Rencana Operasi Tahunan Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa 2014

Transkripsi

1 Rencana Operasi Tahunan Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa 2014 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 1 69

2 KATA PENGANTAR Buku Rencana Operasi Tahunan Sistem Khatulistiwa disiapkan oleh unit operasional PT PLN (Persero) Area Pengaturan Distribusi dan Penyaluran (APDP) Bidang Operasi Sistem. Rencana Operasi Tahunan disiapkan dan dibuat semata-mata hanya untuk tujuan penyediaan informasi. Tidak satupun pernyataan dalam dokumen ini dapat dianggap sebagai suatu rekomendasi terbaik bagi solusi terhadap permasalahan yang ada pada operasi sistem tenaga Khatulistiwa. Dokumen ini juga tidak dimaksudkan untuk menyediakan semua informasi yang diperlukan bagi pihak-pihak yang membutuhkan. Pembaca yang ingin menggunakan informasi yang terdapat dalam dokumen ini hendaknya maklum bahwa informasi tersebut dirangkum oleh PT PLN (Persero) APDP dari beberapa sumber terkait. Jika diperlukan pembaca bisa melakukan pengecekan atas akurasi, kelengkapan, dan kesesuaian informasi yang ada ke PT PLN (Persero) APDP. Semua informasi yang terdapat pada dokumen ini hanya merupakan indikasi operasi sistem berdasarkan perkembangan kondisi sistem mutakhir pada saat pembuatan dokumen ini. Mengingat kondisi sistem yang dinamis dan cenderung untuk selalu berubah maka implementasi operasi sesungguhnya bisa berbeda dari rencana operasi sesuai dokumen ini., 15 Desember 2013 Manajer Ricky Cahya Andrian Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 2 69

3 EXECUTIVE SUMMARY Rencana Operasi 2014 disiapkan dan dibuat dengan tujuan untuk penyediaan informasi mengenai perkiraan kondisi operasi sistem Khatulistiwa 2014 beserta strategi operasinya. Hal hal yang perlu diperhatikan dalam pengoperasian sistem Khatulistiwa selama 2014 antara lain adalah sebagai berikut : 1. Beban puncak netto diperkirakan mencapai MW dan pada tahun 2014 direncanakan interkoneksiya GI Kota Baru, GI Tanjung Gundul, GI Sambas dan GI Bengkayang. Energi yang diterima dari pembangkit sebesar 1,648,070 MWh. Sedang energi yang disalurkan ke Area adalah 1,598,197 MWh. 2. Rencana penambahan pembangkit baru pada 2014 adalah sebesar 205 MW, meliputi PLTD Arena Maju Bersama Parit Baru 20 MW (16 Januari 2014), PLTD Sewatama Parit Baru 30 MW (1 Maret 2014), PLTU Parit Baru 2 x 55 MW (1 Desember 2014) dan PLTU Tanjung Gundul 2 x 27.5 MW (1 Desember 2014). 3. Dengan penambahan daya mampu tersebut, maka Daya Mampu Netto (DMN) akan mencapai MW pada akhir tahun. Adapun komposisi DMN per perusahaan pembangkit, adalah sbb : Sektor Kapuas 21%, PLTU Parit Baru 21%, PLTU Tanjung Gundul 12%, Sewatama 15%, Artiduta 11%, Asta Keramasan Energi 6%, Arena Maju Bersama 7%, Sewa Parit Baru 6% Indonesia Power 1% 4. Berdasarkan analisis kecukupan daya 2014, maka Sistem Khatulistiwa sepanjang 2014 dalam kondisi 27 pekan normal, 13 pekan siaga dan 12 Defisit. 5. Bauran energi (Energy mix) diperkirakan sebagai berikut : Batubara 7%, MFO 86% dan HSD 7%. 6. Untuk sistem penyaluran 150 kv penambahan instalasi baru/perbaikan di tahun 2014 yaitu GI Kota Baru (April 2014), GI Sambas (Mei 2014), GI Bengkayang (Juni 2014), GI Tanjung Gundul (Desember 2014), SUTT Parit Baru Kota Baru (April 2014), SUTT Singkawang Sambas (Mei 2014), SUTT Singkawang Bengkayang (Juni 2014), Trafo 2 x 60 MVA GI Siantan (Juni 2014), Trafo 1 x 30 MVA GI Senggiring (Juli 2014), Trafo 1 x 30 MVA GI Kota Baru (April 2014), Trafo 1 x 30 MVA GI Sambas (Mei 2014), dan Trafo 1 x 30 MVA GI Bengkayang (Juni 2014). 7. Pada tahun 2014 pemakaian MFO diperkirakan 345,072 kl, HSD 34,730 kl dan Batubara 97,116 Ton 8. Biaya Pokok Produksi Tahun 2014 diperkirakan Rp 2,049/kWh Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 3 69

4 DAFTAR ISI KATA PENGANTAR 2 EXECUTIVE SUMMARY 3 DAFTAR ISI 4 1. PENDAHULUAN TUJUAN KETENTUAN GRID CODE & BIDDING RULES LINGKUP BAHASAN 6 2. DESKRIPSI SINGKAT SISTEM KHATULISTIWA SISTEM KHATULISTIWA KARAKTERISTIK BEBAN DAN PEMBANGKIT KARAKTERISTIK BEBAN DAN MODEL SISTEM PARTISIPASI KONSUMEN 8 3. ACUAN RENCANA OPERASI 8 4. BEBAN DAN ENERGI BEBAN PUNCAK ENERGI 11 RINCIAN PENERIMAAN ENERGI UNTUK SETIAP PUSAT PEMBANGKIT DAPAT DILIHAT PADA LAMPIRAN NERACA ENERGI PEMBANGKITAN KOMPOSISI PEMBANGKITAN JADWAL PEMELIHARAAN PEMBANGKIT KOMPOSISI ENERGI PEMAKAIAN BAHAN BAKAR DAN BIAYA POKOK PRODUKSI PENYALURAN KOMPOSISI PENYALURAN KONFIGURASI PENYALURAN ANALISIS ALIRAN DAYA ANALISIS HUBUNG SINGKAT ANALISIS KECUKUPAN DAYA NERACA DAYA PEMADAMAN BEBAN KENDALA PENYALURAN PEMBEBANAN KUALITAS TEGANGAN STRATEGI OPERASI PENGENDALIAN FREKUENSI ISLAND OPERATION PENGENDALIAN TEGANGAN PELEPASAN BEBAN OLS RENCANA PEMELIHARAAN TRANSMISI, GARDU INDUK DAN GARDU HUBUNG 21 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 4 69

