SEJARAH SINGKAT RCM (RCM HISTORY)

•Tahun 1974, Departemen Pertahanan Amerika Serikat menugaskan United Airlines untuk menyiapkan suatu laporan mengenai proses yang digunakan oleh industri penerbangan sipil dalam menjalankan program pemeliharaan untuk pesawat terbang.
•Hasil laporan yang ditulis oleh Nowlan dan Heap1978 tersebut diberi judul Reliability Centered Maintenance.

•Pendekatan Tradisional untuk Pemeliharaan Preventif :
Pendekatan tradisional untuk program pemeliharaan terjadwal didasarkan pada konsep bahwa setiap item dalam suatu bagian dari peralatan yang kompleks mempunyai umur sehingga suatu pemeliharaan yang lengkap diperlukan untuk keselamatan dan keandalan operasi.
Selama beberapa tahun, ditemukan bahwa banyak kegagalan yang tidak dapat dicegah ataupun dikurangi secara efektif dengan berbagai aktifitas pemeliharaan walaupun dilakukan secara intensif.

Timbul pertanyaan : Hubungan pemeliharaan preventif dengan keandalan???

Tahun 1960 dibentuk satuan tugas yang beranggotakan perwakilan dari FAA (Federal Aviation Agency) dan Airlines untuk mencari tahu kemampuan dari pemeliharaan preventif.

Menghasilkan penetapan “FAA/Industry Reliability Programs” dimanamerupakan tantangan langsung terhadap konsep tradisional bahwa panjang waktu diantara pemeliharaan yang berurutan dari suatu item
terdapat faktor penting untuk mengontrol laju kegagalannya.


Didapatkan 2 penemuan yang mengejutkan :
1.Pemeliharaan terjadwal mempunyai pengaruh yang kecil terhadap keandalan secara keseluruhan dari suatu item yang kompleks kecuali jika item mempunyai suatu model kegagalan yang dominan.
2.Banyak item yang tidak mempunyai bentuk pemeliharaan terjadwal yang efektif

Sejarah dari analisis RCM

•1965 : Ditemukan teknik diagram keputusan yang mendasar tentang program keandalan dalam desain pemeliharaan.

•June 1967 : Dipresentasikan di rapat operasi dan desain penerbangan komersial AIAA. Dilakukan perbaikan dari teknik-teknik tersebut dan dibukukan dalam buku panduan “maintenance evaluation and program development”.

Dokumen tersebut dikenal sebagai MSG-1.

•1969 : Dilakukan pengembangan dari teknik sebelumnya dan menghasilkan dokumen MSG-2 : Airlines Manufacturer Maintenance Program Planning Document.
1980 : Diumumkan, 1988 dan 1993 Direvisi menjadi MSG-3

RCM in Other Sectors Sejak tahun 1978, RCM telah diaplikasikan oleh US Navy, dan tahun 1984 tiga Tenaga Nuklir di United States dijadikan pilot project penerapan RCM dibawah pengawasan EPRI. Proyek tersebut menjadikan RCM diadopsi secara luas oleh Pembangkit Nuklir di Amerika Utara dan sekarang sudah berkembang ke penjuru dunia. Sektor-sektor yang sudak menerapkan RCM:

• -Aerospace • -Agrochemical (pupuk, pestisida) • -Aluminium processing (mining, smelting, refining, forming) • -Automobile manufacture (engines, assembly, components, tires) • -Base metal refining (industrial and household) • -Banking • -Breweries and soft drinks • -Building and building services • -Chemical (Industrial and hosuehold) • -Cigarette manufacture • -Coalmining • -Cosmetic manufacture • -Computer manufacture • -Electric utilities (Coal, steam, gas and nuclear generation, distribution , transmission) • -Food manufacture (bakeries, canned fruit and vegetables,cereals, coffee, confectionery, frozen food, ice cream, margarine, meat product, milk) • -Foundries • -Gas distribution • -Glass making

• -Harbors • -Iron mining • -Mass housing • -Metalworking • -Microelectronics • -Militaryundertaking (armies, navies and air forces) • -Nuclear facilities • -Offshore oil and gas • -Oil refining • -Petrochemical • -Pharmaceutical • -Photographic equipment • -Plastics (polymers, films, cellulose, fiberglass) • -Postal services • -Pulp and paper (tissue paper, fine paper, photographic paper, newsprint) • -Railways (passenger, freight, underground, infrastructure, signalling) • -Steelmaking (integrated mills, rolling mills, stainless steel) • -Water distribution • -Woodworking •

Banyak interpretasi dan variasi dari keberadaan RCM decision logic (logika keputusan RCM).

Tetapi ada 4 (empat) versi yang digunakan secara luas yaitu :

1.1. Nowlan & Heap merupakan versi asli yang digunakan oleh hampir para praktisi RCM lain.

2.2. MSG-3 digunakan di industri penerbangan sipil

3.3. US MIL-Std-2173 digunakan oleh US Naval Air System Command

4.4. RCM2

SISTEM MONITORING, KONTROL DAN PROTEKSI TENAGA LISTRIK (MONITORING SYSTEM, CONTROL & PROTECTION IN POWER SYSTEM)

Secara luas keandalan dapat didefiniskan sebagai kemungkinan dari kenyamanan operasi system tenaga selama periode tertentu. Dapat dibilang sebagai kemampuan untuk menyediakan kecukupan pelayanan listrik secara kesinambungan/kontinyu dengan beberapa interupsi dalam periode waktu tertentu.

