardu, JTR, Plgn dsb.)

PEMETAAN SUSUT (LOSSES) DARI SISI PENYEBAB DAN SIFATNYASUSUT (LOSSES) TERDIRI DARI : SUSUT TEKNIS SUSUT NON TEKNIS SUSUT KONSTAN SUSUT VARIABEL

SUSUT TEK NI S DIPENGA RUHI : - SI STI M JA RI NGA N - UK URA N DA N J E NI S PE NGHA NTA R - KONST RUK SI JA RI NGA N ( M,CP,CP) - KA RA KTERISTIK A LA T UKUR - KESEI MBA NGA N BE BA N - KW A LITA S ISOLA SI - PENGA RUH FA KTOR DA YA (CO S Q) , FA KTOR BEBA N, F .DB - UMUR PERA LA TA N SUSUT KO NSTA N TER JA DI KA RENA : - SIFA T DA RI PERA LA TA N YA NG MEMBU TUHKA N ENE RGI , SEPER TI MI SA LNYA PA DA KW H METER.

SUSUT NO N T EK NI S DIPE NGA RUHI : - PENCURIA N OL E H KO NSUMEN - PEMA KA IA N OLEH NON KO NSUME N - PEMBA CA A N METER KU RA NG A KU RA T - SI STI M PE NGUKURA N (KETELI TIA N) - CA RA PENGUK URA N

SUSUT VA RIA BEL TE RJA DI KA RENA : - SIFA T BA HA N YA NG ME MILIK I TA HA NA N SEHI NGGA A KA N SA NGA T TE RGA NTUNG PA DA BEBA N ( I 2R )TIM SUSUT 20 0 7

39

UPAYA PENGENDALIAN SUSUT (LOSSES) SECARA TERPADUSUSUT TOTAL : 8,25 % TEKNIS : 6,37 % NON TEKNIS : 1,88 %

UPA YA YA NG DA PA T DILA KUKA N UTK ME NGE NDA LIKA N S USUT TE KNIS : - ME MBA NGUN GA RDU I NDUK - PEMB ERA TA N JA RI NGA N - PENA MBA HA N PE NY ULA NG BA RU - PEMI SA HA N PJ U DA RI JA RI NGA N UMUM - PERBA IKA N FA KTOR DA YA - PERBA IKA N TIT IK SA MBUNG/KO NTA K - PEMA SA NGA N GA RD U SISIPA N - PEMB ER SI HA N JA RI NGA N - PENY EI MBA NGA N BEBA N - ME NA TA KONF IGURA SI JA RI NGA N - ME MP ERBA IKI KEBO CORA N ISOLA SI

UPA YA YA NG DA PA T DILA KUKA N UTK ME NGE NDA LIKA N S USUT NON TEK NI S : - ME NI NGKA TKA N KW A LITA S CA TE R - ME NI NGKA TKA N PE RA N PIPEL - ME NI NGKA TKA N P 2TL - ME NI NGKA TKA N A KURA RI METE R

TIM SUSUT 20 0 7

40

PERBANDINGAN SEBELUM DAN SETELAH FAKTOR DAYA ( COS Q ) DIPERBAIKI

URAIAN Input S ( VA ) P ( WATT ) Q ( VAR ) COS Q ARUS Total ( Amp ) TEG ANGAN ( Volt ) 15.370 11.189 10.537 0,728 66 233

SEB ELUM Output 14.747 10.323 10.532 0,700 66 224 Input 11.330 10.809 3.397 0,954 49 233

SETELAH Output 14.770 10.339 10.548 0,700 49 224

SUSUT ( % )

8

4

TIM SUSU T 2 0 0 7

41

Pengukuran titik sambung melalui pengukuran tegangan dan arusVOLT METER DAN AMP ERE METER

HASIL UKUR TAHANAN TITIK SAMBUNG HARUS DIUSAHAKAN = ATAU HAMP IR 0 OHM

TIM SUSUT 20 0 7

42

Pengukuran ada tidaknya kebocoran isolasi pada jaringan melalui pengukuran arusSUMBER Arah Aliran Listrik BEBAN

AMPERE METER

Bila arus di titik A = di titik B Berarti tidak ada keb ocoran Bila arus di titik A > di titik B Berarti ada keb ocoran isolasi Syarat pen gukuran harus dalam Waktu yang bers amaan

AMPERE METER

TIM SUSU T 2 0 0 7

Pengukuran susut pada titik kontak melalui pengukuran tegangan dan arusVOLT METER DAN AMP ERE METER

HASIL UKUR TAHANAN KONTAK DIUSAHAKAN < DARI 1000 micro OHMTIM SUSUT 20 0 7

43

2.12

Strategi pengendalian susut

(losses) kWha. Pengkoordinasian tugas a. Pengkoordinasian tugas adalah merupakan kelanjutan dari kegiatan perenanaan yang telah disusun untuk selanjutnya menetapkan (5W) : siapa mengerjakan apa, siapa bertanggung jawab kepada siapa, kapan waktu dan lokasinya, bagaimana cara dan dengan apa mengerjakannya, mengapa harus dikerjakan; semuanya merupakan mata rantai kegiatan yang tidak boleh terputus. b. Koordinasi sangat mudah diucapkan, namun dalam prakteknya sering mengalami kegagalan karena sangat dipengaruhi oleh : SDM, material, biaya, peralatan, manajemen (5M) + Data Statistik & Informasi 2.13

Strategi pengendalian susut (losses)

kWhb. Pengkoordinasian tugas a. Pengkoordinasian tugas adalah merupakan kelanjutan dari kegiatan perenanaan yang telah disusun untuk selanjutnya menetapkan (5W) : siapa mengerjakan apa, siapa bertanggung jawab kepada siapa, kapan waktu dan lokasinya, bagaimana cara dan dengan apa mengerjakannya, mengapa harus dikerjakan; semuanya merupakan mata rantai kegiatan yang tidak boleh terputus. b. Koordinasi sangat mudah diucapkan, namun dalam prakteknya sering mengalami kegagalan karena sangat dipengaruhi oleh : SDM, material, biaya, peralatan, manajemen (5M) + Data Statistik & Informasi. 2.14

Strategi pengendalian susut

(losses) kWh

44

c. Pelaksanaan kegiatan a. Sesuai dengan hasil pengkoordinasian, pelaksanaan kegiatan harus dapat berjalan sesuai dengan kesepakatan, setiap perubahan yang dilakukan hendaknya dikoordinasikan kembali untuk memastikan bahwa perubahan tersebut memang perlu dilakukan. b. Sebelum memulai kegiatan perlu dicatat dan diingat mengenai kondisi awal (kondisi saat start). 2.15

Strategi pengendalian susut (losses)

kWhd. Pengendalian & evaluasi hasil kegiatan a. Dengan mengacu dan berpedoman pada rencana kegiatan, maka akan sangat penting bila selama kegiatan berlangsung dilakukan pengendalian dan evaluasi secara terus-menerus atau berkala, sehingga dapat mengetahui posisi langkah demi langkah yang dicapai. b. Pengendalian dan evaluasi hasil kegiatan yang dilakukan, baik selama kegiatan berlangsung maupun setelah kegiatan selesai, dimaksudkan pula sebagai umpan balik (masukan) yang sangat berharga dalam rangka memberikan koreksi, perbaikan dan penyempurnaan dari perencanaan yang telah disusun, karena setidak-tidaknya kekurangan, kelemahan atau kelebihan dari sistim yang dipakai akan tergambar. 2.16

Strategi pengendalian susut

(losses) kWhe. Perencanaan lanjutan a. Dari hasil evaluasi akhir akan diperoleh pengalaman yang akan dapat mendorong penyempurnaan dalam menyusun perencanaan lanjutan, baik untuk kegiatan yang sama ataupun kegiatan lainnya.

45

2.17 a.

KesimpulanSukses dan keberhasilan suatu usaha secara teoritis akan sangat ditentukan oleh Perencanaan, Pengkoordinasian, Pelaksanaan dan Pengendalian yang baik. Pengkoordinasian juga dipengaruhi oleh 5W, 5M + DSI Yang lebih menentukan kesuksesan dan keberhasilan suatu usaha adalah SDM itu sendiri yang dituntut memiliki sikap disiplin, bertanggung jawab dan dedikasi yang tinggi.

b. c.

46

3.

