Rencana Operasi Bulanan Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa Juni 2017

Rencana Operasi Bulanan Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa Juni 2017 PT. PLN (PERSERO) WILAYAH KALIMANTAN BARAT Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 1 45

KATA PENGANTAR Buku Rencana Operasi Bulanan Sistem Khatulistiwa disiapkan oleh unit operasional PT PLN (Persero) Area Penyaluran dan Pengatur Beban (AP2B) Bidang Operasi Sistem. Rencana Operasi Bulanan 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) AP2B dari beberapa sumber terkait. Jika diperlukan pembaca bisa melakukan pengecekan atas akurasi, kelengkapan, dan kesesuaian informasi yang ada ke PT PLN (Persero) AP2B. 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. Pontianak, 19 Mei 2017 Manajer Ricky Cahya Andrian Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 2 45

EXECUTIVE SUMMARY 1. Beban dan Energi Beban Puncak malam pada Juni 2017 diperkirakan mencapai 301.3 MW. Beban Puncak malam tertinggi ini terjadi pada Rabu, 21 Juni 2017. Sedangkan beban puncak malam terendah terjadi pada Minggu, 4 Juni 2017 sebesar 274.2 MW. Beban Puncak Siang pada Juni 2017 diperkirakan mencapai 254.1 MW. Beban Puncak Siang tertinggi ini terjadi pada Rabu, 21 Juni 2017. Sedangkan beban puncak siang terendah terjadi pada Sabtu, 27 Juni 2017 sebesar 209.6 MW. Penerimaan energi dari pembangkit pada Juni 2017 diperkirakan mencapai 163,186,600 kwh seperti pada Tabel-2.3. Penerimaan energi listrik dari PT PLN (Persero) Sektor Kapuas sebesar 20,772,600 kwh, dari Pembangkit Rental sebesar 76,227,500 kwh, dari Excess Power sebesar 719,500 kwh dan dari IPP sebesar 65,467,000 kwh. Sedangkan Prakiraan Energi yang dikirim ke PT PLN Area Pontianak sebesar 117,240,867 kwh dan PT PLN Area Singkawang sebesar 40,765,692 kwh. 2. Pasokan Daya Daya Mampu Pasok malam selama Juni 2017 berkisar adalah 326.9 336.9 MW, cadangan operasi malam berkisar antara 31.0 61.7 MW tanpa ada pemadaman malam. Berdasarkan kondisi cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik malam sistem Khatulistiwa periode Juni 2017 dalam kondisi Normal 0 hari, Siaga 30 Hari, dan Defisit 0 Hari. Daya Mampu Pasok siang selama Juni 2017 berkisar antara 317.7 336.9 MW, cadangan operasi siang berkisar antara 69.8-126.1 MW. Berdasarkan kondisi cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik siang sistem Khatulistiwa periode Juni 2017 selama 30 hari adalah 18 hari normal (cad. operasi> 1 unit terbesar), 12 hari dalam kondisi siaga (cad. operasi < 1 unit terbesar), dan 0 hari dalam kondisi defisit tidak ada pemadaman. 3. Bahan Bakar Minyak Prakiraan pemakaian Bahan Bakar Minyak selama Juni 2017 berkisar 23,647,813 liter yang terdiri dari pemakaian MFO sebesar 22,421,613 liter dan pemakaian HSD sebesar 1,226,200 Prakiraan produksi yang dihasilkan dari pemakaian MFO sebesar 93,390,100 kwh, dari pemakaian HSD sebesar 4,277,000 kwh. Sedangkan sumber energi listrik non-bahan bakar minyak yaitu dari Excess Power sebesar 719,500 kwh dan dari IPP SESCO 64,800,000 kwh. 4. Biaya Pokok Produksi Prakiraan Biaya Pokok Produksi selama Juni berkisar Rp 1,493 /kwh dengan asumsi harga MFO Rp 5,132 Rupiah/Liter dan HSD Rp 6,736 Rupiah/Liter. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 3 45

DAFTAR ISI DAFTAR ISI 4 1. PENDAHULUAN 6 1.1. TUJUAN 6 1.2. KETENTUAN GRID CODE & BIDDING RULES 6 1.3. LINGKUP BAHASAN 6 2. BEBAN PUNCAK DAN ENERGI 7 2.1. BEBAN PUNCAK 7 2.2. ENERGI 9 3. PASOKAN DAYA 9 3.1. DAYA MAMPU 9 3.2. JADWAL KETIDAKSIAPAN PEMBANGKIT 11 3.3. KESIAPAN PEMBANGKIT 11 3.4. NERACA DAYA 12 4. KONDISI OPERASI 16 4.1 ANALISA ALIRAN DAYA 16 4.2 ANALISIS HUBUNG SINGKAT 16 4.3 ANALISA KONTINGENSI 18 4.4 PERUBAAN KONFIGURASI 18 4.5 STATEGI OPERASI 18 4.5.1 POLA OPERASI PEMBANGKIT 18 4.5.2 POLA OPERASI TRANSMISI 18 4.5.3 PENGENDALIAN TEGANGAN 19 4.5.4 PENGENDALIAN FREKUENSI 20 4.5.5 PENGENDALIAN BEBAN INTERKONEKSI 22 4.5.6 OPERASI ISLANDING 23 4.5.7 KENDALA OPERASI 24 5. RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN 25 6. RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL 25 7. MANAJEMEN ENERGI 25 7.1. MODEL SISTEM 25 7.2 ALOKASI PENERIMAAN ENERGI 26 7.2. PEMAKAIAN ENERGI PRIMER 27 7.3. PRAKIRAAN NERACA ENERGI 28 7.4. PRAKIRAAN BIAYA POKOK PRODUKSI (BPP) 29 8. PEMULIHAN BLACKOUT 30 8.1. TANGGUNG JAWAB PENGOPERASIAN 30 8.2. HAL HAL YANG PERLU DIPERHATIKAN 30 8.3. PMT YANG DIBUKA SAAT PADAM TOTAL 30 8.4. PEMULIHAN SISTEM 32 LAMPIRAN 1 RENCANA PEMELIHARAAN PEMBANGKIT 40 LAMPIRAN 2 PRAKIRAAN NERACA DAYA MALAM JUNI 42 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 4 45