Istilah lain yang penting adalah security (keamanan) system tenaga yang mengacu kepada tingkat resiko dari keandalan untuk bertahan dari disturbance/gangguan (contingencies) tanpa adanya interupsi pelayanan pelanggan.

Hubungan antara keandalan dan kemanan adalah : Keandalan merupakan tujuan keseluruhan dari desain dan operasi system tenaga. Untuk menjadi andal, maka system tenaga harus aman berkaitan waktu. Jika kemanan membahayakan dan sistem tenaga mengalami gangguan yang tidak dapat dieliminasi maka dapat membawa ke scenario terburuk dan mebuat pengaruh serius terhadap kehidupan sosial. Jika itu terjadi, suatu prosedur untuk pemulihan yang rumit dan kompleks harus diambil.

Ringkasnya adalah, aspek kemanan merupakan aspek yang penting untuk diperhatikan dengan memeprtimbangkan aspek-aspek yang lain. Menemukan keseimbangan dan kompromi diantara kriteria-kriteria diatas merupakan masalah yang secara umum harus dapat dipecahkan.

Komponen-komponen yang bersama-sama dalam membangun dan membentuk system tenaga yang lengkap, dapat dibagi menjadi 2 kelompok :

1. Peralatan utama

2. Peralatan Bantu

Peralatan utama merupkan peralatan yang menghantarkan arus yang besar atau tegangan yang tinggi, dengan kata lain komponen-komponen yang dapat mentransfer energy. Seperti peralatan-peralatan yang mendukung operasi dari sistem pembangkit, system transmisi dan sistem distribusi.

Peralatan Bantu adalah komponen atau system yang berisikan alat-alat untuk monitoring, proteksi dan kontrol.

Struktur dasar dari sistem tenaga dapat digambarkan sebagai berikut :

Bagian teratas mempresentasikan pembangkit dari pusat-pusat listrik, dimana menyalurkan produksinya ke ssitem transmisi melalui trafo tenaga. Generator yang ada adalah mesin sinkron, dimana produksi tenaga diatur oleh gerak mekanis yang dikirim melalui poros sedangkan terminal tegangan diatur oleh arus eksitasi dalam rotor.

Sistem transmisi merupakan backbone (tulang belakang) dari system tenaga dimana tujuan utamanya adalah untuk menyalurkan energi dalam jumlah yang besar dan jarak yang panjang. Sistem transmisi beroperasi pada tegangan tinggi atau ekstra tinggi guna mengurangi rugi-rugi. Sistem distribusi bertugas untuk mengirimkan energi listrik ke konsumen.

Teknologi Monitoring dan Kontrol Eksisting

Struktur untuk monitoring dan kontrol dari system tenaga adalah hirarki dan digunakan

untuk beberapa alasan, seperti ketahanan, scalability dan koordinasi dengan tugas-tugas berbeda. Koordinasi dapat dicapai dengan kecepatan yang berbeda tergantung dari area yang dicover. Dalam kosnep hirarki, koordinasi harus mempunyai posisi terendah dibandingkan dengan tindakan lainnya seperti eksekusi yang lebih cepat dan scope local yang lebih luas.

Dalam konsep hirarki, terdapat dua jenis tugas jika dilihat dari sudut pandang lokasi :

• Task crossing hierarchical layer yang bertujuan untuk menyediakan suatu platform guna pengawasan system yang luas. Dengan kata lain, penyediaan informasi kepada operator dalam Regional dan Network Contorl Center, sebaik mungkin diadakan untuk menunjukkan tindakan control dari operator. Dari sudut pandang teknologi, tugas peralatan dan impelementasi teknologi seperti ini dibebankan kepada SCADA.
• Local autonomous tasks dengan scope hanya lokal dan biasanya memerlukan persayaratan yang sangat tinggi untuk tindakan eksekusinya (seperti kecepatan). Type ini diwakili oleh proteksi.

Hirarki dalam monitoring system tenaga disusun atas tingkatan-tingkatan berikut :

· Process level

Untuk meringkas, sinyal interface diantara process dan bay level dapat diuraikan sebagai berikut (dari perspektif process level) :

· Input biner (perintah membuka atau menutup saklar)

· Output biner (informasi status saklar)

· Output analog (pengukuran dari tegangan dan arus)

Sedangkan interface diantara peralatan primer dan sekunder dilakukan oleh :

· Sensor (VTs, CTs dan saklar dengan status sensor)

· Aktuator (koil trip saklar dan motor penggerak kontak)

Koneksi yang paling umum diantara process dan bay level adalah koneksi langsung dengan kabel (hard wired).