PERHITUNGAN SIMULASI SUSUT SISTEM JARINGAN DISTRIBUSI 1.1 PendahuluanPerhitungan susut jaringan distribusi sebenarnya sangat membutuhkan ketelitian terutama keakurasian faktor meter dan parameterparameter komponen jaringan terpasang. Namun mengingat belum seluruh peralatan yang terpasang mempunyai alat ukur, dan pembacaan pengukuran belum dapat dilakukan secara serentak dalam waktu yang bersamaan serta belum semua alat ukur di konsumen dibaca, maka perlu diperoleh pendekatan yang dapat dijadikan sebagai penilai besarnya susut sistem jaringan distribusi. Akibat nilai losses yang bervariasi serta sangat besar, maka Distribusi Jabar dan Banten melakukan evaluasi beberapa formula antara lain : 1. Formula hasil evaluasi bersama PLN, ADB, dan IBRD. 2. Formula PLN Distribusi Jawa Timur (dikembangkan Tekdis). 3. Formula PLN Distribusi DKI Jaya. Dari hasil evaluasi formula tersebut diatas. Dilakukan penyesuaian metoda pendekatan perhitungan susut jaringan yang dikembangkan PLN Distribnusi DKI Jaya sehingga mungkinkan dilakukan di Unit-Unit Cabang Distribusi Jabar dan Banten.

3.2 3.2.1

Metoda Perhitungan Parameter Jaringan. Parameter jaringan yang perlu diperoleh : a. Penyulang 20 kV kabel maupun kawat udara. b. Penghantar tegangan rendah. c. Trafo distribusi. Setiap elemen jaringan yang dilalui arus yang tergantung pada faktor pembebanan maka harus diperoleh parameter pembebanan yaitu : a. Beban puncak. b. Load faktor (LF). c. Formulasi Losses Load Faktor (LLF)

47

Disamping itu setiap pembebanan jaringan tidak mungkin dibuat detail, sehingga seluruh pembebanan sub sistem jaringan dianggap dibebani secara merata.3.2.2.

Pencatatan pengukuran kWh. Setiap periode pengukuran kWh disusun atas hasil laporan kWh unit yang dapat dikelompokkan atas : a. MWh diterima dari P3B (gardu induk) dan pembangkit sendiri atau yang dikenal sebagai MWh produksi. b. MWh dikonsumsi di Tegangan Tinggi. c. MWh dikonsumsi di Tegangan Menengah. d. MWh dikonsumsi di Tegangan Rendah. Dengan pendistribusian tersubut dapat diperkirakan berapa susut di TM, TR, dan Trafo distribusi.

3.2.3 3.1

Perhitungan. Pendistribusian Neraca kWh di elemen Jaringan.

48MODEL PERHITUNGAN SUSUT DISTRIBUSI DENGAN PENDEKATAN ALIRAN ENERGI

kWh kWh

In JTM

kWh

In Trafo

kWh

In JTR

kWh

In SR

Susut non Teknis

Beli

kWh

PS

Susut I R JTM2

Susut Trafo

Susut I2R JTR

Susut I2R SR

kWh

jual TT

kWh

jual TM

kWh

PS

kWh

jual TR

Susut Total Susut Teknik Susut non Teknik

= kWh2

Beli

- kWh

Jual TT

- kWh2

= I R JTM + Trafo + I R JTR + I R SR = Susut Total - Susut Teknik

Jual TM 2

- kWh

Jual TR

- kWh

Pemakaian sendiri

3.2.

49METODA PERHITUNGAN SUSUT I2R JARINGAN TEGANGAN MENENGAH (JTM) 1 2 3 4 5 6 7 kWh input JTM (kWh In JTM) kWh input per penyulang (E JTM) Faktor Beban JTM (LF JTM) Faktor Kerja JTM (FK JTM) Node per penyulang Beban Puncak per Penyulang (E In) Beban Puncak per Node (E Out) = kWH Beli - kWh Jual TT - kWh Ps GI = kWh In JTM / Jumlah Penyulang = (Beban Rata-rata / (Beban Puncak x waktu)) x 100% = Asumsi = Jumlah trafo / Jumlah jurusan = E JTM / (waktu x LF JTM x FK JTM) = E In / Node x Faktor Koreksi = (E In2 + E In.E Out + E Out2)/3 = Total Panjang JTM / Jumlah Penyulang = Dihitung = (L JTM x R JTM / 1000) x (E Ek = 0,3 x LF JTM + 0,7 x (LF = AsumsiJTM) 2 JTM /

8 Beban Penyulang ekivalen (E Ek) 9 Panjang JTM/Penyulang (L JTM) 10 Tahanan Penghantar (R JTM) 11 Rugi beban puncak/penyulang (P JTM) 12 Faktor rugi beban JTM (LLF JTM) 13 Faktor koreksi 14 Susut I2R JTM

(1,732x20))2

= Waktu x Jumlah Peny x P JTM x LLF

JTM

METODA PERHITUNGAN SUSUT PADA TRAFO DISTRIBUSI 1 2 3 4 5 6 7 8 kWh input Trafo Kapasitas rata-rata terpasang (S Trafo) Rugi Besi (P Besi) Rugi Tembaga (P Cu) kWh input per Trafo (E Trafo) Faktor Beban Trafo (LF Trafo) Faktor Kerja Trafo (FK Trafo) Beban Puncak per Trafo (kVA Trafo) = kWH In JTM - Susut I2R JTM - kWh Jual TM = Jumlah kapasitas terpasang / Jumlah Trafo = Data = Data = kWh In Trafo / Jumlah Trafo = Asumsi = Asumsi = E Trafo / (waktu x LF Trafo x FK Trafo) = 0,3 x LF Trafo + 0,7 x (LF Trafo)2 = P Besi + (kVA Trafo / S Trafo)2 x P Cu x LLF Trafo = Asumsi = Waktu x Jumlah Trafo x P Trafo x LLF Trafo x Faktor Koreksi

9 Faktor rugi beban Trafo (LLF Trafo) 10 Rugi beban Trafo (P Trafo) 11 Faktor koreksi 12 Susut Trafo

50

3.3METODA PERHITUNGAN SUSUT I2R JARINGAN TEGANGAN RENDAH (JTR) 1 2 2 3 4 5 6 7 kWh input JTR (kWh In JTR) Jumlah jurusan kWh input per Jurusan (E JTR) Faktor Beban JTR (LF JTR) Faktor Kerja JTR (FK JTR) Node per Jurusan Beban Puncak per Jurusan (E In) Beban Puncak per Node (E Out) = kWh In Trafo - Susut Trafo = Data = kWh In JTR / Jumlah Jurusan = (Beban Rata-rata / (Beban Puncak x waktu)) x 100% = Asumsi = Panjang jurusan / 0,04 = E JTR / (waktu x LF JTR x FK JTR) = E In / Node x Faktor Koreksi = (E In2 + E In.E Out + E Out2)/3 = Total Panjang JTR / Jumlah Jurusan = Dihitung = (L JTR x R JTR / 1000) x (E Ek JTR / (1,732x0,38))2 = 0,3 x LF JTR + 0,7 x (LF JTR)2 = Asumsi = Waktu x Jumlah Jurusan x P JTR x LLF JTR

8 Beban Jurusan ekivalen (E Ek) 9 Panjang JTR/Jurusan (L JTR) 10 Tahanan Penghantar (R JTR) 11 Rugi beban puncak/Jurusan (P JTR) 12 Faktor rugi beban JTR (LLF JTR) 13 Faktor koreksi 14 Susut I2R JTR

METODA PERHITUNGAN SUSUT I2R SAMBUNGAN RUMAH (SR) 1 2 3 4 5 6 7 9 kWh input SR (kWh In SR) Jumlah konsumen TR kWh input per Konsumen (E SR) Faktor Beban SR (LF SR) Faktor Kerja SR (FK SR) Beban Puncak per Jurusan (kVA SR) Panjang SR (L SR) Tahanan Penghantar (R SR) = kWh In JTR - Susut JTR = Data = kWh In SR / Jumlah konsumen = LF JTR = FK JTR = E SR / (waktu x LF JTR x FK JTR) = Total Panjang SR / Jumlah konsumen = Dihitung = (L SR x R JTR / 1000) x (kVA JTR / 0,22)2 = 0,3 x LF JTR + 0,7 x (LF JTR)2 = Waktu x Jumlah konsumen x P SR x LLF JTR x Faktor Koreksi

10 Rugi beban puncak/konsumen (P SR) 11 Faktor rugi beban SR (LLF SR) 13 Susut I2R SR

Mengingat perhitungan ini sangat sederhana dan terdapat beberapa asumsi-asumsi maka diharapkan dapat diberikan masukan- masukan untuk perbaikan sistem perhitungan ini. Kiranya simulasi ini dapat digunakan sebagai tolok ukur untuk menentukan strategi dalam mengurangi losses.