5 11. RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL RENCANA PEMELIHARAAN PROTEKSI 21 LAMPIRAN 1 ALOKASI ENERGI SISTEM 22 LAMPIRAN 2 PEMAKAIAN BAHAN BAKAR DAN BIAYA POKOK PRODUKSI 24 LAMPIRAN 3 DAYA MAMPU SISTEM KHATULISTIWA 25 LAMPIRAN 4 RENCANA PEMELIHARAAN PEMBANGKIT LAMPIRAN 5 NERACA DAYA SISTEM KHATULISTIWA LAMPIRAN 6 ISLAND OPERATION LAMPIRAN 7 RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN LAMPIRAN 8 RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL LAMPIRAN 9 RENCANA PEMELIHARAAN PROTEKSI Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 5 69

6 1. PENDAHULUAN 1.1. Tujuan Pembuatan Rencana Operasi Tahunan ini bertujuan untuk menyediakan informasi awal mengenai kondisi operasi Sistem Khatulistiwa, termasuk kendala pasokan dan penyaluran yang dihadapi pada Dengan informasi yang tersedia diharapkan pengguna jaringan dan pihak terkait lainnya dapat mengambil langkah-langkah antisipasi atau memberikan kontribusi untuk meminimumkan dampak negatif yang mungkin akan dialami. Disamping itu, dokumen ini akan digunakan sebagai dasar perencanaan operasi sistem tenaga listrik dalam horison yang lebih sempit, yaitu bulanan, mingguan dan harian Ketentuan Grid Code & Bidding Rules Dokumen ini disusun untuk memenuhi kewajiban PLN APDP mengenai pembuatan rencana operasi jangka panjang tahunan sesuai ketentuan pada Scheduling & Dispatch Code (SDC) 2.0 dari Aturan Jaringan Kalimantan sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 03 tahun Lingkup Bahasan Selaras dengan keharusan penyediaan informasi sebagaimana terdapat pada Aturan Jaringan Kalimantan SDC 2.0, maka ini akan mencakup hal-hal tersebut dengan urutan pembahasan sebagai berikut: Acuan Rencana Operasi Beban dan Energi Pembangkitan Penyaluran Analisa Kecukupan Daya Kendala Penyaluran Strategi Operasi Rencana Pemeliharaan Transmisi, Gardu Induk dan Gardu Hubung Rencana Pemeliharaan Scadatel Rencana Pemeliharaan Proteksi Sebagian besar informasi ditampilkan dalam skala waktu mingguan selama satu tahun. Pembahasan pada dokumen ini meliputi sistem Khatulistiwa yang tanggung jawab pengelolaannya berada di tangan PLN APDP Kalimantan Barat, Bidang Operasi Sistem. 2. DESKRIPSI SINGKAT SISTEM KHATULISTIWA 2.1. Sistem Khatulistiwa Pada tahun 2013 Sistem Khatulistiwa terdiri dari 5 Gardu Induk dengan kapasitas Trafo Gardu Induk 330 MVA dan panjang transmisi 330,1 kms. Beban Puncak Sistem Khatulistiwa hingga November tahun 2013 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 6 69

7 mencapai MW. Operasi Sistem Khatulistiwa dilakukan oleh PLN Area Pengatur Distribusi dan Penyaluran (APDP) dimana Energi dihasilkan dari pembangkit PLN Sektor Kapuas dan Rental kemudian didistribusikan ke PLN Area dan PLN Area Singkawang Karakteristik Beban dan Pembangkit Masing-masing Area memiliki karakteristik beban dan komposisi pembangkit yang berbeda beda. Karakterisitik beban Area dan Area Singkawang adalah beban residensial. Beban harian tipikal Sistem Khatulistiwa dapat dilihat pada Gambar-2.1 dan kurva pertumbuhan beban tahunan Sistem Khatulistiwa pada Gambar-2.2. Gambar-2.1 Beban Harian Tipikal Sistem Khatulistiwa Gambar-2.2 Beban Sistem Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 7 69

8 2.3. Karakteristik Beban dan Model Sistem Karakteristik beban harian memiliki beberapa langgam (patterns), yaitu langgam hari kerja, hari Sabtu, dan Minggu atau libur. Beban puncak Minggu umumnya hanya mencapai 90% dari beban puncak hari kerja, sedangkan beban puncak pada hari libur hampir sama dengan beban puncak Minggu. Karakteristik beban harian bisa dilihat pada Gambar-2.3 Gambar-2.3 Karakteristik Tipikal Beban Harian Sistem 2.4. Partisipasi Konsumen Partisipasi dari sisi beban khususnya untuk beban-beban industri pada Waktu Beban Puncak (WBP) diperlukan untuk menurunkan beban apabila sistem mempunyai kecenderungan defisit daya. Saat ini langkah partisipasi dari sisi beban adalah berupa pengurangan beban terencana Plan Load Shedding (PLS) yang dilakukan atas perintah PLN APDP selaku operator sistem kepada PLN Area. Langkah pengurangan beban secara real time saat ini dilakukan secara sukarela oleh beberapa konsumen. 3. ACUAN RENCANA OPERASI Acuan yang digunakan dalam proses pembuatan adalah: Beban dan Energi Untuk pertumbuhan beban puncak netto dan energi, angka yang digunakan adalah berdasarkan tren Beban puncak netto diperkirakan mencapai MW dan energi yang disalurkan ke Distribusi mencapai 1,598,197 MWh. Pembangkitan Asumsi tambahan pembangkit baru hingga akhir 2014 adalah sebagaimana Tabel 3.1. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 8 69