LAMPIRAN 3 PRAKIRAAN NERACA DAYA SIANG JUNI 43 LAMPIRAN 4 RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN 44 LAMPIRAN 5 PEMELIHARAAN SCADATEL 45 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 5 45

1. PENDAHULUAN 1.1. Tujuan Pembuatan Rencana Operasi Bulanan (ROB) ini bertujuan untuk menyediakan informasi awal mengenai kondisi operasi sistem tenaga listrik Khatulistiwa, termasuk kendala pasokan dan penyaluran yang akan dihadapi pada Juni 2017. 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 pengendalian operasi sistem tenaga listrik dalam horizon yang lebih pendek, yaitu mingguan dan harian. 1.2. Ketentuan Grid Code & Bidding Rules ROB ini disusun sesuai dengan ketentuan pada Scheduling & Dispatch Code (SDC) 3.0 sampai dengan SDC 3.5 dari Aturan Sistem Kalimantan pada 2008. Ketentuan Grid Code tersebut mengatur proses pembuatan rencana operasi bulanan, informasi yang disediakan pengguna Grid dan hal hal yang harus digunakan atau dipertimbangkan dalam memodelkan sistem dan merevisi prakiraan produksi pembangkit. 1.3. Lingkup Bahasan ini mencakup berbagai hal dengan urutan pembahasan sebagai berikut: Acuan Rencana Operasi Beban Puncak dan Energi Pasokan Daya Kondisi Operasi Rencana Pemeliharaan Pembangkit Rencana Pemeliharaan Penyaluran Rencana Pemeliharaan Scadatel Manajemen Energi Sebagian besar informasi ditampilkan pada horizon harian selama satu bulan. Pembahasan pada dokumen ini meliputi sistem Khatulistiwa yang tanggung jawab pengelolaannya berada di tangan PLN AP2B Kalimantan Barat, Bidang Operasi Sistem. Rencana Operasi Juni 2017 ini mengacu pada realisasi operasi, informasi mutakhir mengenai kondisi dan status pembangkit dari perusahaan pembangkit. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 6 45

2. BEBAN PUNCAK DAN ENERGI 2.1. Beban Puncak Prakiraan beban puncak malam Juni 2017 adalah seperti Tabel-2.1. Beban Puncak malam pada Juni 2017 diperkirakan mencapai 301.3 MW. Beban Puncak malam tertinggi ini terjadi pada Rabu, 21 Juni 2017. Sedangkan beban puncak malam terendah terjadi pada Minggu, 4 Juni 2017 sebesar 274.2 MW. Tabel-2.1. Prakiraan Beban Puncak Malam Sistem Khatulistiwa Juni 2017 Hari Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Kamis 1 274.3 8 292.5 15 295.8 22 297.9 29 289.6 Jumat 2 284.8 9 288.9 16 292.6 23 277.7 30 290.1 Sabtu 3 275.7 10 279.3 17 279.6 24 278.6 31 295.3 Minggu 4 274.2 11 278.5 18 278.7 25 278.8 Senin 5 287.4 12 287.5 19 289.0 26 277.6 Selasa 6 289.7 13 291.5 20 297.8 27 277.4 Rabu 7 291.3 14 294.2 21 301.3 28 277.5 310.0 290.0 270.0 250.0 MW 230.0 210.0 190.0 170.0 150.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Tanggal Beban Puncak Gambar-2.1. Beban Puncak Malam Juni 2017 Prakiraan beban puncak siang Juni 2017 adalah seperti Tabel-2.2. Beban Puncak Siang pada Juni 2017 diperkirakan mencapai 254.1 MW. Beban Puncak Siang tertinggi ini terjadi pada Rabu, 21 Juni 2017. Sedangkan beban puncak siang terendah terjadi pada Sabtu, 27 Juni 2017 sebesar 209.6 MW. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 7 45

00.30 01.00 01.30 02.00 02.30 03.00 03.30 04.00 04.30 05.00 05.30 06.00 06.30 07.00 07.30 08.00 08.30 09.00 09.30 10.00 10.30 11.00 11.30 12.00 12.30 13.00 13.30 14.00 14.30 15.00 15.30 16.00 16.30 17.00 17.30 18.00 18.30 19.00 19.30 20.00 20.30 21.00 21.30 22.00 22.30 23.00 23.30 24.00 PT PLN (PERSERO) WILAYAH KALIMANTAN BARAT Tabel-2.2 Prakiraan Beban Puncak Siang Sistem Khatulistiwa Juni 2017 Hari Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Tgl. Beban (MW) Kamis 1 211.6 8 245.3 15 248.6 22 250.7 29 229.7 Jumat 2 237.6 9 241.7 16 245.4 23 209.9 30 230.3 Sabtu 3 213.0 10 216.6 17 216.9 24 210.8 31 238.0 Minggu 4 211.5 11 215.8 18 216.0 25 211.0 Senin 5 240.2 12 240.3 19 241.8 26 209.8 Selasa 6 242.5 13 244.3 20 250.6 27 209.6 Rabu 7 244.1 14 247.0 21 254.1 28 209.7 Kurva beban pada saat beban puncak malam bulan Juni 2017 dapat dilihat pada Gambar-2.2. MW 300.0 250.0 200.0 150.0 100.0 Pukul Gambar-2.2. Kurva Beban Puncak Juni 2017 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 8 45