51

3.4Formula Distribusi Jabar & BantenAPJ : Cirebon Penerimaan Penjualan total Penjualan di sisi TT Penjualan di sisi TM Penjualan di sisi TR Pemakaian Sendiri GI Pemakaian Sendiri GD Susut total Susut I 2 R Susut non I 2 R Susut total 2 Susut I R Susut non I 2 R JTM Input Jml Penyulang Panjang JTM Panjang JTM rata-rata per Penyulang Node per Peny (jumlah trafo per penyulang) Iek per Penyulang Rugi beban puncak per Penyulang Susut I 2 R Susut I R vs input 2 Susut I R vs input total Trafo Input Jml Trafo Jumlah KVA Trafo KVA trafo rata-rata Rugi besi Rugi tembaga Iek /Trafo Rugi beban puncak per Trafo 2 Susut I R 2 Susut I R vs input 2 Susut I R vs input total JTR Input Jml Jurusan Panjang JTR Panjang rata-rata Node per Jurusan Iek per Jurusan Rugi beban puncak per Jurusan 2 Susut I R 2 Susut I R vs input 2 Susut I R vs input total SR Input Jml Konsumen Panjang SR Panjang rata-rata Iek per Peny/Trafo/Jur/Kons Rugi beban puncak per Konsumen 2 Susut I R 2 Susut I R vs input 2 Susut I R vs input total2

Jan *) *) *) *) kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh % % % TM kWh * ) bh * ) kms kms kVA kW kWh % %129,402,630 60 2,851 48 52 2,981 242 5,041,835 3.90 3.17 158,963,187 131,857,049 22,558,550 17,034,723 92,263,776 7,002,007 20,104,131 7,132,831 12,971,300 12.65 4.49 8.16

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agust

Sep

Okt

299,428,751 462,003,215 623,489,295 251,282,089 383,998,369 522,317,182 38,747,870 32,822,776 61,340,300 51,854,228 84,909,230 70,821,886

784,882,354 950,973,074 1,114,297,987 1,279,336,620 1,442,386,034 1,619,522,986 653,126,708 794,972,514 933,560,354 1,076,018,587 1,214,006,148 1,356,544,783 100,870,910 126,293,650 90,184,446 109,167,402 462,071,352 559,511,462 35,500,637 0 42,526,404 0 148,741,460 128,729,853 656,089,041 49,260,026 0 131,477,607 114,936,561 16,541,046 11.80 10.31 1.48 173,408,130 147,655,463 754,954,994 55,682,362 0 147,635,671 131,715,715 15,919,956 11.54 10.30 1.24 195,369,020 166,427,182 852,209,946 63,362,071 0 165,017,815 148,829,590 16,188,225 11.44 10.32 1.12 219,584,890 185,295,614 951,664,279 71,791,848 0 191,186,355 168,303,014 22,883,341 11.81 10.39 1.41

179,711,443 270,803,841 366,586,066 13,336,904 0 34,809,758 30,599,924 4,209,834 11.63 10.22 1.41 20,706,526 0 57,298,320 47,022,506 10,275,814 12.40 10.18 2.22 27,854,753 0 73,317,360 63,426,420 9,890,940 11.76 10.17 1.59

96,255,009 113,474,156 81,089,906 15,165,103 12.26 10.33 1.93 98,222,241 15,251,915 11.93 10.33 1.60

TM60 2,851 48 52 3,169 274 10,850,806 4.39 3.62

TM60 2,851 48 52 3,192 277 16,785,578 4.42 3.63

TM60 2,851 48 52 3,218 282 22,745,989 4.45 3.65

TM60 2,851 48 52 3,247 287 29,145,318 4.49 3.71

TM60 2,851 48 52 3,267 291 35,368,463 4.52 3.72

TM60 2,851 48 52 3,268 291 41,442,649 4.52 3.72

TM60 2,851 48 52 3,268 291 47,499,301 4.52 3.71

TM60 2,851 48 52 3,278 293 53,703,043 4.54 3.72

TM60 2,851 48 52 3,303 297 60,719,688 4.57 3.75

247,343,977 379,956,389 510,725,312

648,510,807 782,153,020

916,296,501 1,050,246,128 1,183,654,943 1,328,146,248

kWh * ) bh * ) kVA kms/kVA

107,326,072 3,110 435,605 140 0.40 2.10

203,670,395 311,316,583 417,157,437 3,110 435,605 140 0.40 2.10 3,110 435,605 140 0.40 2.10 3,110 435,605 140 0.40 2.10

529,181,043 637,617,155 3,110 435,605 140 0.40 2.10 3,110 435,605 140 0.40 2.10

746,123,999 3,110 435,605 140 0.40 2.10

855,091,364 3,110 435,605 140 0.40 2.10

963,524,718 1,082,130,946 3,110 435,605 140 0.40 2.10 3,110 435,605 140 0.40 2.10

kW kWkVA kW kWh % %

1294 1,879,462 1.75 1.18

1283 3,566,472 1.75 1.19

1293 5,451,611 1.75 1.18

1294 7,305,646 1.75 1.17

1304 9,269,247 1.75 1.18

1314 11,170,367 1.75 1.17

1314 13,070,900 1.75 1.17

1314 14,979,759 1.75 1.17

1314 16,880,980 1.75 1.17

1324 18,965,210 1.75 1.17

kWh * ) bh * ) kms kms kVA kW kWh % %

105,446,610 6,568 8,092 1.23 31 0 0 0 0.00 0.00

200,103,923 305,864,972 409,851,790 6,568 8,092 1.23 31 35 7 14,701,603 7.35 4.91 6,568 8,092 1.23 31 35 7 22,517,620 7.36 4.87 6,568 8,092 1.23 31 35 7 30,323,403 7.40 4.86

519,911,796 626,446,787 6,568 8,092 1.23 31 36 7 38,778,223 7.46 4.94 6,568 8,092 1.23 31 36 7 46,967,268 7.50 4.94

733,053,099 6,568 8,092 1.23 31 36 7 54,908,618 7.49 4.93

840,111,605 6,568 8,092 1.23 31 36 7 62,917,752 7.49 4.92

946,643,737 1,063,165,736 6,568 8,092 1.23 31 36 7 71,107,595 7.51 4.93 6,568 8,092 1.23 31 36 7 80,544,124 7.58 4.97

kWh * ) bh * ) kms kms kVA kW kWh % %

105,446,610 804,822 20,121 0.025 0.49 0.001523 211,534 0.201 0.133

185,402,320 283,347,352 379,528,388 804,822 804,822 804,822 20,121 0.025 0.45 0.001300 1,481,043 0.799 0.495 20,121 0.025 0.45 0.001304 2,267,697 0.800 0.491 20,121 0.025 0.45 0.001316 3,051,382 0.804 0.489

481,133,574 579,479,519 804,822 804,822 20,121 0.025 0.46 0.001336 3,897,119 0.810 0.497 20,121 0.025 0.46 0.001349 4,716,142 0.814 0.496

678,144,482 804,822 20,121 0.025 0.46 0.001347 5,514,395 0.813 0.495

777,193,853 804,822 20,121 0.025 0.46 0.001346 6,318,903 0.813 0.494

875,536,143 804,822 20,121 0.025 0.46 0.001354 7,137,971 0.815 0.495

982,621,612 804,822 20,121 0.025 0.46 0.001375 8,073,992 0.822 0.499

ASUMSI Faktor Beban TM (LF) Faktor Beban Trafo (LF)

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

0.63 0.40

52

3.3a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l.

CONTOH PERHITUNGANKapasitas Trafo = 315 kVA KWh Salur (MDI) = 110.000 kWh KWh Jual (TUL III-09) = 95.000 kWh Power Faktor (Cos Phi ) = 0,95 Tegangan Fasa R = 221 volt Tegangan Fasa S = 228 volt Tegangan Fasa T = 224 volt Eeban Fasa R = 480 Ampere Eeban Fasa S = 270 Ampere Eeban Fasa T = 350 Ampere Arus Netral = 54 Ampere Daya Tersambung Gardu = 1.050.000 VA

Beban Puncak (BP) = (480x221)+(270x228)+(350x224) = 106.080+61.560+78400 = 246.040 VA Load Factor (LF) = (110.000 / 720) / {(246.040 / 1000) x 0,95} = 0,65 Demand Factor Gardu (DFGrd) = 246.040 / 1.050.000 = 0,234 Beban Rata-rata (Brt) = (480 + 270 + 350) / 3 = 367 Ampere Beban (+ / -) Fasa R = 367 - 480 = - 113 Ampere ( harus dikurangi ) Beban (+ / -) Fasa S = 367 - 270 = + 97 Ampere ( harus ditambah ) Beban (+ / -) Fasa T = 367 - 350 = + 17 Ampere ( harus ditambah ) Daya Tersambung Yang Harus Dipindah (DTp) = (113 x 221 ) / 0,234 = (24.973 VA) / 0,234 = 106.722 VA Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 450 VA = 237 Titik Sambung ( jika dipilih 450 VA per Pelanggan ) Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 900 VA = 118 Titik Sambung ( jika dipilih 900 VA per Pelanggan ) Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 1.300 VA = 82 Titik Sambung ( jika dipilih 1.300 VA per Pelanggan ) Jumlah Titik Sambung Yang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 2.200 VA = 48 Titik Sambung ( jika dipilih 2.200 VA per Pelanggan ) KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 450 VA) = 0,234 x 450/1000 x 0,65 x 720 jam = 49 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 900 VA) = 0,234 x 900/1000 x 0,65 x 720 jam = 98 kWh KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 1.300 VA) = 0,234 x 1.300/1000 x 0,65 x 720 jam = 142 kWh