9 Tabel-3.1 Jadwal COD Pembangkit Baru 2014 Pembangkit Unit DMN Jadwal COD PLTD AMB Parit Baru Januari 2014 PLTD Sewa Parit Baru Maret 2014 PLTU Parit Baru Desember 2014 PLTU Tanjung Gundul Desember 2014 Total 205 Pada Bulan Juli 2014 Sewatama 3 Singkawang berbahan bakar HSD 30 MW distop. Penyaluran Asumsi penyelesaian proyek penyaluran yang digunakan pada dokumen ini mengacu kepada informasi dari PLN UPK Jaringan Kalimantan 1, PLN UPK Pembangkit Kalimantan 1, PLN UPK Pembangkit Kalimantan 5 dan PLN Wilayah Kalimantan Barat Bidang Perencanaan mengenai jadwal penyelesaian proyek penyaluran. Asumsi penambahan instalasi baru di sistem 150 kv pada tahun 2014 yaitu: GI Kotabaru (April 2014), GI Sambas (Mei 2014), GI Bengkayang (Juni 2014) dan GI Tanjung Gundul (Desember 2014), SUTT Parit Baru Kota Baru (April 2014), SUTT Singkawang Sambas (Mei 2014) dan SUTT Singkawang Bengkayang (Juni 2014) Trafo 2 x 60 MVA GI Siantan (Juni 2014), Trafo 1 x 30 MVA GI Senggiring (Juli 2014), Trafo 1x30 MVA GI Sambas (Mei 2014) dan Trafo 1 x 30 MVA GI Bengkayang. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Tabel-3.1a, Tabel-3.1b, Tabel-3.1c. Tabel-3.1a Proyek Penyaluran 2014, Gardu Induk Lokasi Teg Keterangan Kota Baru 150 April 2014 Tanjung Gundul 150 Desember 2014 Sambas 150 Mei 2014 Bengkayang 150 Juni 2014 Tabel-3.1b Proyek Penyaluran 2014, Transmisi Teg Dari Ke Konduktor (kv) Ccct Km Keterangan Parit Baru Kota Baru 150 ACSR Hawk 2 20 April 2014 Singkawang Sambas 150 ACSR Hawk 2 63 Mei 2014 Singkawang Bengkayang 150 ACSR Hawk 2 60 Juni 2014 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 9 69

10 Tabel-3.1b Proyek Penyaluran 2014, Trafo Kap Lokasi Rasio (MVA) Keterangan Siantan 150/20 2x60 Juni 2014 Senggiring 150/20 1x30 Juli 2014 (relokasi GI Siantan) Sambas 150/20 1x30 Mei 2014 Bengkayang 150/20 1x30 Juni 2014 Kota Baru 150/20 1x30 April 2014 Dari Tabel 3.1 di atas terdapat beberapa instalasi baru yang cukup penting dalam menunjang keandalan, antara lain : 1. Masuknya PLTD AMB Parit Baru 20 MW dan PLTD Sewa Parit Baru 30 MW membantu keandalan pasokan daya akibat kenaikan beban sebelum PLTU beroperasi dan mengurangi penggunaan HSD 2. Masuknya Gardu Induk Kota Baru memperbaiki tegangan beberapa penyulang didalam kota 3. Masuknya Gardu Induk Sambas dan Bengkayang membantu mengurangi penggunaan HSD 4. Masuknya PLTU Parit Baru dan Tanjung Gundul Membantu keandalan pasokan daya dan mengurangi biaya produksi 4. BEBAN DAN ENERGI 4.1. Beban Puncak Perkiraan beban puncak mingguan 2014 adalah seperti Tabel- 4.1 dan Gambar-4.1. Beban puncak mingguan tertinggi terjadi pada minggu ke 36 sebesar MW, sedangkan beban puncak mingguan terendah terjadi pada minggu ke 2 sebesar MW. Tabel-4.1 Prakiraan Beban Puncak Minggun 2014 Minggu Ke Beban MW Minggu Ke Beban MW Minggu Ke Beban MW Minggu Ke Beban MW Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 10 69

11 MW PT PLN (PERSERO) WILAYAH KALIMANTAN BARAT Minggu ke- Gambar-4.1. Prakiraan Beban Puncak Mingguan Energi Perhitungan optimasi dispatch oleh PROSYM dengan menggunakan merit order sebagai berikut : 1. PLTU Parit Baru 2. PLTU Tanjung Gundul 3. PLTD Arti Duta 1 4. PLTD Arti Duta 2 5. PLTD Asta Keramasan Energi 6. PLTD Sei Raya 7. PLTD Siantan 8. PLTD Sei Wie 9. PLTD Arena Maju Bersama Singkawang 10. PLTD Arena Maju Bersama Parit Baru 11. PLTD Sewa Parit Baru 12. PLTD Indonesia Power 13. PLTD Sewatama 14. PLTD Sudirman 15. PLTG Siantan Perhitungan PROSYM juga menggunakan pemodelan seperti pada Gambar-4.2 dan menghasilkan alokasi produksi energi (dalam kwh dan faktor kapasitas (CF)) masing-masing jenis pembangkit untuk perusahaan pembangkit di Sistem Khatulistiwa seperti terlihat pada Tabel-4.2. Adapun perkiraan pengiriman energi ke PLN Area sebesar 1,598,197 MWh (Lihat Tabel 4-3). Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 11 69