· Bay level

Peralatan di bay level biasanya ditempatkan dalam dua cubicle yang terpisah disesuaikan dengan jenis dan fungsi pelayanannya, yaitu :

· Proteksi

· Kontrol

· Substation level

Elemen yang ada dalam station level adalah:

- Gateway :

- Time synchronization

- Busbar dan breaker failure protection

- Tariff metering

Substation level berisikan pusat computer, tempat kerja operator, peralatan peripheral (spt computer) dan komunikasi diantara komponen-komponen yang sudah diuraikan diatas.

Otomasi substation merupakan suatu system yang menyediakan satu set dari fungsi substation secara luas. Beberapa kemungkinan monitoring dari keseluruhan substation, komponen monitoring tambahan ( contohnya adalah banyaknya operasi saklar dari circuit breaker yang berpengaruh terhadap usia circuit breaker), penerimaan data dan operasi saklar diantara bay. Operasi switching dapat dilaksanakan dengan menggunakan suatu fungsi urutan berdasarkan aturan inter bay interlocking, dimana harus sama dengan satu dalam bay level dengan mempertimbangkan hubungan diantara bay yang berbeda. Fungsi peralatan proteksi dan control seringkali disebut sebagai IED (Intelligent Electronic Device).

IED memiliki kapabilitas untuk menerima dan memproses pengukuran, perintah control dan komunikasi dengan system yang lebih tinggi (substation automation).

Seperti terlihat dalam gambar, fungsi dari arsitektur IED adalah :

- CPU (Central Processing Unit) untuk menginterpretasikan instruksi dan meproses data yang diisikan dalam program proteksi, control dan fungsi komunikasi.

- PCMCIA (Personal Computer Memory Card International Association) merupakan standard untuk Portable Computer Card. PC Card adalah peripheral dimana mampu menambah funsi perangkat keras. Dalam masalah yang khusus, dikomunikasikan ke system dengan level yang lebih tinggi seperti Station Level Computer.

- RAM (Random Acces Memory) Menyimpan data sepanjang power supply tersedia. Dalam IED, RAM digunakan untuk menyimpand ata yang berhubungan dengan komputasi real time seperti perhitungan dan funsi penyelesaian instruksi proteksi.

- EPROM Data disimpan dalam Eraseble Programmable Read Only Memory menjadi agar tidak tersentuh selama power supply mati. Data dapat dihapus hanya dengan memaparkan EPROM ke sinar ultra violet yang kuat. Dalam IED, EPROM digunakan sebagai media penyimpanan untuk program-program.

- Filter A/D Converter pengukuran analog yang masuk seringkali mengandung noise dimana dapat dihilangkan dengan low-pass filter. Kemudian A/D mengkonversi sinyal sample analog kedalam bentuk digital yang sesuai untuk diproses oleh IED.

- Interface to HMI, kebanyakan IED dapat dikonfigurasikan dan dikontrol melalui local maupun remote HMI.

- Interface to Process Level suatu isolasi galvanis digunakan diantara sinyal yang datag dari Process Level dan IED. Contohnya, pengukuran analog disiolasi oleh trafo sebelum diproses dlebih lanjut.

- Power supply module Substation dilengkapi dengan suatu jaringan Power supply DC yang aman.

Tugas Bay level dapat dibagi menjadi 2 kelompok, yaitu :

- Proteksi

- Kontrol

Proteksi adalah tugas tersendiri yang hanya dibebankan kepada bay level (kecuali proteksi busbar).

Sedangkan control berdasarkan fungsinya dibagi menjadi dua kelompok, yaitu :

- Monitoring

- Switching operation

· Regional Control Center Level

Tugas utama dari control center adalah menyediakan informasi ke operator untuk membuat keputusan apakah melakukan tindakan control atau tidak. Suatu contoh dari control center seperti gambar 6, menerima data dari substation dan berdasarkan pada arsitektur system dapat juga menerima dari control center yang lain (dari regional control center dan/atau nasional control center suatu Negara). Data secara langsung ditampilkan dan lebih lanjut diproses oleh Energy Management System (EMS) bersama-sama dengan sinyal rantai acquisition data dan komponen dalam control center.

· Network Control Center Level

SCADA/EMS

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) merupakan teknologi yang memberikan pengumpulan data (umumnya ke suatu lokasi central) dari fasilitas remote (didistribusikan sesuai area geografi) dan mengirim perintah control ke fasilitas tersebut. Dengan kata lain, SCADA mempresentasikan suatu alat dimana operator menggunakannya untuk supervisi suatu proses yang besar (system).

Struktur dasar SCADA yang modern berisikan tiga kelompok komponen :

· Distibuted Data Acquisistion and Control Execution – RTU dan Aktuator dan Sensor

· Komunikasi

· Central Processing

Central processing biasanya mengambil tempat didalam sehingga disebut Master Station (biasa disebut Master Terminal Unit) dan dapat menyediakan akses secara langsung untuk operator (HMI). Master station berisikan bermacam hardware dan modul software. Dalam skala SCADA yang besar, perangkat keras berisikan beberapa server, operator dan tempat kerja pemeliharaan. Tempat kerja operator biasanya direpresentasikan dengan keyboard dan satu atau beberapa layer. Kadangkala penyediaan media yang lebih besar dipakai, seperti proyeksi di dinding dengan dimensi yang besar, panel LCD yang besar, atau dinding khusus yang menampilkan pengawasan sistem. Satu set printer disediakan untuk menghasilkan hard copy dari susatu kejadian. Sistem operasinya biasanya Unix atau sama. Windows kadangkala digunakan untuk interface grafik. Modul software mengimplementasikan fungsi sebagai komunikasi, penyimpanan dan penerimaan data, HMI dan lain-lain.