53 KWh Pelanggan Yang Dipilih (untuk DT 2.200 VA) = 0,234 x 2.200/1000 x 0,65 x 720 jam = 241 kWh 3.3.1PERHITUNGAN PENYEIMBANGAN BEBAN1 - Kapasitas Trafo 2 - kWh salur MDI 3 - kWh jual (TUL III-09) = = = 315 kVA 110,000 kWh 95,000 kWh 0.95 221 Volt 228 Volt 224 Volt

4 - Power Factor (Cos Phi) = = 5 - Tegangan Fasa R 6 - Tegangan Fasa S 7 - Tegangan Fasa T = =

- Beban Fasa R - Beban Fasa S 10 - Beban Fasa T 11 - Arus Netral 12 - Daya tersambung gardu8 9

= = = = =

450 400 400 54 1,050,000

Ampere Ampere Ampere Ampere VA

13 14 15 16 17 18 19

Beban Puncak ( BP ) Load Factor ( LF ) Demand Factor Gardu ( DFGrd ) Beban Rata - rata ( Brt ) Beban ( +/- ) Fasa R Beban ( +/- ) Fasa S Beban ( +/- ) Fasa T

= = = = = = =

280,250 0.57 0.267 417 -33 17 17

VA

Ampere Ampere Harus Dikurangi Ampere Harus Ditambah Ampere Harus Ditambah

Beban harus dikurangi jika bernilai negatip ( - )

20 21 22 23 24 25 26 27 28

BEBAN FASA YANG HARUS DIPINDAH = Daya Tersambung yang harus dipindah (DTp) = Jumlah titik sambung yang harus dipindah (JTSp) = Jumlah titik sambung yang harus dipindah (JTSp) = Jumlah titik sambung yang harus dipindah (JTSp) = Jumlah titik sambung yang harus dipindah (JTSp) = kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 450 VA) = kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 900 VA) = kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 1.300 VA) = kWH Pelanggan yang dipilih (untuk DT 2.200 VA) =

Fasa R Fasa S Fasa T -33 17 17 A Beban harus dikurangi jika bernilai negatip ( - ) -27,600 14,237 13,988 VA -61 32 31 Titik sambung (jika dipilih 450 VA per Pelanggan) -31 16 16 Titik sambung (jika dipilih 900 VA per Pelanggan) -21 11 11 Titik sambung (jika dipilih 1,300 VA per Pelanggan) -13 6 6 Titik sambung (jika dipilih 2,200 VA per Pelanggan) 50 kWH 99 kWH 143 kWH 243 kWH

54

3.3.2NAMA GARDU JENIS KONSTRUKSI JUMLAH JURUSAN LOKASI KAPASITAS TRAFO TOTAL KWH SALUR ( MDI ) TOTAL KWH JUAL SUSUT KWH ( PROSEN ) PENYULANG GARDU INDUK BULAN / TAHUN UNIT : PONDOK ASRI SEKALI ( PAS ) : TEMBOK : 4 ( EMPAT ) : JLN. SUKA RAPIH - KOTA BERSIH : 400 KVA : 120.000 KWH : 108.000 KWH : 12.000 KWH ( 10,00 % ) : CUCAK ROWO : TAMAN BURUNG : JANUARI / 2007 : UPJ KELAPA PUAN / APJ GANESHAJUMLAH FASA (1/3 ) 4 TERSAMBUNG PADA FASA DAYA ( VA ) 5 KWH 6 R ( VA ) 7 S ( VA ) 8 T ( VA ) 9 KETERANGAN 10

NO. 1

NAMA PELANGGAN 2

ID PELGN 3

I 1 2 3 4 5 II 1 2 3 4 5 III IV

JURUSAN I Amin Suharmono Bambang Sukamto Charles Hutagalung Dedi Rahmat dst JURUSAN II Agusman Taher Budi Sulistyo Cucu Suwanda Dadang Gumilang dst JURUSAN III JURUSAN IV DAN SETERUSNYA

1 1 3 1

450 900 6,600 1,300

113 225 1,650 325

450 2,200 -

900 2,200 -

2,200 1,300

1 3 1 1

2,200 13,200 900 450

550 3,300 225 113

2,200 4,400 450

4,400 -

4,400 900 -

55

3.3.4ASUMSI COS Q = 1 Phase R S T N TOTAL Teg.thd N Arus 230 230 230 VA 150 80 70 75 34,500 18,400 16,100 69,000 + / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 23,000 100 (50) (11,500) (38,333) (85) (43) (29) (17) 23,000 100 20 4,600 15,333 34 17 12 7 23,000 100 30 6,900 23,000 51 26 18 10 PROSEN 75.4983444 69,000 KAP TRF 315,000 DAYA TSB 1,050,000 DF 0.300

R SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMBU X ( T ) TOT SUMBU Y TOT SUMBU X N 150 40 35 9.18861E-15 69.2820323 60.62177826 75 8.660254038 75.49834435

T

S

ASUMSI COS Q # 1 (INDUKTIF MERATA DISEMUA PHASE) Phase R S T N TOTAL Teg.thd N Arus 221 228 224 VA 454 454 454 VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS 101,847 454 101,847 454 101,847 454 PROSEN 0 305,542 305,542 KAP TRF DAYA TSB DF 100,334 103,512 101,696 431.7796584 337.3877508 94.39190763 140.2937154 303.7852953 444.0790107 0 0 0 + / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 315,000 1,050,000 0.300 431.779658 337.387751 94.3919076 140.293715 303.785295 444.079011 0 0 0

-

R

R

T

S

SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMBU X ( T ) TOT SUMBU Y TOT SUMBU X N

SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMBU X ( T ) TOT SB Y TOT SB Y N

T S

ASUMSI COS Q # 1 (KAPASITIF MERATA DISEMUA PHASE) Phase R S T N TOTAL Teg.thd N Arus 230 230 230 VA 422 477 464 50 97,060 109,710 106,720 313,490 + / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 104,497 454 32 7,437 24,789 55 28 19 11 104,497 454 (23) (5,213) (17,378) (39) (19) (13) (8) 104,497 454 (10) (2,223) (7,411) (16) (8) (6) (3) PROSEN 10.9588167 313,490 KAP TRF 315,000 DAYA TSB 1,050,000 DF 0.300

R

T

S

SUMBU Y ( R ) SUMBU Y ( S ) SUMBU Y ( T ) SUMBU X ( R ) SUMBU X ( S ) SUMBU X ( T ) TOT SUMBU Y TOT SUMBU X N

401.3458499 99.17387652 344.819199 130.4051716 466.5764056 310.4766014 -42.64722567 25.69463257 49.78955714

ASUMSI COS Q # 1 (INDUKTIF TIDAK MERATA DISEMUA PHASE) Phase R S T N TOTAL Teg.thd N Arus 230 230 230 VA 422 477 464 138 97,060 109,710 106,720 313,490 + / - SAMBUNGAN RUMAH JIKA DIPILIH VA rata2 Arus rata2 + / - ARUS + / - DAYA + / - DAYA TSB 450 VA/SR 900 VA/SR 1300 VA /SR 2200 VA/SR 104,497 454 32 7,437 24,789 55 28 19 11 104,497 454 (23) (5,213) (17,378) (39) (19) (13) (8) 104,497 454 (10) (2,223) (7,411) (16) (8) (6) (3) PROSEN 30.3217084 313,490 KAP TRF 315,000 DAYA TSB 1,050,000

56JIKA SIN Q = 0,9 MAKA SDT Q = JIKA TAN Q = 0,5 MAKA SDT Q = JIKA TAN Q = 0,9 MAKA SDT Q = JIKA A = 1, MAKA A X COS 60 = 64.15807 26.56505 41.98721 0.5

JIKA JIKA JIKA JIKA

COS Q = 0,5 MAKA SDT Q = COS Q = 0,9 MAKA SDT Q = COS Q = 0,95 MAKA SDT Q = SIN Q = 0,5 MAKA SDT Q =

60 25.84193 18.19487 30

dr

CARA CEPAT MENYEIMBANGKAN BEBAN PADA GARDU DISTRIBUSITIM SUSUT & TIM OUTSOURCING PEMELIHARAAN TERPADU PT PLN (PERSERO) DISTRIBUSI JAWA BARAT DAN BANTEN

57

3.4 a.

b.

c.

d.

e.