12 Gambar-4.2 Pemodelan Sistem Khatulistiwa 2014 dalam Prosym Tabel-4.2. Prakiraan Penerimaan Energi dari Perusahaan Pembangkit ROT Pusat Pembangkit 2014 CF ( kwh ) ( % ) 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan 13,618, PLTD Sei Raya 154,799, Siantan 220,718, Sei Wie 61,376, Sudirman 228, PLTU Parit Baru 70,272, Tanjung Gundul 38,270, Total PLN 559,282, Pembangkit Rental PLTD Arti Duta Aneka Usaha 1 214,124, Arti Duta Aneka Usaha 2 215,822, Asta Keramasan Energi 221,852, Sewatama 1 32,114, Sewatama 2 22,397, Sewatama 3 15,524, Sewatama Senggiring 4,011, Indonesia Power 14,431, Sewatama 1 Singkawang 5,930, Sewatama 2 Singkawang 4,025, Sewatama 3 Singkawang 2,714, AMB Singkawang - - AMB Parit Baru 1 147,369, Sewa Parit Baru 188,467, Total Rental 1,088,787, Sistem 1,648,070, *Asumsi harga MFO 8,066 Rupiah/Liter dan HSD 10,390 Rupiah/Liter Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 12 69

13 Rincian penerimaan energi untuk setiap pusat pembangkit dapat dilihat pada Lampiran Neraca Energi Sesuai dengan ROT 2014 maka Neraca Energi Sistem Khatulistiwa disusun sedemikian sehingga memberikan gambaran tentang kondisi kebutuhan Energi dari masing-masing Area di Sistem Khatulistiwa dan jumlah pasokan yang diperlukan untuk mencukupinya seperti terlihat pada Tabel-4.3. Tabel-4.3. Prakiraan Neraca Energi Sistem Khatulistiwa Uraian Satuan Energi Produksi Pembangkit kwh 1,648,070,355 Produksi MFO kwh 1,424,532,078 Produksi HSD kwh 114,995,885 Produksi Batubara kwh 108,542,393 PS Pembangkit kwh 26,369,126 % 1.6 Pembelian APDP kwh 1,621,701,229 PS Gardu Induk kwh 810,851 % 0.05 Susut Penyaluran kwh 22,692,465 % 1.4 Kebutuhan Area kwh 1,598,197,913 Area kwh 1,310,522,289 Area Singkawang kwh 287,675,624 Beban Puncak Netto MW Faktor Beban % PEMBANGKITAN 5.1. Komposisi Pembangkitan Daya Mampu Nominal (DMN) pembangkit sistem Khatulistiwa pada akhir 2014 mencapai MW. Rincian daya terpasang per jenis pembangkit (dalam MW, jumlah unit dan %) untuk masing-masing perusahaan pembangkit dapat dilihat pada Tabel-5.1 dan Lampiran-3. Tabel-5.1. Komposisi DM Pembangkit Sistem Khatulistiwa Pembangkit MW Unit % PLTU Parit Baru PLTU Tanjung Gundul PLTG Siantan PLTD Sei Raya PLTD Siantan PLTD Sei Wie PLTD Sudirman PLTD Arti Duta Aneka Usaha PLTD Arti Duta Aneka Usaha PLTD Asta Keramasan Energi PLTD Sewatama PLTD Sewatama PLTD Sewatama PLTD Sewatama Senggiring PLTD Indonesia Power PLTD Sewatama 1 Singkawang Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 13 69

14 Pembangkit MW Unit % PLTD Sewatama 2 Singkawang PLTD Sewatama 3 Singkawang PLTD AMB Singkawang PLTD AMB Parit Baru Sewa Parit Baru Total Prakiraan komposisi Daya Mampu per pembangkit dapat dilihat juga pada Gambar-5.1 MW Pembangkit Gambar-5.1. Komposisi Daya Mampu Per Pembangkit Saat Beban Puncak 5.2. Jadwal Pemeliharaan Pembangkit Berdasarkan data dari pembangkit didapatkan Jadual Pemeliharaan Pembangkit untuk unit-unit pembangkit Sistem Khatulistiwa (Lampiran 4). Dari Tabel Neraca Daya (Lampiran-5) terlihat bahwa sepanjang tahun 2014 sistem dalam keadaan normal 27 hari, siaga 13 hari dan defisit 12 hari Komposisi Energi Perkiraan produksi energi 2014 untuk setiap jenis bahan bakar pembangkit serta setiap perusahaan pembangkit dapat dilihat pada Lampiran 1 serta Gambar-5.2 & Gambar-5.3 di bawah ini. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 14 69

15 Gambar-5.2. Komposisi Produksi Energi Per Energi Primer 2014 Gambar-5.3. Komposisi Produksi Energi Per Perusahaan Pembangkit Pemakaian Bahan Bakar dan Biaya Pokok Produksi Pemakaian Bahan Bakar dan Biaya Pokok Produksi pada tahun 2014 dapat dilihat pada Lampiran-2 6. PENYALURAN 6.1. Komposisi Penyaluran Tambahan fasilitas penyaluran pada 2014, antara lain dapat dilihat pada Tabel-6.1. Instalasi Gardu Induk Tabel-6.1 Komposisi Instalasi Penyaluran Tahun Instalasi Baru Jumlah Total 2014 Unit/Cct kms/mva Unit/Cct kms/mva Unit/Cct kms/mva 150 kv Saluran Udara 150 kv Transformator 150 kv Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 15 69