Dalam hardware, system komunikasi SCADA menggunakan semua jenis media, seperti radio dan serial langsung atau koneksi modem yang dikombinasikan dalam satu system instalasi SCADA. Standar protocol komunikasi SCADA adalah IEC 60870-5-101 atau 104, profibus DAB DNP3.

Komponen utama dalam data acquisition and control execution adalah RTU (Remote Telemetry Unit atau sering dibilang Remote Terminal Unit). Umumnya terdapat satu RTU tiap masing-masing lokasi geografi dari fasiltias remote. RTU mormalnya diletakkan di Substation Level dimana satu RTU per substation. RTU mempunyai struktur modular untuk mengakomodasi sejumlah besar arbitrary dari input, bisa analog atau biner dan output biner. RTU adalah interface komunikasi ke process level seperti pengukuran (input analog), switches (circuit breaker, diskonektor), status (input biner) dan pembukaan atau penutupan switches (output biner). Pengukuran itu sendiri diambil dari suatu sensor yang dikonversi ke bentuk yang sesuai untuk input RTU. Dalam system tenaga dilaksanakan dalam dua tingkatan yang terpisah yaitu yang pertama kuantitas pengukuran di konversi ke tingkat yang aman (tegangan diukur trafo pengukur tegangan dan dikonersi ke nilai sekitar 100 volt) dan kemudian disearahkan oleh tranducer ke nilai RMS. Output RTU akan menuju ke actuator untuk mengeksekusi perintah control yang diinginkan.

Dalam kontek sistem tenaga, central processing ditempatkan di control center. Suatu back up control center harus ada untuk berjaga-jaga apabila control center mengalami kegagalan. Dalam beberapa system, satu atau beberapa control center regional menyediakan back up untuk control center nasional. SCADA biasanya mengirim hanya data mentah, dimana lebih lanjut diproses oleh Energy Management System (EMS). EMS adalah satu set program/tools yang ditambahkan sebagai interpretasi untuk pengukuran, mengijinkan operator untuk mengamankan system agar lebih baik dengan jalan melakukan tindakan kontrol yang sesuai.

PENGEMBANGAN TEKNOLOGI MONITORING DAN KONTROL KE DEPAN

Sistem tenaga listrik berkembang terus mengikuti kebutuhan konsumen akan tenaga listrik. Untuk dapat mengoperasikan system tenaga listrik yang terus berkembang, maka fasilitas operasi khususnya untuk system monitoring dan control juga harus dikembangkan. Ke depan, teknik tenaga lsitrik menuju ke wilayah hijau dan intelligent. Hijau berarti ramah lingkungan, sedangkan intelligent dapat diartikan pintar dan otomasi.

Strategi pegembangan

Untuk itu pengembangan system monitoring dan kontrol untuk operasi system tenaga harus mencakup strategi-strategi sebagai berikut :

1. Dapat meningkatkan keandalan dan power quality

Keandalan berkaitan dengan waktu kegagalan. Diupayakan agar waktu kegagalan dapat dikurangi seminimal mungkin untuk mendapatkan nilai keandalan yang tinggi. Sedangkan power quality lebih mengarah kepada kualitas dari tenaga listrik yang dihasilkan, seprti pengaturan tegangan, frekwensi dan lain-lain. Pengembangan system monitoring dan control ke depan harus dibangun dengan tujuan untuk menghasilkan keandalan yang tinggi dan power quality yang sesuai standard.

2. Dapat mengurangi biaya operasi

Untuk keperluan penyediaan tenaga listrik bagi para pelanggan diperlukan beberapa peralatan listrik yang dihubungkan satu dengan yang lain dan mempunyai relasi secara keseluruhan akan membentuk satu system tenaga. Peralatan listrik yang dimaksudkan disini adalah sekumpulan pusat pembangkit listrik yang dihubungkan oleh jaringan transmisi dengan pusat beban (dalam hal ini gardu induk) sehingga menjadi suatu kesatuan interkoneksi.

Dalam operasi system tenaga listrik yaitu pada proses penyediaan tenaga listrik bagi para pelanggan, memerlukan biaya bahan bakar yang tinggi dan terdapat rugi-rugi jaringan. Keduanya merupakan factor-faktor yang harus ditekan agar menjadi sekecil mungkin dengan tetap memperhatikan mutu dan keandalan system dalam menyuplai daya.

3. Meningkatkan outage restoration time

Tidak bisa dipungkiri bahwa gangguan terhadap operasi system tenaga listrik pasti akan terjadi. Hal yang harus dilakukan adalah menyiapkan langkah-langkah untuk mengatasi gangguan dan yang paling penting adalah jika terjadi gangguan, bagaimana dapat mempercepat waktu keluaran akibat gangguan ke kondisi normal lebih cepat.