2.2. Energi Penerimaan energi dari pembangkit pada Juni 2017 diperkirakan mencapai 163,186,600 kwh seperti pada Tabel-2.3. Penerimaan energi listrik dari PT PLN (Persero) Sektor Kapuas sebesar 20,772,600 kwh, dari Pembangkit Rental sebesar 76,227,500 kwh, dari Excess Power sebesar 719,500 kwh dan dari IPP sebesar 65,467,000 kwh. Sedangkan Prakiraan Energi yang dikirim ke PT PLN Area Pontianak sebesar 117,240,867 kwh dan PT PLN Area Singkawang sebesar 40,765,692 kwh. Tabel-2.3. Penerimaan Energi Juni 2017 Pusat Pembangkit Mampu Penerimaan DMN CF Produksi Energi (MW) (%) (kwh) ( kwh ) 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan 30.0 21,600,000 - - PLTD Sei Raya 25.0 17,069,000 12,053,050 51.0 Siantan 32.9 13,275,400 6,244,400 18.9 Sei Wie 12.8 7,572,000 2,475,150 19.6 Total PLN 100.7 59,516,400 20,772,600 22.2 2 Pembangkit Rental - PLTD ADAU 1 30.0 32,085,000 32,072,550 148.5 ADAU 2 15.0 5,400,000 5,399,050 50.0 AKE 20.0 17,280,000 17,269,450 119.9 Bugak 30.0 18,360,000 17,876,450 82.8 Sewatama Ptk 10.0 21,063,000 3,610,000 50.1 Total Rental 105.0 94,188,000 76,227,500 100.8 3 Excess Power - PLTU Alas Kusuma 1.0 720,000 719,500 99.9 4 IPP - SESCO 90.0 64,800,000 64,800,000 100.0 MPP 100.0 76,320,000 667,000 0.9 Total IPP 190.0 141,120,000 65,467,000 47.9 Sistem 396.7 295,544,400 163,186,600 53.2 3. PASOKAN DAYA 3.1. Daya Mampu Daya Mampu Netto (DMN) per jenis pembangkit Sistem Khatulistiwa pada Juni 2017 adalah 396.7 MW. Nilai dan rincian DMN per jenis pembangkit (dalam MW, jumlah unit dan %) untuk masing masing perusahaan pembangkit dapat dilihat pada Tabel-3.1. Tabel-3.1. Komposisi DMN Pembangkit Sistem Khatulistiwa Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 9 45

Pembangkit DMN Unit % PLTG SIANTAN 30.0 1 7.2 PLTD SEI RAYA 25.0 4 6.0 PLTD SIANTAN 32.9 7 4.7 PLTD SEI WIE 12.8 7 2.6 SESCO 90.0 1 21.6 MPP PARIT BARU 100.0 4 25.5 PLTD ADAU 1,2 30.0 5 10.8 PLTD ADAU 3 15.0 2 1.8 PLTD AKE 20.0 3 5.8 PLTD BUGAK PBR 30.0 22 6.5 ALAS KUSUMA 1.0 1 0.2 PLTD SEWATAMA PONTIANAK 10.0 31 7.2 Total 396.7 88.0 100.0 Prakiraan komposisi Daya Mampu Netto per pembangkit pada bulan Juni 2017 dapat dilihat pada Gambar-3.1 120.0 MW 100.0 90.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0-30.0 25.0 32.9 12.8 PLTG SIANTAN PLTD SEI RAYA PLTD SIANTAN PLTD SEI WIE SESCO MPP PARIT BARU 30.0 15.0 20.0 30.0 PLTD ADAU 1,2 PLTD ADAU 3 PLTD AKE PLTD BUGAK PBR Pembangkit 1.0 ALAS KUSUMA 10.0 PLTD SEWATAMA PONTIANAK Gambar-3.1. Komposisi Daya Mampu Per Pembangkit Saat Beban Puncak Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 10 45

3.2. Jadwal Ketidaksiapan Pembangkit Pada Bulan Juni 2017 terdapat rencana pemeliharaan periodik yang dapat dilihat pada lampiran 1 3.3. Kesiapan Pembangkit Prakiraan EAF pembangkit periode Juni 2017 dapat dilihat pada Tabel-3.2. dibawah ini. Tabel-3.2. Prakiraan EAF Pembangkit Pembangkit EAF (%) PLTG SIANTAN 100.0 PLTD SEI RAYA 94.9 PLTD SIANTAN 53.5 PLTD SEI WIE 81.9 SESCO 100.0 MPP 100.0 PLTD ADAU 1,2 99.0 PLTD ADAU 3 50.0 PLTD AKE 100.0 PLTD BUGAK PBR 77.3 ALAS KUSUMA 100.0 PLTD SEWATAMA PTK 93.5 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 11 45

3.4. Neraca Daya Berdasarkan data mutakhir mengenai prakiraan beban dan ketidaksiapan pembangkit sebagai akibat dari pemeliharaan, maka prakiraan neraca daya beban puncak malam sistem Khatulistiwa Juni 2017 adalah seperti terlihat pada Gambar-3.2. 360.0 310.0 260.0 210.0 MW 160.0 110.0 60.0 10.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30-40.0 Tanggal Beban Kit Padam Cad. Operasi Derating EFOR MO PO Beban Puncak DMN DMP Gambar-3.2. Prakiraan Neraca Daya Malam Juni 2017 Daya Mampu Pasok malam selama Juni 2017 berkisar adalah 326.9 336.9 MW, cadangan operasi malam berkisar antara 31.0 61.7 MW tanpa ada pemadaman malam. Berdasarkan kondisi cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik malam sistem Khatulistiwa periode Juni 2017 dalam kondisi Normal 0 hari, Siaga 30 Hari, dan Defisit 0 Hari. Rincian Neraca Daya Juni 2017 dapat dilihat pada Tabel-3.3 dan Lampiran 2. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 12 45