16 6.2. Konfigurasi Penyaluran SUTT 150 kv Sistem Khatulistiwa dari GI Sei Raya sampai dengan GI Bengkayang masih radial dan belum looping untuk kehandalan sistem khatulistiwa, terutama Gardu Induk pensuplai Kota yaitu GI Sei Raya GI Siantan GI Parit Baru GI Kota Baru. Dengan kondisi tersebut jika terjadi gangguan 2 line di salah satu transmisi maka akan menyebabkan terjadi island operation. Agar beberapa island operation dapat survive telah dilakukan pemasangan Under Frequency Relay (UFR) di penyulang tersebar di beberapa Gardu Induk. Untuk Trafo Gardu Induk yang pembebanannya dapat diatas 80% sudah terpasang pengaman Over Load Shedding (OLS). Ini dilakukan untuk menghindari pembebanan lebih pada Trafo Gardu Induk bila terjadi tripnya beberapa pembangkit di sisi 20 kv Analisis Aliran Daya Studi aliran daya dan hubung singkat dilakukan dengan menggunakan software DigSilent versi 15. Pada studi aliran daya, komposisi pembangkitan sesuai hasil output economic dispatch Prosym. Studi aliran daya sistem Khatulistiwa dilakukan pada saat beban puncak sistem Khatulistiwa pukul 19:00 WIB sebesar MW yang diperkirakan akan terjadi pada minggu ke-36. Pada Studi tersebut PLTU belum operasi dan terjadi pemadaman sebesar 13.8 MW dan beberapa instalasi penyaluran diperkirakan akan mengalami pembebanan trafo yang cukup tinggi. Aliran daya pada saat beban puncak pukul 19:00 dapat diihat pada Gambar-6.1 Gambar-6.1. Aliran Daya saat beban puncak 2014 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 16 69

17 6.2. Analisis Hubung Singkat Pada studi hubung singkat asumsi pembangkitan telah ditambahkan dengan PLTU Parit Baru 2 x 50 MW, PLTU Tanjung Gundul 2 x 27.5 MW, PLTD Sewa Parit Baru 30 MW. Dari hasil studi hubung singkat tiga fasa pada kondisi pembangkitan maksimum untuk tahun 2014, masih dapat beberapa Gardu Induk sisi 20 kv yang arus hubung singkatnya melebihi 16 ka yaitu Busbar 20 kv Trafo 3 GI Sei Raya dan Busbar 20 kv Trafo 1 GI Siantan. Secara terperinci dapat dilihat pada Tabel 6.2. GARDU INDUK Tabel-6.2 Hubung Singkat tiap Gardu Induk 150 kv Hubung Singkat (ka) 20 kv BB 1 20 kv BB 2 20 kv BB 3 GI Sei Raya GI Siantan GI Parit Baru GI Kota Baru GI Senggiring GI Tanjung Gundul 3.7 GI Singkawang GI Sambas GI Bengkayang ANALISIS KECUKUPAN DAYA 7.1. Neraca Daya Hasil kompilasi prakiraan beban puncak mingguan selama satu tahun dan kesiapan unit-unit pembangkitan serta mempertimbangkan alokasi derating, forced outage dan plan outage, maka diperoleh neraca daya 2014 seperti ditunjukkan pada Gambar-7.1 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 17 69

18 Gambar-7.1. Neraca Daya Pemadaman Beban Tenaga listrik merupakan produk yang pembangkitan dan konsumsinya harus selalu seimbang dari waktu ke waktu. Apabila terdapat gangguan pada pembangkit, maka kehilangan daya akibat pembangkit tersebut harus dapat segera digantikan oleh daya dari pembangkit lain atau dengan mematikan sebagian beban konsumen. Jika dari semula sudah diperkirakan akan terjadi ketidakseimbangan pasokan dan beban, maka operator sistem akan melakukan pengurangan beban terencana, yang dikenal dengan istilah Plan Load Shedding (PLS). 8. KENDALA PENYALURAN 8.1. Pembebanan Dari analisa aliran daya pada saat beban puncak 2014, terdapat Trafo Gardu Induk yang pembebannya di atas 80% yaitu Trafo 1 GI Singkawang. Sedangkan untuk pembebanan transmisi masih di bawah 80 % Kualitas Tegangan Dari studi aliran daya pada beban puncak 2014 pukul 19:00, tidak terdapat Gardu Induk yang mengalami ekskursi tegangan dibawah 10%. Secara rinci dapat dilihat pada Tabel-8.1. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 18 69

19 Tabel-8.1 Kualitas Tegangan GARDU INDUK Tegangan (kv) GI Sei Raya GI Siantan GI Parit Baru GI Kota Baru GI Senggiring GI Tanjung Gundul GI Singkawang GI Sambas GI Bengkayang STRATEGI OPERASI 9.1. Pengendalian Frekuensi Pada kondisi normal pengendalian frekuensi sistem dilakukan melalui: - Pengoperasian pembangkit dengan mode operasi governor free. - Perintah pengaturan pembebanan pembangkit untuk mengantisipasi kondisi frekuensi dan perubahan beban. Pada saat memobilisasi pembangkit untuk mengendalikan frekuensi, tegangan rendah yang timbul akibat naiknya transfer harus diperhatikan. Kondisi frekuensi sistem sebesar 49,5 Hz masih dapat dipertahankan selambat-lambatnya 10 menit. - Jika terdapat kecenderungan frekuensi turun sedang pembangkit sudah dimaksimalkan, maka perlu dilakukan pelepasan beban secara manual. Dalam kondisi emergency untuk mempertahankan integritas sistem, diterapkan skema pertahanan sistem menggunakan UFR baik jenis frekuensi tetap (fixed frequency) maupun jenis df/dt yang bekerja berdasarkan kecepatan penurunan (slope) frekuensi sebagai pelengkap untuk memperkuat skema pertahanan. Tongkat Frekuensi dapat dilihat pada Gambar-9.1 berikut ini. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 19 69