PENDAHULUAN Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi, pada umumnya terjadi pada gardu distribusi sistim 3 (tiga) fasa atau 2 (dua) fasa. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi dapat diketahui atau diindikasikan dari adanya arus yang mengalir melalui titik netral (pada hubungan bintang atau pada titik tengah) karena adanya perbedaan besarnya arus yang mengalir pada masing-masing fasa maupun perbedaan power factor (Cos Phi) pada masing-masing fasa. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi dapat mengakibatkan : sering putusnya pengaman gardu (baik pengaman trafo sisi primer maupun pengaman jurusan dari JTR), menimbulkan kerusakan pada trafo karena adanya arus nol yang dapat menimbulkan panas tambahan pada trafo dan juga menimbulkan susut tambahan pada hantaran / jaringan netralnya. Ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi terjadi karena pembagian beban pada masing-masing fasa yang kurang merata dan ditambah lagi dengan sifat/karakteristik beban dari masing-masing pelanggan yang berubah-ubah pada setiap saat (resitif, induktif, capasitif dan campuran dari ketiganya dan coincidence factor yang berubah-ubah) Walaupun tidak seratus persen seimbang, maka ketidak seimbangan beban pada gardu distribusi dapat diperkecil (diminimalisir) dengan cara yang sederhana, cepat dan praktis untuk dapat meminimalisir dampak negatif dari ketidak seimbangan tersebut.

58

3.4.1

ISTILAH-ISTILAH YANG DIPERGUNAKAN a. KAPASITAS GARDU = kapasitas terpasang dari trafo distribusi yang terpasang dalam gardu distribusi tersebut dalam satuan Ampere atau kVA. b. DAYA TERSAMBUNG GARDU = total daya tersambung dari seluruh pelanggan yang dilayani dari gardu distribusi tersebut dalam satuan Ampere atau VA atau kVA. c. BEBAN PUNCAK GARDU = beban tertinggi dalam suatu periode yang terukur di gardu tersebut dalam satuan Ampere atau kVA. d. FAKTOR DAYA (COS Phi) GARDU = perbandingan antara daya aktif (kW) dengan daya semu (kVA) dalam satuan prosen, biasanya didapat dari hasil pengukuran pada saat beban puncak. e. BEBAN RATA-RATA GARDU = beban rata-rata dalam suatu periode yang diperoleh dari energi kWh yang dikeluarkan dari gardu tersebut dalam periode tertentu dibagi dengan jumlah jam dalam periode yang bersangkutan (misalnya bulanan) dalam satuan kW atau kVA (kVA = kW/ Faktor Daya). f. FAKTOR PERMINTAAN GARDU (Demand Factor) = adalah perbandingan beban puncak gardu dengan dengan daya tersambung gardu dalam satuan prosen ISTILAH-ISTILAH YANG DIPERGUNAKAN a. FAKTOR BEBAN GARDU = beban rata-rata gardu dibagi dengan beban puncak gardu dalam satuan prosen. b. KWH SALUR GARDU = total kWh yang disalurkan dari gardu ke jaringan yang dilayani dari gardu tersebut, kWh salur biasanya diperoleh dari pembacaan kWh Meter MDI. c. KWH JUAL GARDU = total kWH terjual kepada pelanggan yang dilayani dari gardu yang bersangkutan. d. JAM NYALA GARDU = jumlah jam yang dihitung dari jumlah kWh Jual Gardu dibagi dengan daya tersambung gardu beban (kVA).

3.4.2

59

e.

f. g.

h.

i.

j.

JAM NYALA PELANGGAN INDIVIDU = jumlah jam yang dihitung dari jumlah kWh Jual masing-masing pelanggan dibagi dengan daya tersambung (kVA) masing-masing pelanggan yang bersangkutan. BEBAN RATA-RATA PER FASA = beban total seluruh fasa dibagi dengan jumlah fasa yang ada. BEBAN RATA-RATA PER FASA MASING-MASING JURUSAN = beban total seluruh fasa pada masingmasing jurusan dibagi dengan jumlah fasa yang ada di masing-masing jurusan yang bersangkutan. BEBAN RATA-RATA PER FASA MASING-MASING PERCABANGAN = beban total seluruh fasa pada masingmasing percabangan dibagi dengan jumlah fasa yang ada di masing-masing percabangan yang bersangkutan. KELEBIHAN BEBAN FASA = beban fasa yang nilainya lebih besar dari beban rata-rata fasa dikurangi dengan beban rata-rata KEKURANGAN BEBAN FASA = beban fasa yang nilainya lebih kecil dari beban rata-rata fasa dikurangi dengan beban rata-rata

3.4.3

SKALA PRIORITAS PENYEIMBANGAN BEBAN a. Mencakup hanya terhadap beban total Gardu yang diukur pada saklar induk (LBS) pada saat beban puncak (beban tertinggi). b. Mencakup terhadap beban Gardu Total termasuk beban masing-masing jurusan yang diukur pada saklar induk (LBS) dan pada masing-masing jurusan pada saat beban puncak (beban tertinggi). c. Mencakup terhadap beban Gardu Total termasuk beban masing-masing jurusan dan beban pada setiap percabangan JTR yang diukur pada saklar induk (LBS) dan pada masing-masing jurusan serta percabangan JTR pada saat beban puncak (beban tertinggi).

60

d.

Mencakup terhadap beban Gardu Total termasuk beban masing-masing jurusan dan beban pada setiap percabangan JTR yang diukur pada saklar induk (LBS) dan pada masing-masing jurusan serta percabangan JTR pada saat beban puncak (beban tertinggi) maupun pada saat diluar waktu beban puncak (beban terrendah atau beban rata-rata). Prioritas ini adalah kondisi yang paling ideal.

DIAGRAM SKALA PRIORITAS PENYEIMBANGAN BEBANJURU SAN T RAFO JURU SAN JURU SAN LBS JURU SAN PERCABANG AN JURU SAN T RAFO JURU SAN JURU SAN LBS JURU SAN PERCABANG AN PERCABANG AN PERCABANG AN PERCABANG AN PERCABANG AN PERCABANG AN

PRIORITA 1 S

PRIORITA 2 S

JURU SAN T RAFO JURU SAN JURU SAN LBS JURU SAN PERCABANG AN PERCABANG AN PERCABANG AN

PRIORITA 3 S

T RAFO

JURU SAN JURU SAN JURU SAN LBS JURU SAN PERCABANG AN PERCABANG AN PERCABANG AN ADALAH TIT IK UKUR PENYEIMBANG AN BEBAN

PRIORITA 4 S

KETERANGAN :

3.4.4

PROSES PENYEIMBANGAN BEBAN 1. Kumpulkan data-data : Beban Puncak Gardu; Daya Tersambung Gardu; Beban Masing-masing Fasa, baik total maupun perjurusan atau percabangan; Faktor Permintaan, total maupun perjurusan atau percabangan; Beban Titik Netral, total maupun perjurusan atau percabangan dan Power Factor ( Cos Phi ).

61

2. 3.

4.

5.

6.

7.

8.

Hitung Beban Rata-rata per fasa, baik total maupun masing-masing jurusan atau percabangan. Hitung jumlah beban yang lebih dan yang kurang dari masing-masing fasa terhadap beban rata-rata per fasa, baik untuk total, per jurusan atau percabangan. Hitung besarnya daya tersambung dari masing-masing fasa yang harus dikurangi dan yang harus ditambah, baik untuk total maupun per jurusan atau percabangan, dengan cara membagi hasil hitung pada butir 3. dengan angka Faktor Permintaan (demand factor) di masing-masing fasa yang bersangkutan. Hitung jumlah sambungan rumah (SR)/Titik Sambung yang akan dipindahkan (TSp), dengan cara membagi jumlah daya yang akan dipindahkan dengan satuan daya tersambung masing-masing pelanggan (450 VA, 900 VA, 1300 VA atau 2200 VA dsb.) Jika memiliki data pelanggan per gardu cukup lengkap, maka untuk lebih akuratnya penyeimbangan beban tersebut perlu dikorelasikan antara titik sambung yang akan dipindahkan (TSp) dengan nilai DEMAN FACTOR masing-masing pelanggan yang memiliki kesamaan atau kemiripan (yang mendekati) dengan nilai DEMAND FACTOR total gardu. Buat pemberitahuan tentang rencana penyeimbangan beban kepada seluruh pelanggan yang tersambung di gardu yang bersangkutan (kemungkinan adanya pemadaman sementara). Laksanakan penyeimbangan beban dengan memindahkan sambungan rumah (SR) dari fasa yang berlebih kepada fasa yang kurang, dengan cara memadamkan sementara fasa yang berlebih (bila di jaringan tidak ada tandatanda fasa atau tidak memiliki alat pendeteksi fasa) untuk mempermudah pengalihan beban. Untuk perhatian, bila di gardu tersebut memliki sambungan pelanggan 3

62

fasa maka cara ini perlu kehati-hatian (pelanggan yang memiliki beban 3 fasa harus dipadamkan total) 9. Periksa dan teliti hasilnya dengan pengukuran beban pada setiap fasa secara total dan per jurusan di gardu maupun di percabangan jaringan TR. 10. Bila hasilnya optimum, beban sudah hampir seimbang, maka pekerjaan dapat dinyatakan selesai.