Tabel-3.3. Neraca Daya Malam Juni 2017 Tgl Daya Mampu Netto PO MO Derating EFOR Beban Kit Daya Mampu Pasok Beban Puncak Cad. Ops Padam Kondisi 1 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 274.3 335.9 274.3 61.6 0.0 Siaga 2 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 284.9 335.9 284.9 51.0 0.0 Siaga 3 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 275.6 335.9 275.6 60.3 0.0 Siaga 4 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 274.2 335.9 274.2 61.7 0.0 Siaga 5 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 287.4 335.9 287.4 48.5 0.0 Siaga 6 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 289.7 335.9 289.7 46.2 0.0 Siaga 7 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 291.3 335.9 291.3 44.6 0.0 Siaga 8 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 292.4 335.9 292.4 43.5 0.0 Siaga 9 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 289.0 335.9 289.0 46.9 0.0 Siaga 10 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 279.3 335.9 279.3 56.6 0.0 Siaga 11 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 278.5 335.9 278.5 57.4 0.0 Siaga 12 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 287.5 335.9 287.5 48.4 0.0 Siaga 13 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 291.4 335.9 291.4 44.5 0.0 Siaga 14 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 294.2 335.9 294.2 41.7 0.0 Siaga 15 396.7 10.0 32.0 7.9 19.8 295.9 326.9 295.9 31.0 0.0 Siaga 16 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 292.5 335.9 292.5 43.4 0.0 Siaga 17 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 279.5 335.9 279.5 56.4 0.0 Siaga 18 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 278.6 335.9 278.6 57.3 0.0 Siaga 19 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 289.1 335.9 289.1 46.8 0.0 Siaga 20 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 297.8 335.9 297.8 38.1 0.0 Siaga 21 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 301.4 336.9 301.4 35.5 0.0 Siaga 22 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 298.0 336.9 298.0 38.9 0.0 Siaga 23 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 277.7 336.9 277.7 59.2 0.0 Siaga 24 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 278.6 336.9 278.6 58.3 0.0 Siaga 25 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 278.7 336.9 278.7 58.2 0.0 Siaga 26 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 277.5 336.9 277.5 59.4 0.0 Siaga 27 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 277.5 336.9 277.5 59.4 0.0 Siaga 28 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 277.5 336.9 277.5 59.4 0.0 Siaga 29 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 289.7 336.9 289.7 47.2 0.0 Siaga 30 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 290.2 336.9 290.2 46.7 0.0 Siaga Sedangkan prakiraan neraca daya beban puncak siang sistem Khatulistiwa Juni 2017 adalah seperti terlihat pada Gambar-3.3. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 13 45

360.0 310.0 260.0 210.0 MW 160.0 110.0 60.0 10.0-40.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Tanggal Beban Kit Padam Cad. Operasi Derating EFOR MO PO Beban Puncak DMN DMP Gambar-3.3. Prakiraan Neraca Daya Siang Juni 2017 Daya Mampu Pasok siang selama Juni 2017 berkisar antara 317.7 336.9 MW, cadangan operasi siang berkisar antara 69.8-126.1 MW. Berdasarkan kondisi cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik siang sistem Khatulistiwa periode Juni 2017 selama 30 hari adalah 18 hari normal (cad. operasi> 1 unit terbesar), 12 hari dalam kondisi siaga (cad. operasi < 1 unit terbesar), dan 0 hari dalam kondisi defisit tidak ada pemadaman. Rincian Neraca Daya Siang Juni 2017 dapat dilihat pada Tabel-3.4 dan Lampiran 3. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 14 45

Tgl Daya Mampu Netto Tabel-3.4. Neraca Daya Siang Juni 2017 PO MO Derating EFOR Beban Kit Daya Mampu Pasok Beban Puncak Cad. Ops Padam Kondisi 1 396.7 6.0 32.0 7.9 19.8 211.6 330.9 211.6 119.3 0.0 Normal 2 396.7 4.2 32.0 7.9 19.8 237.6 332.7 237.6 95.1 0.0 Normal 3 396.7 2.0 32.0 7.9 19.8 213.0 334.9 213.0 121.9 0.0 Normal 4 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 211.6 335.9 211.6 124.3 0.0 Normal 5 396.7 9.3 32.0 7.9 19.8 240.3 327.6 240.3 87.3 0.0 Siaga 6 396.7 3.0 32.0 7.9 19.8 242.5 333.9 242.5 91.4 0.0 Normal 7 396.7 13.8 32.0 7.9 19.8 244.2 323.1 244.2 78.9 0.0 Siaga 8 396.7 8.8 32.0 7.9 19.8 245.4 328.1 245.4 82.7 0.0 Siaga 9 396.7 2.0 32.0 7.9 19.8 241.7 334.9 241.7 93.2 0.0 Normal 10 396.7 6.0 32.0 7.9 19.8 216.7 330.9 216.7 114.2 0.0 Normal 11 396.7 2.0 32.0 7.9 19.8 216.0 334.9 216.0 118.9 0.0 Normal 12 396.7 9.3 32.0 7.9 19.8 240.4 327.6 240.4 87.2 0.0 Siaga 13 396.7 8.5 32.0 7.9 19.8 244.5 328.4 244.5 83.9 0.0 Siaga 14 396.7 7.5 32.0 7.9 19.8 246.8 329.4 246.8 82.6 0.0 Siaga 15 396.7 18.3 32.0 7.9 19.8 248.8 318.6 248.8 69.8 0.0 Siaga 16 396.7 19.2 32.0 7.9 19.8 245.4 317.7 245.4 72.3 0.0 Siaga 17 396.7 2.0 32.0 7.9 19.8 217.1 334.9 217.1 117.8 0.0 Normal 18 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 216.1 335.9 216.1 119.8 0.0 Normal 19 396.7 9.3 32.0 7.9 19.8 241.9 327.6 241.9 85.7 0.0 Siaga 20 396.7 9.5 32.0 7.9 19.8 250.5 327.4 250.5 76.9 0.0 Siaga 21 396.7 6.8 32.0 7.9 19.8 254.1 330.1 254.1 76.0 0.0 Siaga 22 396.7 12.8 32.0 7.9 19.8 250.6 324.1 250.6 73.5 0.0 Siaga 23 396.7 6.0 32.0 7.9 19.8 209.8 330.9 209.8 121.1 0.0 Normal 24 396.7 5.0 32.0 7.9 19.8 210.7 331.9 210.7 121.2 0.0 Normal 25 396.7 0.0 32.0 7.9 19.8 211.0 336.9 211.0 125.9 0.0 Normal 26 396.7 1.0 32.0 7.9 19.8 209.8 335.9 209.8 126.1 0.0 Normal 27 396.7 8.3 32.0 7.9 19.8 209.6 328.6 209.6 119.0 0.0 Normal 28 396.7 7.5 32.0 7.9 19.8 209.8 329.4 209.8 119.6 0.0 Normal 29 396.7 7.8 32.0 7.9 19.8 209.8 329.1 209.8 119.3 0.0 Normal 30 396.7 9.2 32.0 7.9 19.8 209.8 327.7 209.8 117.9 0.0 Normal Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 15 45