20 Gambar-9.1. Tongkat Frekuensi Island Operation Bila setelah pelepasan beban oleh UFR frekuensi sistem masih merosot, maka pada frekuensi 48.5 Hz, akan dilakukan Island Operation tahap 1 yaitu dengan melepas GI Sambas dan GI Bengkayang dari sistem interkoneksi. Jika Frekuensi masih merosot, maka pada frekuensi 48,3 Hz akan dilakukan Island Operation tahap 2 yaitu dengan melepas GI Tanjung Gundul dan GI Singkawang. Jika Frekuensi masih merosot, maka pada frekuensi 48,1 Hz akan dilakukan Island Operation tahap 3 yaitu dengan melepas GI Senggiring. Tujuan penerapan islanding operation adalah melindungi pembangkit pada island tersebut agar tidak padam (trip). Island dibentuk dengan melepas beberapa transmisi serta beban sedemikian rupa sehingga dicapai kesetimbangan antara kemampuan pembangkit yang sedang beroperasi dengan beban di island tersebut. Bila island gagal dibentuk, atau beban island tersebut terlampau besar, maka pada frekuensi 47.5 Hz pembangkit akan beroperasi host-load, yaitu hanya memikul beban pemakaian sendiri. Skema lengkap Island Operation dapat di lihat pada Lampiran Pengendalian Tegangan a. Pengendalian Tegangan Pada Periode Beban Rendah Pengendalian Tegangan pada periode beban rendah ini biasanya terjadi pada hari-hari khusus seperti Hari Raya Idul Fitri, Hari Raya Idul Adha, Natal dan Tahun Baru. Langkah-langkah operasi yang ditempuh di dalam sistem penyaluran untuk mengurangi kelebihan kelebihan daya reaktif pada kondisi beban rendah di sistem khatulistiwa, adalah sebagai berikut : Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 20 69

21 Pengaturan daya reaktif unit pembangkit. Semua unit pembangkit terutama yang berskala besar pada periode beban rendah beroperasi menyerap daya reaktif untuk mengantisipasi tegangan tinggi yang terjadi di sistem. Pengaturan Tap Trafo Gardu Induk Perubahan konfigurasi jaringan. Jaringan sistem 150 kv dengan sirkit ganda akan dioperasikan dengan modus operasi sirkit tunggal dengan melihat kondisi operasi realtime. b. Pengendalian Tegangan Pada Periode Beban Puncak Siang dan Malam Langkah operasi yang ditempuh didalam sistem penyaluran untuk meningkatkan kekurangan daya reaktif pada kondisi beban puncak di sistem khatulistiwa, adalah sebagai berikut : Pengaturan daya reaktif unit pembangkit. Semua unit pembangkit terutama yang berskala besar pada periode beban puncak beroperasi memberi daya reaktif untuk mengantisipasi tegangan rendah yang terjadi di sistem. Pengaturan Tap Trafo Gardu Induk 9.4. Pelepasan Beban OLS Untuk mencegah pemadaman meluas akibat overloadnya suatu Trafo Gardu Induk telah dipasang pelepasan beban OLS pada Trafo 1 GI Sei Raya jika pembangkit di sisi 20 kv trip. 10. RENCANA PEMELIHARAAN TRANSMISI, GARDU INDUK DAN GARDU HUBUNG Pada Bulan Tahun 2014 terdapat beberapa rencana pemeliharaan Transmisi, Gardu Induk dan Gardu Hubung seperti terlihat pada Lampiran RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL Pada Bulan Tahun 2014 terdapat beberapa rencana pemeliharaan Proteksi seperti terlihat pada Lampiran RENCANA PEMELIHARAAN PROTEKSI Pada Bulan Tahun 2014 terdapat beberapa rencana pemeliharaan Proteksi seperti terlihat pada Lampiran 9 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 21 69

22 LAMPIRAN 1 ALOKASI ENERGI SISTEM ALOKASI ENERGI SISTEM KHATULISTIWA PER PEMBANGKIT (MWh) Pusat Pembangkit Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Ags Sep Okt Nov Des Jumlah CF 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan 1, ,985 2,247 3,032 2,577 2,686-13, PLTD Sei Raya 12,175 13,406 14,447 14,202 14,842 14,364 14,843 14,843 12,141 14,843 14, , Siantan 19,127 20,170 13,170 14,831 20,579 21,548 22,260 22,564 23,041 22,101 21, , Sei Wie 6,403 4,848 3,058 3,132 5,944 5,931 5,967 5,846 7,242 6,746 6,259-61, Sudirman PLTU Parit Baru ,272 70, Tanjung Gundul ,270 38, Total PLN 38,802 38,425 30,675 32,165 41,368 41,847 45,058 45,526 45,552 46,300 44, , , Pembangkit Rental - PLTD Arti Duta Aneka Usaha 1 19,084 17,237 19,084 18,468 19,084 18,468 19,084 19,084 18,468 19,084 18,468 8, , Arti Duta Aneka Usaha 2 19,084 17,237 19,084 18,468 19,084 18,468 19,084 19,084 18,468 19,084 18,468 10, , Asta Keramasan Energi 19,084 17,237 19,084 18,468 19,084 18,468 19,084 19,084 18,468 19,084 18,468 16, , Sewatama 1 5,315 2,211 1,135 1,218 2,798 2,869 2,877 3,060 3,758 3,444 3,429-32, Sewatama 2 4,108 1, ,769 1,812 1,712 1,993 2,982 2,315 2,503-22, Sewatama 3 2,977 1, ,369 1,362 1,330 1,419 1,836 1,543 1,574-15, Sewatama Senggiring 1, , Indonesia Power 2,180 1, ,355 1,324 1,361 1,395 1,610 1,513 1,494-14, Sewatama 1 Singkawang 1, , Sewatama 2 Singkawang , Sewatama 3 Singkawang 1, , AMB Singkawang AMB Parit Baru 1 7,296 12,768 14,136 13,680 14,136 13,680 14,136 14,136 13,680 14,136 13,680 1, , Sewa Parit Baru ,204 20,520 21,204 20,520 21,204 21,204 20,520 21,204 20, , Total Rental 84,139 71,711 95,463 93, ,565 99, , , , ,378 99,652 37,243 1,088, Sistem 122, , , , , , , , , , , ,115 1,648, Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 22 69