RUMUS-RUMUS YANG DIPERGUNAKANBeban Fasa R + Beban F asa S + Beban Fasa T Beban Rata-rata ( Brt ) = 3 ( Ampere )

Nilai Beban T ambah (+) atau Kurang (-) = Beban Rata-rata ( Brt ) Beban Fasa ( R, S, T ) - Jika has ilnya positip ( + ) berarti pada fas a ter ebut harus ditambah ( s BFk ) - Jika has ilnya negatif ( - ) berarti pada fas a ter ebut harus dikurangi ( BFt ) s

( Ampere )

Demand Facto Gardu (DFGrd) = r

Beban T otal Gardu (BT Grd) ( dalam Ampere ) x T egangan Gardu ( dalam Volt ) Daya T ersambung Pelanggan Gardu (DT Grd) (dalam VA ) P

Beban Fasa Yang Harus Dikurangi (`dalam Amp ere ) x T egangan ( dalam Volt ) Daya T ersambung Yang Haru Pindah ( DT ) = s p Dem and Factor G ardu ( DFGrd )

( dalam VA )

Daya T ersambung Yang Haru Pindah ( dalam Volt Ampere ) s Jumlah T itik Sambung Yang Harus Pindah ( JT p ) = S Daya T ersambung Masing Pelanggan Yang Dipilih ( VA ) 2

(T itik Sambung )

KW h Pelanggan Yang Sesuai ( EP s ) = DFGrd x DT x LF x Jam p -

( dalam kW h )

DFGrd = Demand Fac tor Gardu DTp = DayaT ersambung Pel anggan yang akan dipilih untuk dipi ndahkan ( k VA atau VA / 1000 ) LF = Load F tor pada Gardu ac Jam = jumlah jam dal am satu periode, mis al 1 bulan = 720 jam

63

CONTOH PERHITUNGAN :-Kapasitas Trafo = 315 kVA -KWh Salur (MDI) = 110.000 kWh -KWh Jual (T III-09) = 95.000 kWh UL -Power Faktor (Cos Phi ) = 0,95 -Tegangan Fasa R = 221v olt -Tegangan Fasa S = 228 v olt -Tegangan Fasa T = 224 volt -Eeban Fasa R = 480 Ampere -Eeban Fasa S = 270 Ampere -Eeban Fasa T = 350 Ampere -Arus Net ral = 54 Ampere -Daya Tersambung Gardu = 1.050.000 VA

Beban Puncak (BP) = (480x221)+(270x228)+(350x224) = 106.080+61.560+78400 = 246.040 VA Load Factor (LF) = (110.000 / 720) / {(246.040 / 1000) x 0,95} = 0,65 Demand Factor Gardu (DFGrd) = 246.040 / 1.050.000 = 0,234 Beban Ratarata (Brt) = (480 + 270 + 350) / 3 = 367 Ampere Beban (+ / -) Fasa R = 367 - 480 = - 113 Ampere ( harus dikurangi ) Beban (+ / -) Fasa S = 367 - 270 = + 97 Ampere ( harus ditambah ) Beban (+ / -) Fasa T = 367 - 350 = + 17 Ampere ( harus ditambah ) Daya Tersambung Yang Haru Dipindah (DTp) = (113 x 221 ) / 0,234 = (24.973 VA) / 0,234 = 106.722 VA s Jumlah Titik SambungYang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 450 VA = 237 Titik Sambung ( j ika dipilih 450 Jumlah Titik SambungYang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 900 VA = 118 Titik Sambung ( j ika dipilih 900 Jumlah Titik SambungYang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 1.300 VA = 82 Titik Sambung ( j ika dipilih1.300 Jumlah Titik SambungYang Harus Dipindah (JTSp) = (106.722 VA ) / 2.200 VA = 48 Titik Sambung ( j ika dipilih2.200 KWh PelangganYang Dipilih (untuk DT 450 VA) = 0,234 x 450/1000 x 0,65 x 720 j am = 49 kWh KWh PelangganYang Dipilih (untuk DT 900 VA) = 0,234 x 900/1000 x 0,65 x 720 j am = 98 kWh KWh PelangganYang Dipilih (untuk DT 1.300 VA) = 0,234 x 1.300/1000 x 0,65 x 720 j am = 142 kWh KWh PelangganYang Dipilih (untuk DT 2.200 VA) = 0,234 x 2.200/1000 x 0,65 x 720 j am = 241 kWh

VA per Pelanggan ) VA per Pelanggan ) VA per Pelanggan ) VA per Pelanggan )

SKEMA KONDISI PEMBEBANAN TIDAK SEIMBANGAC - 23 0 V olt AC - 23 0 V olt AC - 23 0 V olt Zr = 0,2 O hm Zs = 0,2 Oh m Zt = 0,2 Oh m Ir = 150 A mper e B = 30 0 V 1 .00 A Is = 80 A mpere B = 17 0 V 2 .12 A It = 70 A mp ere B = 15 0 V 3 .12 A

Zn = 0, 14 Oh m

In = 75 A mp ere

Perhitu ng an s usut : Total Da ya I npu t = ( 1 40 A + 9 0 A + 70 A ) x 230 V = 69. 000 VA Total Da ya B eba n = {(23 0 V - (Ir,s, t A x 0, 2 O hm)) x (Ir,s, t A)} = 62 .240 VA -Susut p ada JTR fas a R = ( 1 50 x 15 0 x 0,2 ) = 4 .50 0 V A (6, 52 %) -Susut p ada JTR fas a S = ( 8 0 x 80 x 0 ,2 ) = 1. 28 0 VA (1,8 5 %) -Susut pa da JTR f asa S = ( 7 0 x 70 x 0, 2 ) = 9 80 VA ( 1,4 2 %) -Susut pa da JTR Ne tral = ( 75 x 75 x 0, 14) = 7 88 VA (1 ,14 %) Total S usut (R+S+T+N) = 7548 V A / 69 .00 0 V A x 10 0 % = 1 0, 94 %

64

SKEMA KONDISI PEMBEBANAN SEIMBANGAC - 23 0 V olt AC - 23 0 V olt AC - 23 0 V olt Zr = 0,2 O hm Zs = 0,2 Ohm Zt = 0,2 Ohm Ir = 100 A mper e B = 21 0 V 1 .0 0 A Is = 10 0 A mp ere B = 21 0 V 2 .0 0 A It = 1 00 Ampere B = 21 0 V 3 .0 0 A

Zn = 0, 14 Oh m

In = 0 A mpere

Perhitung an s usut : Total Da ya I nput = ( 1 00 A + 100 A + 100 A ) x 230 V = 69.0 00 VA Total Da ya B eba n = 3 x {(23 0 V - (100 A x 0,2 Ohm)) x (10 0 A)} = 63.000 VA Total S usut = (69. 00 0 V A 63 .00 0 V A) / 69. 000 VA x 100 % = 8, 70 % -Susut p ada JTR fas a R = ( 100 x 1 00 x 0, 2 ) = 2. 000 VA (2,9 0 %) -Susut p ada JTR fas a S = ( 100 x 10 0 x 0,2 ) = 2.0 00 VA (2 ,90 %) -Susut p ada JTR fas a T = ( 100 x 100 x 0 ,2 ) = 2. 00 0 V A (2, 90 %) -Susut pa da JTR Ne tral = ( 0 x 0 x 0,1 4) = 0 VA (0,00 %) Total S usut (R+S+T+N) = (6.000 V A / 69 .00 0 V A) x 100 % = 8, 70 %KESIMPULAN : PEN YEIMBANGAN B EBAN PADA KASUS INI DA PAT MENURUNKA N ANGKA SU SUT DARI 7.54 VA MENJAD 6.000 VA ( B 8 I ERK URANG 1.54 VA AT 8 AU 2,24% )

Pencapaian Kinerja susut 2006 dan strategi pengendalian susut 2007

65

PT. PLN ( PERSERO) DISTRIBUSI JAWA BARAT DAN BANTEN

1.4

PROGRAM KERJA TERPADUApa itu program kerja terpadu ? Program Kerja Terpadu adalah suatu upaya yang mengkoordinir kegiatan penyelesaian tugas dari hulu sampai hilir secara tuntas, baik kegiatan teknis atau administrasi /non teknis

1.4.1

Tujuan Program Kerja Terpadu.a. Internal : adalah untuk meningkatkan kinerja APJ

66

khususnyadan kinerja Distribusi Jawa Barat dan Banten. b. External : adalah untuk meningkatkan : a. Mutu dan kendalan penyaluran energi listrik pada konsumen b. Pelayanan pada masyarakat konsumen

1.4.2

Latarbelakang.1. Belum terdapatnya mekanisme kerja yang dapat menyelesaikan pekerjaan mulai dari hulu sampai hilir secara bersama-sama Banyak pekerjaan yang sudah dikerjakan oleh masing-masing bidang, tetapi hasilnya kurang optimal. Sering terjadi ketidak sinkronan penyelesaian pekerjaan teknik dengan nonteknik. Belum memiliki data teknik dan non teknik dengan tingkat akurasi yang memadai (sesuai kebutuhan bisnis PLN)

2.