<<<< >>>> >>>> >>>> <<<< >>>> >>>> >>>> PT PLN (PERSERO) WILAYAH KALIMANTAN BARAT 4. KONDISI OPERASI Prakiraan beban puncak Sistem Khatulistiwa Bulan Juni Tahun 2017 terjadi pada tanggal 21 Juni 2017 sebesar 301.3 MW. Aliran daya Sistem Khatulistiwa pada periode beban puncak tersebut diperlihatkan pada Gambar-4.1 4.1 Analisa Aliran Daya Adapun aliran daya Sistem Khatulistiwa pada saat beban puncak Bulan Juni 2017 adalah sebagai berikut: GI BENGKAYANG -89.4 <<<< 92.6-92.6 <<<< 93.2-1.1 <<>> -11.9 BENGKAYANG 11.9 >>>> -122.2 MAMBONG LOAD 301.4 MW 156.5 6.74 279.0 275.0 SESCO 93.2 MW 1.04 1.69 1.01 1.00 LOSSES 3.3 MW 85.8-15.8-84.6 11.2 GI SINGKAWANG 16.2-24.0 >>>> -16.0-8.1 <<<< 12.1 GI SENGGIRING -20.2 <<<< <<<< 8.2 14.3 GI PARIT BARU 8.0 >>>> -8.0-12.7 <<<< 11.6 GI SIANTAN 6.0 >>>> -6.0-17.1 <<<< 14.6 155.5 51.9 157.0 24.1 158.1 17.7 158.5 37.4 1.04 13.0 1.05 6.0 1.05 4.4 1.06 9.4 27.5 0.2 15.0-2.1 5.6 4.7 GI SEI RAYA 158.8 89.9 1.06 22.5-27.4-8.4-15.0 0.7-5.6-6.8 >>>> GI SAMBAS MW >>>>Mvar Substation GI KOTA BARU 154.5 27.3 kv MW Load 157.9 20.5 1.03 6.8 pu Mvar Load 1.1 5.15 Gambar-4.1. Gambar Aliran Daya Bulan Juni 2017 4.2 Analisis Hubung Singkat Berdasarkan simulasi software Digsilent, arus hubung singkat pada Sistem Khatulistiwa disetiap Bus gardu induk masih dibawah batas kemampuan Breaking Capacity PMT. Adapun arus hubung singkat terbesar pada GI 150 kv terdapat pada GI Bengkayang sebesar 8.7 ka dan arus hubung singkat terkecil di GI Sambas sebesar 3.2 ka. Arus hubung singkat pada GITET 275 kv adalah sebesar 7.2 ka. Arus hubung singkat terbesar pada GI 20 kv terdapat pada GI Sei Raya Trafo 2 sebesar 22.5 ka dan arus hubung singkat terkecil di GI Sambas Trafo 1 & 2 sebesar 6.0 ka. Arus hubung singkat terdapat pada Tabel 4.1. Tabel 4.3. berikut : Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 16 45

GARDU INDUK SHORT CIRCUIT 150 kv 3P (ka) LG (ka) SEI RAYA 5.7 2.3 SIANTAN 6.2 2.5 KOTA BARU 5.1 2.2 PARIT BARU 6.4 2.7 SENGGIRING 5.4 2.7 SINGKAWANG 5.9 3.8 SAMBAS 3.2 2.0 BENGKAYANG 8.7 7.4 Tabel-4.1. Arus Hubung Singkat Gardu Induk 150 kv GARDU INDUK EKSTRA TINGGI SHORT CIRCUIT 275 kv 3P (ka) LG (ka) BENGKAYANG 7.2 5.1 Tabel-4.2. Arus Hubung Singkat Gardu Induk Ekstra Tinggi 275 kv GARDU INDUK TRAFO SHORT CIRCUIT 20 kv 3P (ka) LG (ka) 1 22.5 0.3 SEI RAYA 2 14.8 0.3 3 20.2 0.3 SIANTAN 1 17.8 0.3 2 16.4 0.3 KOTA BARU 1 6.7 0.3 2 6.5 0.3 PARIT BARU 1 9.9 0.3 2 9.6 0.3 SENGGIRING 1 6.8 0.3 2 6.4 0.3 SINGKAWANG 1 14.3 0.3 2 11.5 0.3 SAMBAS 1 6.0 0.3 2 6.0 0.3 BENGKAYANG 1 7.1 0.3 Tabel-4.3. Arus Hubung Singkat Gardu Induk 20 kv Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 17 45