23 ALOKASI ENERGI SISTEM KHATULISTIWA PER BAHAN BAKAR (MWh) Pusat Pembangkit Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Ags Sep Okt Nov Des Jumlah Pembangkit PLN Produksi MFO 37,706 38,425 30,675 32,165 41,365 41,842 43,070 43,252 42,423 43,690 41, ,894 Produksi HSD 1, ,988 2,274 3,129 2,610 2,741-13,847 Produksi Batubara , ,542 Pembangkit Rental Produksi MFO 64,547 64,478 92,591 89,604 92,591 89,604 92,591 92,591 89,604 92,591 89,604 37, ,638 Produksi HSD 19,592 7,232 2,872 3,572 9,974 9,943 8,066 8,739 11,324 9,788 10, ,149 Produksi Batubara Total Produksi MFO 102, , , , , , , , , , ,555 37,573 1,424,532 Produksi HSD 20,689 7,233 2,872 3,572 9,977 9,948 10,053 11,012 14,453 12,398 12, ,996 Produksi Batubara , ,542 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 23 69

24 LAMPIRAN 2 PEMAKAIAN BAHAN BAKAR DAN BIAYA POKOK PRODUKSI Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Biaya Pusat Pembangkit Produksi Produksi Produksi Pemakaian Pemakaian Pemakaian Pembayaran Energi MFO HSD Batu Bara MFO HSD Batu Bara (Rupiah)* (Rp/kWh) 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan 13,618,583 5,734,140 59,577,714,600 4,375 PLTD Sei Raya 154,799,365 39,107, ,438,739,728 2,038 Siantan 220,718,298 46,520, ,988,468,005 2,288 Sei Wie 61,376,080 16,797, ,489,957,824 2,208 Sudirman 228,143 66, ,168,588 3,008 PLTU Parit Baru 70,272,355 62,875,265 66,584,905, Tanjung Gundul 38,270,038 34,241,613 36,261,867, Total PLN 436,893,743 13,846, ,542, ,425,235 5,800,181 97,116,878 1,119,027,822,017 2,001 2 Pembangkit Rental PLTD Arti Duta Aneka Usaha 1 214,124,918 51,840, ,147,646,787 1,953 Arti Duta Aneka Usaha 2 215,822,995 52,251, ,463,688,278 1,953 Asta Keramasan Energi 221,852,693 53,711, ,238,608,497 1,953 Sewatama 1 32,114,418 9,194,865 95,534,645,272 2,975 Sewatama 2 22,397,485 6,412,754 66,628,509,904 2,975 Sewatama 3 15,524,330 4,444,861 46,182,103,712 2,975 Sewatama Senggiring 4,011,993 1,148,697 11,934,959,752 2,975 Indonesia Power 14,431,213 4,101,503 42,614,610,975 2,953 Sewatama 1 Singkawang 5,930,138 1,697,892 17,641,097,880 2,975 Sewatama 2 Singkawang 4,025,483 1,152,559 11,975,090,088 2,975 Sewatama 3 Singkawang 2,714, ,090 8,073,969,256 2,975 AMB Singkawang AMB Parit Baru 1 147,369,748 37,230, ,299,212,632 2,038 Sewa Parit Baru 188,467,983 47,612, ,046,167,624 2,038 3 Total Rental 987,638, ,149, ,647,573 28,930,220-2,257,780,310,657 2,074 Sistem 1,424,532, ,995, ,542, ,072,808 34,730,401 97,116,878 3,376,808,132,674 2,049 *Asumsi harga MFO 8,066 Rupiah/Liter dan HSD 10,390 Rupiah/Liter Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 24 69

25 LAMPIRAN 3 DAYA MAMPU SISTEM KHATULISTIWA Pusat Pembangkit No. 1 No. 2 No. 3 No. 4 No. 5 No. 6 No. 7 No. 8 No. 9 No. 10 No. 11 No. 12 No. 13 No. 14 No. 15 Jumlah I. Pembangkit PLN PLTG Siantan PLTD Sei Raya Siantan Sei Wie Sudirman PLTU Parit Baru Tanjung Gundul II. Pembangkit RENTAL PLTD Arti Duta Aneka Usaha Arti Duta Aneka Usaha Asta Keramasan Energi Sewatama Sewatama Sewatama 3A Sewatama 3B Sewatama Senggiring Indonesia Power Sewatama 1 Singkawang Sewatama 2 Singkawang Sewatama 3A Singkawang Sewatama 3B Singkawang AMB Singkawang AMB Parit Baru Sewa Parit Baru TOTAL SISTEM Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 25 69

26 LAMPIRAN 4 RENCANA PEMELIHARAAN PEMBANGKIT 2014 Unit Pukul Pukul PLTG Siantan PLTD Siantan SWD 1 Gangguan ( Machinery Breakdown ) SWD 2 1 Mar Mar Top Overhaul SWD 3 1 Okt Okt Top Overhaul SLZ 1 1 Nov Nov Top Overhaul SLZ 2 1 Jan Jan Rehabilitasi SLZ 2 1 Des Des Top Overhaul CAT 1 1 Jan Jan Top Overhaul CAT 2 1 Mei Mei Top Overhaul PLTD Sei Raya SWD 1 Gangguan ( Machinery Breakdown ) SWD 2 1 Sep Sep Top Overhaul SWD 3 Gangguan ( Machinery Breakdown ) SLZ 2 3 Jan Jan Semi Overhaul PLTD Sei Wie MAK2 4 Apr Mei Major Overhaul MAK3 1 Ags Ags Top Overhaul MAK4 1 Nov Nov Top Overhaul MAK5 1 Jan Jan Major Overhaul MAK6 1 Feb Feb Top Overhaul MAK7 13 Feb Feb Top Overhaul PLTD Sudirman DHT2 3 Mar Apr Major Overhaul Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 26 69

27 LAMPIRAN 5 NERACA DAYA SISTEM KHATULISTIWA 2014 Awal Minggu Minggu ke Ter pasang PO FO De rating Beban Terlayani Daya Mampu Beban Puncak Cad. Ops Padam Kondisi 27 Des Siaga 3 Jan Siaga 10 Jan Siaga 17 Jan Normal 24 Jan Normal 31 Jan Normal 7 Feb Normal 14 Feb Normal 21 Feb Normal 28 Feb Normal 7 Mar Normal 14 Mar Normal 21 Mar Normal 28 Mar Normal 4 Apr Normal 11 Apr Normal 18 Apr Normal 25 Apr Normal 2 Mei Normal 9 Mei Normal 16 Mei Normal 23 Mei Normal 30 Mei Normal 6 Jun Normal 13 Jun Normal 20 Jun Normal 27 Jun Siaga 4 Jul Siaga 11 Jul Siaga 18 Jul Siaga 25 Jul Siaga 1 Ags Defisit 8 Ags Siaga 15 Ags Siaga 22 Ags Siaga 29 Ags Defisit 5 Sep Defisit 12 Sep Defisit 19 Sep Defisit 26 Sep Defisit 3 Okt Defisit Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 27 69