3. 4.

1.4.3

Sasaran Sasaran yang ingin di capai program kerja terpadu adalah : 1. Untuk meningkatkan keandalan pasokan energi listrik pada pelanggan. 2. mengurangi jumlah kerusakan material akibat gangguan 3. Memiliki data teknik dan Data induk langganan (DIL) yang dapat menunjang proses bisnis PLN 4. Meningkatkan pendapatan PLN melalui peningkatan penjualan kWh, pengendalian susut dan tunggakan.

67

1.4.4

Lingkup Pekerjaan :Agar pekerjaan bisa diselesaikan secara tuntas maka program kerja terpadu di fokuskan pada: 1.4.4.1 Bidang Distribusi : a. Gardu Distribusi b. Lemari bagi/rak TR c. Jaringan Tegangan Rendah (JTR) dan Sambungan Rumah (SR) d. APP dan kelengkapannya (segel dan Barcode) Bidang Niaga : a. Perbaikan Data Induk Langganan (DIL) b. Peta Rute Baca Meter (RBM) c. Kwalitas hasil baca meter d. Pemetaan susut dan Peta pasar e. Pemutusan sementara dan bongkar rampung f. Penurunan tunggakan Keuangan Bidang a. Kesiapan anggaran b. Administrasi/akutansi. Bidang Perncanaan a. Teknik imformasi b. Pengembangan CIS Bidang SDMO a. Tenaga kerja(Pegawai) b. Outsourcing Pelaksana Tugas melibatkan antara lain.

1.4.4.2

1.4.4.3

1.4.4.4

1.4.4.5

1.4.4.6

68

a. b. c. d. e. f.

Asman Bidang terkait (APJ) SPV Bidang terkait (UPJ) Tim PPTL Tim Pemeliharaan Gardu dan Lemari bagi TR Tim Penyambungan Tim Survay dan pembuatan peta lokasi Gardu dan RBM g. Tim Pemutusan

1.4.5

Persiapan Tugas Bidang . 1.4.5.1 Bidang Distribusi : Menyiapkan data Gardu berdasarkan pada: a. Susutnya tinggi b. Jumlah gangguannya banyak c. Beban over load d. Pemeliharaan sebelumnya 1.4.5.1.1 Menyiapkan material pengganti. a. Trafo Distribusi b. Minyak Trafo c. Cut out/ material LBS d. Kabel twisted(TIC) e. Tarfo Arus/CT (TM dan TR) dan Trafo Tegangan (PT) f. Klem dan sepatu kabel (kabel skun) g. Groun Plat dan NH Fuse. h. Box lemari bagi dan kunci gembok. i. KWh meter ( 1 dan 3 phasa), MCB bermacam ukuran daya ,OAK 1.4.5.1.2 Menyusun Tim pelaksana tugas. a. Tim PPTL. b. Tim pemeliharaan Gardu dan Lemari Bagi

69

c. Tim Bongkar pasang APP berikut penyambunganya. d. Tim Perbaikan data Gardu dan Peta lokasi Gardu.

1.4.5.2 Bidang Niaga. 1.4.5.2.1 Menyiapkan data : a. DIL per Gardu Distribusi b. Daftar nama pelanggan per Gardu (daya, tarif) c. Lembaran Bardcode yang sudah diberi nama pelanggan d. Tim Survai dan pembuatan peta RBM 1.4.5.2.2 Menyiapkan data Tunggakkan per Gardu 1.4.5.2.3 Menyiapkan Tim pemutusan 1.4.5.3 Bidang Perencanaan. a. Menyiapkan progran IT untuk menunjang bidang Bidang Niaga b. Menyiapkan progran IT untuk menunjang bidang Bidang KEU Bidang SDM dan KEU. a. Menyiapkan anggaran yang di perlukan bidang terkait. b. Menyiapkan surat-menyurat termasuk pengumuman pemadaman c. Menyiapkan SDM(rekanan) tambahan jika diperlukan bidang terkait d. Menyiapkan prasarana penunjang lainya(transfortasi dan akomudasi)

1.4.5.4

1.4.6.

Tugas Pelaksana : 1.4.6.1 Pelaksana Tugas Bidang Distribusi.

70

Tim Pemeliharaan Gardu tugasnya meliputi antara lain: 1.4.6.1.1 Melaksanakan pemeliharaan gardu a. Melakukan pengukuran beban Trafo waktu beban puncak b. Memeriksa secara visual kelainan/kerusakan pada gardu c. Mengambil sempel minyak trafo untuk di tes tegangan tembusnya ,dsb. d. Melakukan penggantian minyak trafo jika diperlukan e. Mengganti cut out dan atau LBS jika diperlukan f. Mengganti kabel skun TM jika diperlukan. g. Melakukan pengujian (megger) gulungan trafo TM TR h. Melakukan pengujian grounding trafo dan memperbaiki / mengganti jika diperlukan i. Buat peta lokasi ,alamat penempatan dan data teknik Gardu j. Buat laporan masing-masing item pekerjaan 1.4.6.1.2 Melaksanakan pemeliharaan Lemari Bagi Gardu a. Memeriksa secara visual b. kelainan/kerusakan pada Box Lemari c. Bagi Gardu d. Memeriksa/mengganti groun plat e. Mengganti kabel skun TR jika diperlukan f. Sesuaikan data NH fuse dengan

71

g. h. i. j.

kebutuhan daya perjurusan. Periksa Height Boom /Saklar induk jika perlu lakukan penggantian. Buat laporan masing-masing item pekerjaan

1.4.6.1.3 Melaksanakan Pemeliharaan SR dan APP. a. SR (sambungan rumah) harus terlihat transfaran (keluarkan dari loteng bangunan) sesuai dengan SE Noa a a a a . tentang sambungan rumah, gunakan klem wight sesuai fungsinya. b. Lakukan penggantian APP dan harus dipasang pada tempat strategis (menghadap ke jalan umum), APP dipasang di luar ruangan, pada ke tinggian minimal 150 Cm maksimal 180 Cm dari lantai c. Setiap penggantian APP buat berita acaranya lengkap dengan stand cabutnya. 1.4.6.2 Pelaksana Tugas Bidang Niaga. a. Lakukan pencatatan ulang data pada meter dan cocokan dengan data di rekening, sebagai bahan perubahan DIL. b. Buat peta lokasi pelanggan (Peta RBM) lengkap nama jalan dan tanda-tanda yang mudah dikenal(mesjid ATTaqwa, pombensin dsb).

72

c.

d.

e.

Lakukan perbaikan data induk langganan sesuai data lapangan (hasil petugas survay data) Bandingkan data DIL yang lama(yang ada di kantor) dengan data yang baru dari lapangan.(catatan : jika terjadi perubahan data lama cukup di beri tanda garis lurus ,tidak boleh dihapus). Himpun data kWh Numpuk dan atau kWh stand tunggu, untuk di masukan ke pembuat laporan TUL III-09, jika diperlukan setiap mendapatkan kWh numpuk buatkan SPH.

TAHAPAN PROGRAM TERPADU1. 2. 3. 4. Pembentukan Tim Terpadu Identifikasi Pekerjaan Prediksi jumlah SDM Persiapan Anggaran

2

1. 2. 3. 4. 5. 6.

Survay visual Buat Pemberitahuan Ke masyarakat Rencana Kegiatan (Radio, Koran,dsb) Persiapan Material Pengganti Persiapan Peralatan Kerja Persiapan transfortasi dan Akomudasi

4a

Penentuan Gardu/Trafo (Tahap 3) Gardu/Trafo yg Susutnya >10 % Gardu/Trafo yg tunggakan RP Besar Gardu/Trafo yg Pemakaian kWh rendah Gardu/Trafo yg sering Gangguan Gardu/Trafo yg banyak pengaduan plg

3

Tim PPTL * Perisa semua plg per jurusan * Lakukan sesuai aturan PPTL * Segel kembali APP yg sdh diperiksa * Buat BA Pemeriksaan APP plg Tim Data Pelanggan 1. Pinjam Rekening di Plg 2. Catat Nama plg direkening 3. CatatNo.plg /No .Kontrak 4. Catat Daya Kontrak (rekening)

5a

73

Catatan 1. Hasil pendataan ulang yang sudah akurat a. Nama dan nomor pelanggan diberikan kepada petugas pembuat barcode. b. Data peta lokasi pelanggan berikan pada petugas pembuat peta RBM c. Data kWh stand cabut berikan pada Spv Cater( untuk menetukan kWh numpuk/stand tunggu, pembuatan SPH.) d. Spv Sambung (untuk pembuatan PDL dan mutasi pelanggan) Data teknis lainya berikan pada pelaksana tugas perbaikan DIL.

3.