4.3 Analisa Kontingensi Kontingensi pada Sistem Khatulistiwa dibuat dengan asumsi bahwa Sistem Khatulistiwa dalam keadaan pasokan daya berkurang hingga lebih rendah dari beban, sehingga memerlukan beberapa skema penanggulangan kekurangan daya seperti Tabel 4.4 berikut. Tabel 4.4 Tahapan Kontingensi TAHAPAN FREKUENSI (Hz) WAKTU TUNDA (s) Beban (MW) Manual Load Shedding 49.5 20 UFR Tahap 1 49,00 0.15 13 UFR Tahap 2 48,90 0.15 13 UFR Tahap 3 48,80 0.15 18 UFR Tahap 4 (Df/dt) 2Hz/s 0.15 65 Islanding tahap 1 48,30 0.15 - Islanding tahap 2 48,15 0.15 - Islanding tahap 3 48,00 0.15-4.4 Perubaan Konfigurasi Pada bulan Juni tahun 2017 tidak terdapat perubahan konfigurasi pada jaringan, GI, GITET, SUTT, SUTET, dan Pembangkit. 4.5 Stategi Operasi 4.5.1 Pola Operasi pembangkit Pola operasi pembangkit sistem khatulistiwa menggunakan sistem merit order dimana pembangkit dengan SFC terendah yang dioperasikan terlebih dahulu tanpa mengurangi keandalan. Sehingga urutan pengoperasian pembangkit adalah sebagai berikut: 1. PLTU Alas Kusuma 2. Sesco 3. PLTD Asta Keramasan Energi (AKE) 4. PLTD ADAU Pontianak 1 5. PLTD ADAU Pontianak 2 6. PLTD Bugak 7. PLTD Sei Raya MFO 8. PLTD Siantan MFO 9. PLTD Sei Wie MFO 10. PLTD Sewatama Pontianak 11. PLTD Sei Raya HSD 12. PLTD Siantan HSD 13. PLTD Sei Wie HSD 14. PLTG MPP Parit Baru 15. PLTG Siantan 4.5.2 Pola Operasi Transmisi Untuk menjaga keandalan dan mutu penyaluran transmisi, maka pengoperasian Transmisi adalah sebagai berikut : Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 18 45

1. Transmisi 150 kv Sei Raya Siantan menggunakan Double Circuit. 2. Transmisi 150 kv Siantan Parit Baru menggunakan Single Circuit. 3. Transmisi 150 kv Siantan Kota Baru menggunakan Single Circuit. 4. Transmisi 150 kv Parit Baru Kota Baru menggunakan Single Circuit. 5. Transmisi 150 kv Parit Baru Senggiring menggunakan Double Circuit 6. Transmisi 150 kv Senggiring Singkawang menggunakan Double Circuit 7. Transmisi 150 kv Singkawang Sambas menggunakan Double Circuit 8. Transmisi 150 kv Singkawang Bengkayang menggunakan Double Circuit 9. Transmisi 275 kv Bengkayang Mambong menggunakan Double Circuit 10. Inter Bus Transformer 275/150 kv operasi 2x250 MVA. 4.5.3 Pengendalian Tegangan a. Tegangan lebih dari 157.5 kv Urutan langkah yang dilakukan : 1. Menurunkan MVAR pembangkit (menaikkan Cos Phi) sesuai dengan kemampuannya 2. Menaikkan TAP Trafo 150/20 kv 3. Menurunkan TAP IBT 275/150 kv 4. Mengoperasikan 1 line, urutan pelepasan line sebagai berikut: Lepas line 1 SKW SBS dari kedua sisi, Lepas line 1 SGR SKW dari kedua sisi, dan jika tegangan masih lebih dari 157.5 kv, lepas line 2 PB SGR dari kedua sisi b. Tegangan kurang dari 142.5 kv Urutan langkah yang dilakukan : 1. Mengoperasikan 2 line, line SKW SBS line PB SGR dan line SGR SKW 2. Menaikkan MVAR Pembangkit (menurunkan Cos Phi) sesuai dengan kemampuannya 3. Menaikkan TAP IBT 275/150 kv 4. Menurunkan TAP Trafo 150/20 kv 5. Lepas Penyulang 20 Kv Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 19 45

4.5.4 Pengendalian Frekuensi Pengaturan Frekuensi dilakukan berdasarkan Tongkat Frekuensi pada Gambar-2 berikut jika terpisah dengan sistem sesco : Gambar 4.2. Tongkat Frekuensi a. Frekuensi lebih dari 50.2 Hz Jika frekuensi lebih dari 50.2 Hz, maka urutan yang dilakukan agar frekuensi berada diantara 50.2 49.8 Hz adalah sebagai berikut : 1) Mengurangi beban/stop PLTG Siantan 2) Mengurangi beban/stop PLTG MPP Parit Baru 3) Mengurangi beban/stop PLTD HSD Sei Wie 4) Mengurangi beban/stop PLTD HSD Siantan 5) Mengurangi beban/stop PLTD HSD Sei Raya 6) Mengurangi beban/stop PLTD Sewatama Pontianak 7) Mengurangi beban/stop PLTD MFO Sei Wie 8) Mengurangi beban/stop PLTD MFO Siantan 9) Mengurangi beban/stop PLTD MFO Sei Raya 10) Mengurangi beban/stop PLTD AKE Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 20 45

11) Mengurangi beban/stop PLTD Arti Duta 2 12) Mengurangi beban/stop PLTD Arti Duta 1 13) Mengurangi beban/stop PLTD Bugak b. Frekuensi 50.2 49.8 Hz Pengoperasian sistem diharapkan pada rentang frekuensi 50.2 49.8 Hz. c. Frekuensi 49.8 49.0 Hz Jika frekuensi turun dibawah 49.8 maka urutan yang dilakukan agar frekuensi berada diantara 50.2 49.8 Hz adalah sebagai berikut : 1) Maksimalkan beban PLTD Bugak 2) Maksimalkan beban PLTD Arti Duta 1 3) Maksimalkan beban PLTD Arti Duta 2 4) Maksimalkan beban PLTD AKE 5) Maksimalkan beban PLTD MFO Sei Raya 6) Maksimalkan beban PLTD MFO Siantan 7) Maksimalkan beban PLTD MFO Sei Wie 8) Maksimalkan beban PLTD Sewatama Pontianak 9) Maksimalkan beban PLTD HSD Sei Raya 10) Maksimalkan beban PLTD HSD Siantan 11) Maksimalkan beban PLTD HSD Sei Wie 12) Operasikan PLTG MPP Parit Baru 13) Operasikan PLTG Siantan 14) Manual Load Shedding (Frekuensi 49.5 Hz) d. Frekuensi 49.0 48.8 Hz ( UFR 3 Tahap ) Pada rentang frekuensi tersebut terdapat 3 tahap UFR yang digunakan untuk melepas beban secara otomatis jika terdapat pembangkit yang trip e. UFR Df/dt UFR Df/dt digunakan untuk mengatasi penurunan frekuensi yang cepat yang disebabkan tripnya beberapa pembangkit dalam jumlah besar. f. Frekuensi 48.3 Hz (Island operation Tahap 1, Interkoneksi Sesco) Jika frekuensi masih turun setelah UFR 7 tahap dan UFR Df/dt bekerja, maka pada frekuensi 48.3 Hz dilakukan island operation tahap 1, Interkoneksi Sesco. g. Frekuensi 48.15 Hz ( Island operation Tahap 2) Jika frekuensi masih turun setelah Island Interkoneksi Sesco bekerja, maka pada frekuensi 48.15 Hz dilakukan Island operation Tahap 2 dengan melepas Line 1,2 Parit Baru Senggiring. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 21 45