4. Meningkatkan pelayanan kepada konsumen

Tujuan akhir proses penyediaan tenaga listrik adalah untuk memenuhi kebutuhan konsumen. Peningkatan pelayanan harus terus dilakukan agar konsumen dapat menikmati tenaga listrik sesuai yang diharapkan. Pengembangan monitoring dan control tentunya harus memperhatikan faktor-faktor tersebut.

5. Real time data

Real time data didapatkan dari system real time monitoring yang dapat memberikan informasi secara real time tentang keadaan status system agar dapat dijadikan dasar untuk melakukan tindakan yang lebih cepat untuk pemulihan, proteksi atau tindakan lainnya.

......... if you want to read more about this posting, please contact me (didikw@yahoo.com)

HARMONIK PADA TRANSFORMATOR (HARMONIC IN TRAFO)

Keberadaan harmonik dalam sistem tenaga secara substansi telah menaikkan penggunaan alat pengontrol beban dan alat-alat penghasil frekuensi lainnya. Pertimbangan yang penting pada saat mengevaluasi pengaruh harmonik adalah adanya efek yang ditimbulkannya pada peralatan maupun pada beban system tenaga. Transformator adalah komponen utama dalam system tenaga. Losses yang naik dikarenakan adanya distorsi harmonik dapat menyebabkan kerguian pada belitan dan kenaikan temperatur yang tidak normal.

Standar-standar yang ada telah memberikan suatu prosedur untuk menentukan kapasitas dari suatu trafo guna melayani arus beban yang nonsinusiodal didasarkan pada asumsi-asumsi yang konservatif. Kerugian arus eddy ditimbulkan oleh adanya medan elektromagnetik dan diasumsikan dengan arus rms kuadrat dan kwadrat dari frekuensi (harmonic tingkat h). Pada dasarnya, berdasarkan pada efek kulit (skin effect), fluk elektromagnetik tidak menetrasi secara penuh pinggir belitan pada frekuensi yang tinggi. Sehingga, temperature diperkirakan akan naik pada arus beban harmonik yang konstan dan pada saat dilakukan pemeliharaan temperature rata-rata harian dan bulanan di trafo menjadi sangat penting adanya.

Beban non sinusoidal pada trafo

Harmonik dan distorsi pada bentuk gelombang arus dan tegangan system tenaga sudah lama ada sejak pertama keberadaan sitem tenaga AC. Dan pada saat sekarang, peralatan-peralatan yang menimbulkan harmonic telah berkembang dengan pesat baik dari segi kualitas maupun kuantitas. Peralatan ini banyak menggunakan dioda, silicon controlled rectifier (SCR), transistor dan lain-lain. Disamping keuntungan yang ada seperti efisiensi dan kemampuan kontrol yang tinggi, beban elektronik diperkirakan akan meningkat secara signifikan pada masa mendatang dan dapat mempengaruhi pada hampir semua tingkat tenaga mulai dari peralatan tegangan yang rendah sampai ke konverter tegangan tinggi. Salah satunya adalah kenaikan yang signifikan tingkat harmonic dan distorsi pada jaringan system tenaga. Trafo adalah komponen utama dalam system tenaga dan kenaikan distrosi harmonic dapat menyebabkan rugi-rugi pada belitan dan kenaikan temperatur yang tidak normal. Kenaikan rugi-rugi diasumsikan berubah-rubah sesuai dengan kuadrat dari frekuensi.

Prinsip Dasar Harmonik adalah gangguan yang terjadi pada sistem distribusi tenaga listrik akibat terjadinya distorsi gelombang arus dan tegangan. Pada dasarnya, harmonik adalah gejala pembentukan gelombang-gelombang dengan frekuensi berbeda yang merupakan perkalian bilangan bulat dengan frekuensi dasarnya. Hal ini disebut frekuensi harmonik yang timbul pada bentuk gelombang aslinya sedangkan bilangan bulat pengali frekuensi dasar disebut angka urutan harmonik. Misalnya, frekuensi dasar/fundamental suatu sistem tenaga listrik adalah 60 Hz, maka harmonik keduanya adalah gelombang dengan frekuensi sebesar 120 Hz, harmonik ketiga adalah gelombang dengan frekuensi sebesar 180 Hz dan seterusnya. Gelombang-gelombang ini kemudian menumpang pada gelombang murni/aslinya sehingga terbentuk gelombang cacad yang merupakan jumlah antara gelombang murni sesaat dengan gelombang hormoniknya. Bentuk dan besaran harmonik dapat digambarkan pada gambar serta tabel berikut :

Gambar 1

Tabel 1.