74

KERJA TERPADU NIAGA

DISTRIBUSI

OSDM-KEU

P ROGRAM KE RJ A TERP AD UPEMBENTUKAN TIM UNSUR DIST UNSUR NIAGATIM SURV AI G ARDU TIMSURVAI PLG TIM SURV AI LSB TIM PP TL TIM H AR G ARDU TIM H AR LS BOARD TIM H AR AP P & SR TIM DIL TIM TUSBUNG TIM TUNGGAK AN TIM HIMPUN LAP TIM STAND KWH TIM K AL SDM & TR ANS TIM ANGG AR AN

UNSUR OSDM KEU

TIM RBM TIM KWH MACET

ANALISA & KOO RD INASI

75

PENGORGANISASIAN KERJ A TERP ADU

1

P ERSIAPAN UNSUR B IDANG 1. P EMBENTUKAN TIM KERJA 2. P EMBAGIAN TUGAS SESUAI BIDANGNYA

2

OPERASIONAL 1. TIM P2TL 2. TIM S URV AI GARDU 3. TIM S URV AI PELANGGAN

TINDAK LANJUT 3 DATA SURVAI PROSES P2TLMAT ERIAL

DATA P ELANGGAN

76

4

TINDAKLANJUT

TIM HARGARDU TARFO DIST

TIM HARDIL

TIM HARAPP & S R

5

TINDAK LANJUT

PELAPORAN

TIM HARGARDU TRAFO

TIM HARAPP & SR

TIM HARDI L

77

1.4.7

Langkah Operasional. 1.4.7.1 Selesai pada tahap persiapan secara bersamaan pelaksana tugas PPTL dan Tim Survay data, mulai melaksanakan tugasnya pada gardu yang sudah di tentukan, PPTL memeriksa seluruh pelanggan bersamaan dengan pelaksana pencatat data dan petugas pembuat peta lokasi pelanggan, diharapkan selesai tugas akan diperoleh : a. b. PPTL akan menjaring semua pelanggaran termasuk sambungan liar dan PJU liar Petugas survay akan memperoleh data pelanggan yang akurat diantaranya : 1. Tarif perpelanggan 2. KWH numpuk 3. KWh stand tunggu 4. KWh pemakaian nol 5. KWh Rusak/macet 6. KWh Ruangan tertutup 7. Peta RBM 8. Tunggakan per gardu 9. Pemutusan sementara dan bongkar rampung 10. Data piutang ragu-ragu per gardu . Satu hari setelah Tim PPTL dan Tim Survay melakukan tugasnya, berikutnya secara bersamaan Tim Pemeliharaan Gardu, Tim Pemeliharaan SRdan APP melaksanakan tugasnya.

c.

1.4.7.2 Tugas Kelompok:Tim Har Gardu/Trafo

78 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Tim 1. 2. 3. 4. Tim 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. Lakukan Pemeriksaan visual Lakukan Penggantian material yang rusak Lakukan pengantian material sesuai standar/kebutuhan Buatkan laporan realisasi pekerjaan Buat Laporan penggunaan material Buat Laporan Kerusakan material dan penyebabnya Buat usulan jika kerusakan belum teratasi PPTL : Lakukan Pemeriksaan sesuai standard PPTL. Buat Berita Acara Pemeriksaan Buat laporan Realisasi pemeriksaan Tindaklanjuti hasil temuan Pelanggaran Pendataan Pelanggan Usahakan dapat rekening di pelanggan Catat Nama Pelanggan dan penghuni persil Catat Alamat lengkap pelanggan, no Telp atau HP plg Catat ID Pelanggan/ No kontrak plg Catat Daya dan tarif pelanggan Catat Merk kWh meter plg Catat nomor kWh meter pelanggan Catat Tegangan input (V) kWh meter plg Catat I nominal (A) kWh meter Catat Putaran kWh meter Catat error klas kWh meter Catat tahun pembuatan dan pemasangan kWh meter Catat Stand pemakaian kWh meter Catat kelainan pada meter Pelanggan o Dist/Piringan tidak berputar/tersendat o Kaca meter Buram/pecah/cacat, retak o Kelengkapan APP (tutup mcb, segel dan oak besi/kayu) o Terpasang diluar ruangan/dalam ruang tertutup. Buat sket peta lokasi pelanggan

15.

Tim Har SR dan APP

79 1. 2. 3. 4. 5. 6. Keluarkan SR dari ruang tertutup ke ruang terbuka/transfaran Keluarkan APP dari ruang tertutup dan pasang pada tempat yg strategis (menghadap ke jalan) Lakukan penggantian APP jika diperlukan Segel kembali OAK Buat Berita Acara penggantian APP atau pemindahan APP. Buatkan BA retur material bongkaran.

Tim IT/Lahta. 1. Buat data DIL Baru sesuai dengan data hasil lapangan 2. Data DIL lama jangan dihapus (historical data DIL) 3. Bandingkan data DIL lama dengan data DIL Baru 4. Buat data Gardu/Trafo lengkap dengan data DIL tersambung pada Gardu tersebut(dibuat pergardu yang telah diperiksa) diantaranya: o Data Teknis Gardu/ Trafo o Jumlah Daya tersambung per jurusan dan total daya tersambung 5. Buat laporan perolehan pemakaian kWh pelanggan dirinci o KWh numpuk/kurang tagih o kWh Stand Tunggu/ kelebihan tagih

Catatan : 1. Setiap melaksanakan tugas pemeliharaan diharuskan membawa material pengganti/ yang diperlukan sesuai dengan hasil pendataan tim Survai dan PPTL 2. Pemeliharaan bisa dikerjakan secara bertahap sesuai dengan ketersediaan anggaran dan SDM, misalnya untuk

80

perbaikan /penggantian JTR, SR, APP dsb atau material yang memerlukan dana cukup besar di ditangguhkan 1.4.7.3 Keuntungan Pemeliharaan kerja Terpadu a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. Kesiapan operasional trafo dapat diyakinkan Sambungan terminal tidak terjadi los kontak Kerusakan material dapat diketahui secara dini sebelum terjadi gangguan Dapat mengetahui jumlah pelanggan per gardu dan pertarif pada satu jurusan. KWh meter macet, pemakaian nol, pencurian, NK dapat diketahui Dapat mengetahui prosentase pembebanan trafo (untuk mengetahui trafo over load) Dapat mengetahui pendapatan operasional per Gardu Dapat mengetahu susut per Gardu Dapat memperbaiki DIL per Gardu Dapat membuat peta Rayon Memiliki peta lokasi pelanggan perjurusan (rayon cart) sehingga dapat mempermudah mencari alamat pelanggan yang gangguan, mempermudah dan menghindari kesalahan pemutusan sementara /bongkar rampung, dapat mempertajam TO PPTL, dsb. KWh meter jelas peruntukannya dan tidak bisa dipindah pindah persil pemasangannya

l.

81

m.

Menghindari penggantian kWh meter periodik, yang sering disalah gunakan oleh oknum yang tidak bertanggung jawab terutama untuk pelanggan yang memiliki kWh numpuk.

Dengan demikian beberapa pekerjaan dapat dilaksanakan sekaligus, sehingga anggaran pemeliharaan akan lebih terarah dan dapat lebih dioptimalkan. Jika Gardu sudah dilakukan pemeliharaan secara tuntas maka pengawasan dan tanggung jawabnya bisa dibagi rata keseluruh pegawai, sehingga pegawai di tuntut untuk peduli terhadap asset dan pendapatan PLN

1.4.7.4

Program Kerja Terpadu berdampak pada : a. Material terpasang akan lebih banyak yang terpelihara. b. Seluruh pelanggan pada satu Gardu terperiksa Tim PPTL c. Seluruh pelanggan pada satu Gardu memiliki data akurat baik dilapangan maupun pada DIL d. Program penggantian meter periodik tidak diperlukan lagi e. KWh numpuk, Pemakaian kWh Nol, tunggakan/pemutusan sementara, bongkar rampung tuntas, dan susut pada satu Gardu dapat di ketahui f. Jumlah daya terpakai, jumlah pertarif, jumlah pelanggan per phasa, peta RBM per Gardu

82

g.

seluruhnya akan terdata secara akurat. Pendapatan , tunggakan, susut dan biaya pemeliharaan per Gardu

Akhirnya melalui program pemeliharaan terpadu di harapkan : a. b. Mampu menjawab permasalahan kedepan yang lebih baik Terciptanya komunikasi dua arah yang seimbang saling menguntungkan para pelaku tugas Mutu dan keandalan operasional dapat lebih berkwalitas Akurasi data teknis dan administrasi pelanggan lebih dapat diandalkan. Target-target yang menjadi tanggung jawab APJ/UPJ bisa tercapai Nilai kinerja APJ/UPJ lebih baik dari tahun lalu.

c. d.

e.

f.

KESIMPULANDari uraian tersebut diatas, bahwa penyebab belum optimalnya nilai kenerja Susut, Saidi Saifi dan Tunggakan dikarenakan tidak terciptanya sistem kerja yang mampu menyatukan semua kegiatan kerja mulai dari hulu sampai hilir.

83

3.5Realis