28 Awal Minggu Minggu ke Ter pasang PO FO De rating Beban Terlayani Daya Mampu Beban Puncak Cad. Ops Padam Kondisi 10 Okt Defisit 17 Okt Siaga 24 Okt Siaga 31 Okt Defisit 7 Nov Defisit 14 Nov Defisit 21 Nov Defisit 28 Nov Normal 5 Des Normal 12 Des Normal 19 Des Normal Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 28 69

29 NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE I PLTG STN II PLTD SEI RAYA SRY 1 2 SRY SRY 3 4 SRY SRY SRY III PLTD SIANTAN STN 1 2 STN STN STN STN STN STN STN IV ARTIDUTA V ARTIDUTA VI AKE VII TAMA 1 PTK VIII TAMA 2 PTK IX TAMA 3A PTK X TAMA 3B PTK XI IP Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 29 69

30 MINGGU KE- NO UNIT PEMBANGKIT XII SEWATAMA SGR XIII SEWATAMA 3 SKW XIV ARENA PARIT BARU XV SEWA PARIT BARU XVI ARENA SINGKAWANG XVII TAMA 1 SKW XVIII TAMA 2 SKW XIX PLTD SEI WIE WIE WIE WIE WIE WIE WIE WIE SDRMN SDRMN XX XX1 PLTU TANJUNG GUNDUL PLTU PARIT BARU DAYA MAMPU (MW) PREDIKSI BEBAN DASAR PREDIKSI BEBAN INDUSTRI PREDIKSI BEBAN PUNCAK Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 30 69

31 NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE CADANGAN / (DEFISIT) NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE I PLTG STN II PLTD SEI RAYA SRY 1 2 SRY SRY 3 4 SRY SRY SRY III PLTD SIANTAN STN 1 2 STN STN STN STN STN STN STN IV ARTIDUTA V ARTIDUTA Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 31 69

32 MINGGU KE- NO UNIT PEMBANGKIT VI AKE VII TAMA 1 PTK VIII TAMA 2 PTK IX TAMA 3A PTK X TAMA 3B PTK XI IP XII SEWATAMA SGR XIII SEWATAMA 3 SKW XIV ARENA PARIT BARU XV SEWA PARIT BARU XVI ARENA SINGKAWANG XVII TAMA 1 SKW XVIII TAMA 2 SKW XIX PLTD SEI WIE WIE WIE WIE WIE WIE WIE WIE SDRMN SDRMN XX XX1 PLTU TANJUNG GUNDUL PLTU PARIT BARU Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 32 69

33 NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE DAYA MAMPU (MW) PREDIKSI BEBAN DASAR PREDIKSI BEBAN INDUSTRI PREDIKSI BEBAN PUNCAK CADANGAN / (DEFISIT) NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE I PLTG STN II PLTD SEI RAYA SRY 1 2 SRY SRY 3 4 SRY SRY SRY III PLTD SIANTAN STN 1 2 STN STN STN Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 33 69

34 MINGGU KE- NO UNIT PEMBANGKIT STN STN STN STN IV ARTIDUTA V ARTIDUTA VI AKE VII TAMA 1 PTK VIII TAMA 2 PTK IX TAMA 3A PTK X TAMA 3B PTK XI IP XII SEWATAMA SGR XIII SEWATAMA 3 SKW XIV ARENA PARIT BARU XV SEWA PARIT BARU XVI ARENA SINGKAWANG XVII TAMA 1 SKW XVIII TAMA 2 SKW XIX PLTD SEI WIE WIE WIE WIE WIE WIE WIE Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 34 69

35 MINGGU KE- NO UNIT PEMBANGKIT WIE SDRMN SDRMN XX XX1 PLTU TANJUNG GUNDUL PLTU PARIT BARU DAYA MAMPU (MW) PREDIKSI BEBAN DASAR PREDIKSI BEBAN INDUSTRI PREDIKSI BEBAN PUNCAK CADANGAN / (DEFISIT) (5.0) (14.0) (7.4) (12.1) (6.0) (7.4) (7.1) (1.6) NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE I PLTG STN II PLTD SEI RAYA SRY 1 2 SRY SRY 3 4 SRY Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 35 69

36 MINGGU KE- NO UNIT PEMBANGKIT SRY SRY III PLTD SIANTAN STN 1 2 STN STN STN STN STN STN STN IV ARTIDUTA V ARTIDUTA VI AKE VII TAMA 1 PTK VIII TAMA 2 PTK IX TAMA 3A PTK X TAMA 3B PTK XI IP XII SEWATAMA SGR XIII SEWATAMA 3 SKW XIV ARENA PARIT BARU XV SEWA PARIT BARU XVI ARENA SINGKAWANG XVII TAMA 1 SKW XVIII TAMA 2 SKW XIX PLTD SEI WIE Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 36 69

37 NO UNIT PEMBANGKIT MINGGU KE WIE WIE WIE WIE WIE WIE WIE SDRMN SDRMN XX PLTU TANJUNG GUNDUL XX1 PLTU PARIT BARU DAYA MAMPU (MW) PREDIKSI BEBAN DASAR PREDIKSI BEBAN INDUSTRI PREDIKSI BEBAN PUNCAK CADANGAN / (DEFISIT) (6.4) (7.8) (0.4) (1.7) Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 37 69

38 LAMPIRAN 6 ISLAND OPERATION 2014 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 38 69