Dalam sistem tenaga listrik dikenal dua jenis beban yaitu beban linier dan beban non linier. Beban linier adalah beban yang memberikan bentuk gelombang keluaran yang linier artinya arus yang mengalir sebanding dengan impedensi dan perubahan tegangan. Sedangkan beban non linier adalah bentuk gelombang keluarannya tidak sebanding dengan tegangan dalam setiap setengah siklus sehingga bentuk gelombang arus maupun tegangan keluarannya tidak sama dengan gelombang masukannya (mengalami distorsi). Perbedaaan antara beban linear dan tidak linear dapat digambarkan sebagai berikut :

Gambar 2.

Beban non linier yang umumnya merupakan peralatan elektronik yang didalamnya banyak terdapat komponen semi konduktor, dalam proses kerjanya berlaku sebagai saklar yang bekerja pada setiap siklus gelombang dari sumber tegangan. Proses kerja ini akan menghasilkan gangguan atau distorsi gelombang arus yang tidak sinusoidal. Bentuk gelombang ini tidak menentu dan dapat berubah menurut pengaturan pada parameter komponen semi konduktor dalam peralatan elektronik. Perubahan bentuk gelombang ini tidak terkait dengan sumber tegangannya. Beberapa peralatan yang dapat menyebabkan timbulnya harmonik antara lain komputer, printer, lampu fluorescent yang menggunakan elektronik ballast, kendali kecepatan motor, motor induksi, batere charger, proses eletroplating, dll. Peralatan ini dirancang untuk menggunakan arus listrik secara hemat dan efisien karena arus listrik hanya dapat melalui komponen semi konduktornya selama periode pengaturan yang telah ditentukan. Namun disisi lain hal ini akan menyebabkan gelombang mengalami gangguan gelombang arus dan tegangan yang pada akhirnya akan kembali ke bagian lain sistem tenaga listrik. Penomena ini akan menimbulkan gangguan beban tidak linier satu phase. Hal di atas banyak terjadi pada distribusi yang memasok pada areal perkantoran/komersial. Sedangkan pada areal perindustrian gangguan yang terjadi adalah beban non linier tiga phase yang disebabkan oleh motor listrik, kontrol kecepatan motor, batere charger, electroplating, dapur busur listrik, dll.

Setiap komponen sistem distribusi dapat dipengaruhi oleh harmonik walaupun dengan akibat yang berbeda. Namun demikian komponen tersebut akan mengalami penurunan kinerja dan bahkan akan mengalami kerusakan. Salah satu dampak yang umum dari gangguan harmonik adalah panas lebih pada kawat netral dan transformator sebagai akibat timbulnya harmonik ketiga yang dibangkitkan oleh peralatan listrik satu phase. Pada keadaan normal, arus beban setiap phase dari beban linier yang seimbang pada frekuensi dasarnya akan saling mengurangi sehingga arus netralnya menjadi nol. Sebaliknya beban tidak linier satu phase akan menimbulkan harmonik kelipatan tiga ganjil yang disebut triplen harmonik (harmonik ke-3, ke-9, ke-15 dan seterusnya) yang sering disebut zero sequence harmonik. Harmonik ini tidak menghilangkan arus netral tetapi dapat menghasilkan arus netral yang lebih tinggi dari arus phase.

Seperti terlihat pada tabel 1, Harmonik pertama urutan polaritasnya adalah positif, harmonik kedua urutan polaritasnya adalah negatif dan harmonik ketiga urutan polaritasnya adalah nol, harmonik keempat adalah positif (berulang berurutan sampai seterusnya).

Akibat Polaritas dari Komponen Harmonik :

Urutan	Pengaruh pada Motor	Pengaruh pada sistem distribusi
Positif	Menimbulkan medan magnet putar arah majau (forward)	- Panas
Negatif	Menimbulkan medan magnet putar arah mundur (reverse)	- Panas - Arah putaran motor berubah
Nol	Tidak ada	- Panas - Menimbulkan/menambah arus pada kawat netral

Tabel 2.

Akibat yang dapat ditimbulkan oleh urutan polaritas komponen harmonik (lihat Tabel 2) antara lain tingginya arus netral pada sistem 3 phase 4 kawat (sisi sekunder transformator) karena arus urutan nol (zero sequence) dan arus ini akan terinduksi ke sisi primer transformator dan akan berputar pada sisi primer transformator yang biasanya memiliki belitan delta (D). Hal ini akibat pada kawat netral tidak memiliki peralatan pemutus arus untuk proteksi tegangan atau arus lebih.

Pengaruh harmonic pada trafo

Secara tradisional, rugi-rugi trafo dibagi menjadi “no load losses” dan “load losses” seperti terlihat pada gambar berikut :

Gambar 3.

Sedangkan pengaruh dari harmonic terhadap rugi-rugi tersebut adalah :

• Pengaruh dari tegangan harmonik :

Sesuai dengan hukum Faraday, tegangan terminal menentukan tingkat flux dari trafo sesuai rumus :

Persamaan ini menunjukkan bahwa flux magnitude sebanding proporsional dengan tegangan harmonik dan berbanding terbalik dengan urutan dari harmonik. Dalam kebanyakan system tenaga, harmonic distorsi dari tegangan system THD adalah baik jika dibawah 5 % dan magnitude dari komponen tegangan harmonic lebih kecil dibandingkan dengan komponen fundamentalnya (berkisar pada level 2-3%). Ini ditentukan oleh impendasi internal yang rendah dari supply system yang membawa harmonik. Sehingga, no load losses tidak hanya dipengaruhi oleh komponen tegangan fundamental, tetapi juga oleh tagangan harmonik yang ada.

• Pengaruh dari Arus harmonik :

Dalam system tenaga, keberadaan arus harmonik lebih signifikan. Komponen arus harmonic dapat menyebabkan rugi-rugi dalam belitan dan bagian-bagian yang lain.

• Pdc Losses

Jika nilai rms dari arus beban naik yang disebabkan oleh adanya komponen harmonic, maka rugi-rugi tersebut akan naik sebanding dengan kuadrat dari arus.

• Rugi-rugi belitan Eddy

Secara konvensional, rugi-rugi arus eddy ditimbulkan oleh flux elektromagnetik yang diasumsikan berubah-ubah sesuai dengan kuadrat dari arus rms dan kuadrat dari frekuensi tingkatan harmonik.

Sesungguhnya, berdasarkan skin effect, flux elektromagnetik tidak secara total mempengaruhi rangkaian dalam belitan pada frekuensi yang tinggi.

Kenaikan dari rugi-rugi arus eddy dihasilkan oleh arus beban yang non sinusoidal dan dapat menyebabkan rugi belitan yang berlebih dan kenaikan temperature yang tidak normal. Karena itu pengaruh dari arus harmonik sangat penting, tidak hanya karena diasumsikan tingkatan dari kuadrat harmonik tetapi juga disebabkan oleh kehadiran arus harmonik yang relatif besar dalam system tenaga.

• Rugi-rugi lainnya

Rugi-rugi lainnya terjadi karena adanya stray flux sebagai akibat adanya losses di inti, clamps, tangki dan bagian besi lainnya. Stray losses akan menaikkan temperatur dari bagian-bagian struktural. Untuk trafo yang berisi minyak, stray losses diasumsikan dengan kuadrat dari arus rms dan frekuensi harmonik dengan power factor 0,8.

• Kenaikan temperatur

Semua pengaruh dari arus harmonic seperti yang telah dibicarakan diatas dapat menaikkan rugi pada trafo. Kenaikan rugi-rugi ini dikarenakan adanya kenaikan temperatur trafo dari nilai sinusiodalnya. Sehingga, kenaikan rugi-rugi yang disebabkan oleh spektrum arus harmonic harus dipikirkan.

Faktor rugi harmonik dapat digunakan untuk memprediksi rugi-rugi eddy. Ini sangat penting pada waktu perhitungan kenaikan temperatur, dimana faktornya dibatasi oleh beban trafo.

Faktor rugi-rugi harmonic adalah indicator kunci dari pengaruh arus harmonik pada rugi-rugi belitan eddy.

Generation Planning & Reserve

Capacity resource planning involves the integration of “supply-side” planning and “demand-side” planning. “Supply-side” planning involves the determination of “least-cost” generation (including purchases), transmission and distribution equipment to serve the customer load requirements. “Demand-side” planning involves the determination of cost-effective programs to manage customer load demands and achieve “least-cost” system operation. This workshop, and consequently, these comments, are focused on the generation side of planning.

Generation capacity projects typically require significant lead times and high capital investments, have relatively long economic lives, and are operated in an economic and business environment that is subject to risk and uncertainty. The utility’s challenge is to optimize its planning processes in the face of these risks and uncertainties.

The optimal mix of capacity additions is dependent on many factors. Among these factors are: existing generation capacity composition; fuel cost and availability; operation and maintenance (“O&M”) costs; plant costs; cost and types of power purchases; technology availability; target reliability/reserve level; load-demand profile; load growth projections; load management options; environmental and regulatory requirements; and economic parameters, including financial forecasts and fixed-charge and present-worth rates.

Specific capacity addition plans are dependent on the above forecast parameters. Unfortunately, the forecast of these parameters is subject to uncertainty. Each has a likelihood of assuming a range of values in the future. A plan that is “least-cost” under a reference set of forecast parameters may not be so under an alternative set of forecast parameters. A key objective in planning is to recognize these uncertainties and to develop a plan that can be adapted to changing business conditions and be robust under a range of forecast parameters.

Planning under uncertainty is a dynamic, on going process. Reliability is a key input in generation planning. Typically, utilities have used one or more of several methods to determine how much generation capacity is required to serve the projected load demand. One such method is the percent generation reserve margin approach. Under this approach, the percent reserve evaluation computes the generation capacity exceeding annual (projected) peak load. This is calculated by comparing the total installed generating capacity at peak with the projected peak load. Historically, reserve margins in the range of 15% to 25% have been determined to be required.

A second method is the loss-of-the-largest-generating-unit method. This method reflects the effect of unit size on reserve requirements. With the loss-of-the-largest-unit method, the required reserve margin is calculated by adding the size of the largest unit divided by the peak load to a constant reserve value. This approach begins to explicitly recognize the impact of a single outage, that is, loss of the largest generating unit.

A third, probabilistic approach to determining required reserves is a “loss-of-load-probability (“LOLP”) analysis. This analysis looks at the expected value of the number of days per year of capacity deficiency. Under the LOLP method, the load-carrying capability of a unit is based on the forced outage rate of the generating unit and the planned outage rate, as well as other characteristics of other units in the system. Using an LOLP analysis, generation system planners can evaluate generation system reliability and determine how much capacity is required to obtain a specified level of LOLP.

Some utilities take the LOLP analysis a step farther, and calculate the LOLP for every hour of the year, rather than for 365 daily peak loads. The resulting measure is generally expressed in hours/year of expected capacity deficiency (“loss of load hours” or “LOLH”). The LOLH method permits the reliability index to be sensitive to changes in daily load profiles due to evolving load profile changes or load management control. The hourly measure also permits the reliability index to be sensitive to alternative designs of energy-limited generating units and units where hourly output is not constant.

Although the LOLP index produces a measure of the expected number of capacity deficiencies per year, it does not provide information as to the extent of the capacity deficiency. To provide a measure of the extent of the capacity deficiency, an alternative measure to LOLP is the expected unserved energy probability (“EUE”). The EUE index is generally measured in terms of the expected load energy unable to be served by system resources (capacity and committed purchases) divided by system requirements.

Taken from : INDIANA UTILITY REGULATORY COMMISSION (COMMENTS OF PSI ENERGY, INC)

Electric Load Forecast

Electric load forecasting in power systems is very important
task for ensuring reliability and economical operation.
Especially, daily peak load forecasting for next day is the
basic operation of generation scheduling. Therefore, high
forecasting accuracy is required. The electric load forecasting
task is usually carried out by statistical methods with some
adjustments by operators in central load dispatching centers.
However, the development of the forecasting system with high
accuracy is expected in order to reduce workloads for the
operators.

THE PROBLEMS & OPERATION MANAGEMENT IN ELECTRIC POWER SYSTEM (PERSOALAN DAN MANAJEMEN OPERASI DALAM SISTEM TENAGA LISTRIK)

Penyediaan listrik merupakan infrastruktur penting yang mempengaruhi fungsi dari kehidupan sosial modern. Performance listrik yang baik sangat diharapkan dikarenakan dapat mempengaruhi infrastruktur lain yang tergantung pada listrik, seperti sistem komunikasi, lalu-lintas dan sistem transportasi, industri dan komersial, operasi keuangan dan lain-lain.

Penyaluran listrik ke konsumen (industri, komersial, rumah tangga dan entitas yang lain) disediakan oleh sistem tenaga. Kriteria utama yang menentukan performance dari sistem tenaga adalah :

- Keandalan

- Ekonomi

- Kualitas

- Pengaruh lingkungan

Pengaruh lingkungan akibat penyediaan tenaga listrik ke alam dan manusia harus dibuat seminimal mungkin, seperti polusi, kebisingan atau radiasi. Kualitas atau sering disebut dengan istilah power quality mencerminkan bagaimana energi disediakan dalam bentuk bentuk gelombang arus dan tegangan yang berbeda dari bentuk sinusoidalnya. Ekonomi mempunyai arti nyata dari biaya minimal yang berhubungan dengan penyediaan listrik dibawah tiga kriteria yang lain ( lingkungan, power quality dan keandalan).

Operasi sistem tenaga listrik perlu dikelola atas dasar pemikiran manajemen operasi yang baik terutama karena melibatkan biaya operasi yang besar dan juga menyangkut kualitas yang diberikan oleh utility kepada konsumennya. Manajemen operasi sistem tenaga listrik harus memikirkan bagaimana menyediakan teanga listirk yang seekonomis mungkin dengan tetap mempertahankan mutu dan keandalannya.

Karena daya listrik yang dibangkitkan harus dapat memenuhi beban yang dibutuhkan oleh konsumen maka manajemen operasi sistem tenaga listrik harus memperhatikan hal-hal sebagai berikut :

1. Perkiraan beban (load forecasting)

2. Syarat-syarat pemeliharaan peralatan

3. Keandalan yang diinginkan

4. Alokasi beban dan produksi pembangkit yang ekonomis

Keempat hal tersebut diatas seringkali masih harus dikaji terhadap beberapa kendala seperti :

· Aliran beban dalam jaringan

· Daya hubung singkat peralatan

· Penyediaan suku cadang dan dana

· Stabilitas sistem tenaga listrik

Dengan memperhatikan kendala-kendala ini maka seringkali harus dilakukan pengaturan kembali terhadap rencana pemeliharaan dan alokasi beban. Makin besar suatu sistem tenaga listrik, makin banyak unsur yang harus dikoordinasikan serta yang harus diamati sehingga diperlukan perencanaan, pelaksanaan, pengendalian serta analisa operasi sistem yang cermat.

Dalam mengoperasikan sistem tenaga listrik ditemui berbagai persoalan. Hal ini antara lain disebabkan oleh pemakaian listrik selalu berubah dari waktu ke waktu, biaya bahan bakar yang relatif tinggi serta kondisi alam dan lingkungan yang sering mengganggu jalannya sistem.