h. Frekuensi 48.0 Hz ( Island operation Tahap 3) Jika frekuensi masih turun setelah Island operation Tahap 2 bekerja, maka pada frekuensi 48.0 Hz dilakukan pembentukan Island operation Tahap 3 yaitu Island Trafo 1, 2, 3 Sei Raya, Trafo 1, 2 Siantan. i. Frekuensi 47.5 Hz ( Host Load ) Jika frekuensi masih turun setelah Island operation bekerja, maka pada frekuensi 47.5 Hz dilakukan pembentukan Host Load PLTG 4.5.5 Pengendalian Beban Interkoneksi Pengaturan daya di titik interkoneksi dilakukan sebagai berikut : a. Beban Interkoneksi lebih dari 90 MW : 1. Maksimalkan beban PLTU Alas Kusuma 2. Maksimalkan beban PLTD AKE 3. Maksimalkan beban PLTD Arti Duta 1 4. Maksimalkan beban PLTD Arti Duta 2 5. Maksimalkan beban PLTD Bugak 6. Maksimalkan beban PLTD MFO Sei Raya 7. Maksimalkan beban PLTD MFO Siantan 8. Maksimalkan beban PLTD MFO Sei Wie 9. Maksimalkan beban PLTD Sewatama Pontianak 10. Maksimalkan beban PLTD HSD Sei Raya 11. Maksimalkan beban PLTD HSD Siantan 12. Maksimalkan beban PLTD HSD Sei Wie 13. Operasikan PLTG MPP Parit Baru 14. Operasikan PLTG Siantan 15. Manual Load Shedding (Frekuensi 49.5 Hz) b. Beban Interkoneksi kurang dari 90 MW : 1. Mengurangi beban/stop PLTG Siantan 2. Mengurangi beban/stop PLTG MPP Parit Baru 3. Mengurangi beban/stop PLTD HSD Sei Wie 4. Mengurangi beban/stop PLTD HSD Siantan 5. Mengurangi beban/stop PLTD HSD Sei Raya 6. Mengurangi beban/stop PLTD Sewatama Pontianak 7. Mengurangi beban/stop PLTD MFO Sei Wie 8. Mengurangi beban/stop PLTD MFO Siantan 9. Mengurangi beban/stop PLTD MFO Sei Raya Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 22 45

10. Mengurangi beban/stop PLTD Bugak 11. Mengurangi beban/stop PLTD Arti Duta 2 12. Mengurangi beban/stop PLTD Arti Duta 1 13. Mengurangi beban/stop PLTD AKE 14. Mengurangi beban/stop PLTU Alas Kusuma 4.5.6 Operasi Islanding Pola Island terbentuk jika sistem mengalami gangguan. Gangguan sistem dapat disebabkan satu atau beberapa unit pembangkit trip dan atau gangguan transmisi yang menyebabkan terputusnya pasokan daya dari unit pembangkit sehingga frekuensi sistem mencapai batas operasi Island, maka secara otomatis Goose Relay akan memerintahkan membuka PMT. Island-island yang terdapat pada sistem Khatulistiwa frekuensi sistem mencapai 48,15 Hz sesuai Gambar-4.3. adalah sebagai berikut : a. Subsistem Sei Raya - Parit Baru b. Island Trafo 1 Sei Raya c. Island Trafo 2 Sei Raya d. Island Trafo 3 Sei Raya e. Island Trafo 1 Siantan f. Island Trafo 2 Siantan a b Gambar-4.3 Operasi Islanding Sistem Khatulistiwa Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 23 45

4.5.7 Kendala Operasi Kendala operasi Sistem Khatulistiwa dapat dilihat ditabel 4.1 No. Kendala Operasi Deskripsi 1 Pembebanan Trafo tenaga diatas 80% : Trafo 1 GI Sei Raya (1x30 MVA) 2 Konfigurasi SUTT 150 kv Sistem Khatulistiwa masih radial 3 Manuver Busbar 150 kv perlu padam : di GI Siantan, GI Singkawang dan GI Parit Baru Tabel-4.1 Kendala operasi Sistem Khatulistiwa Pertumbuhan beban Operasi PLTD sewa Artiduta, Sewatama 3A, PLTD Sei Raya 20 kv atau sesuai kondisi pembebanan Trafo, pemindahan penyulang Raya 17 dan 18 ke Bus 2 Evakuasi daya dari Pusat Pembangkit (SESCO) ke Pusat Beban beberapa ruas transmisi belum memenuhi kriteria N-1 Evakuasi daya dari Pusat Pembangkit (SESCO) ke Pusat Beban beberapa ruas transmisi belum memenuhi kriteria N-2 Belum adanya bus kopler 150 kv 4 N-1 Trafo GI Singkawang Kapasitas Trafo 1 GI Singkawang 30 MVA dan Trafo 2 GI Singkawang 60 MVA Rencana Tindak Lanjut Jangka Pendek Jangka Panjang Pembatasan pasokan daya dari SESCO sebesar 120 MW RUPTL 2016 2025 akan di Uprating menjadi 1x60 MVA Th 2017 RUPTL 2016 2025 uprating SUTT 150 kv Bengkayang Singkawang, Th 2017 RUPTL 2016 2025 pembangunan SUTT 150 kv Bengkayang Ngabang, Ngabang Tayan, Tayan Siantan, Th 2017 sehingga dapat meningkatkan keandalan SUTT 150 kv Bengakyang Singkawang, Singkawang Senggiring, Senggiring Parit Baru, Parit Baru Siantan menjadi N-2 Penambahan Bus kopler 150 kv di GI Siantan (2018), GI Singkawang (2017) dan GI Parit Baru (2018) Operasi PLTD Sei Wie 20 kv RUPTL periode 2017 2026 Pembangunan Trafo 3 GI Singkawang 30 MVA (2017) Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 24 45

5. RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN Pada Bulan Juni 2017 terdapat beberapa rencana pemeliharaan Penyaluran seperti pada Lampiran 4 6. RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL Pada Bulan Juni 2017 terdapat beberapa rencana pemeliharaan Scadatel seperti pada Lampiran 5 7. MANAJEMEN ENERGI 7.1. Model Sistem Model yang digunakan dalam Optimasi Prosym dan Opsym sistem pembangkitan periode Juni 2017 adalah seperti terlihat pada Gambar-7.1. Gambar-7.1. Model Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 25 45

7.2 Alokasi Penerimaan Energi Rincian prakiraan alokasi penerimaan energi dari pusat pusat pembangkit untuk Juni 2017 dapat dilihat pada Tabel-7.1 dan Gambar-7.2. Tabel-7.1. Prakiraan Alokasi Energi Sistem Khatulistiwa Juni 2017 Pusat Pembangkit DMN (MW) Mampu Penerimaan Produksi Energi (kwh) ( kwh ) CF (%) 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan 30.0 21,600,000 - - PLTD Sei Raya 25.0 17,069,000 12,053,050 51.0 Siantan 32.9 13,275,400 6,244,400 18.9 Sei Wie 12.8 7,572,000 2,475,150 19.6 Total PLN 100.7 59,516,400 20,772,600 22.2 2 Pembangkit Rental PLTD ADAU 1 30.0 32,085,000 32,072,550 148.5 ADAU 2 15.0 5,400,000 5,399,050 50.0 AKE 20.0 17,280,000 17,269,450 119.9 Bugak 30.0 18,360,000 17,876,450 82.8 Sewatama Ptk 10.0 21,063,000 3,610,000 50.1 Total Rental 105.0 94,188,000 76,227,500 100.8 3 Excess Power PLTU Alas Kusuma 1.0 720,000 719,500 99.9 4 IPP SESCO 90.0 64,800,000 64,800,000 100.0 MPP 100.0 76,320,000 667,000 0.9 Total IPP 190.0 141,120,000 65,467,000 47.9 Sistem 396.7 295,544,400 163,186,600 53.2 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 26 45

PLTD SEWATAMA PTK 2% PLTD BUGAK PBR 11% PLTG SIANTAN 0% PLTD SEI RAYA 7% PLTD SIANTAN 4% PLTD SEI WIE 2% PLTD AKE 11% PLTD ADAU 3 3% SESCO 40% PLTD ADAU 1,2 20% MPP PARIT BARU 0% Gambar-7.2. Penerimaan Energi Per Perusahaan 7.2. Pemakaian Energi Primer Rincian prakiraan pemakaian Bahan Bakar dan Produksi per Bahan Bakar untuk Juni 2017 dapat dilihat pada Tabel-7.2 dan Gambar-7.3, Gambar-7.4. Prakiraan pemakaian Bahan Bakar Minyak selama Juni 2017 berkisar 23,647,813 liter yang terdiri dari pemakaian MFO sebesar 22,421,613 liter dan pemakaian HSD sebesar 1,226,200 Prakiraan produksi yang dihasilkan dari pemakaian MFO sebesar 93,390,100 kwh, dari pemakaian HSD sebesar 4,277,000 kwh. Sedangkan sumber energi listrik non-bahan bakar minyak yaitu dari Excess Power sebesar 719,500 kwh dan dari IPP SESCO 64,800,000 kwh. Tabel-7.2. Prakiraan pemakaian BBM dan produksi per Juni 2017 Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Pusat Pembangkit Produksi Produksi Produksi Produksi Pemakaian Pemakaian MFO HSD EXCESS POWER SESCO MFO HSD 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan - - - - - - PLTD Sei Raya 12,053,050 - - - 2,952,997 - Siantan 6,244,400 - - - 1,561,100 - Sei Wie 2,475,150 - - - 643,539 - Total PLN 20,772,600 - - - 5,157,636-2 Pembangkit Rental PLTD ADAU 1 32,072,550 - - - 7,601,194 - ADAU 2 5,399,050 - - - 1,279,575 - AKE 17,269,450 - - - 4,092,860 - Bugak 17,876,450 - - - 4,290,348 - Sewatama Ptk - 3,610,000 - - - 992,750 Total Rental 72,617,500 3,610,000 - - 17,263,977 992,750 3 Excess Power PLTU Alas Kusuma - - 719,500 - - - 4 IPP SESCO - - - 64,800,000 - - MPP - 667,000 - - - 233,450 Total IPP - 667,000 - - - 233,450 Sistem 93,390,100 4,277,000 719,500 64,800,000 22,421,613 1,226,200 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 27 45

Pemakaian HSD 5% Pemakaian MFO Pemakaian MFO 95% Pemakaian HSD Gambar-7.3. Perkiraan Pemakaian Bahan Bakar 7.3. Prakiraan Neraca Energi Prakiraan neraca energi pada Juni 2017 terhadap hasil realisasi energi Juni 2016 terlihat pada Tabel-7.6. Tabel-7.6. Prakiraan Neraca Energi Sistem Khatulistiwa Uraian Satuan Realisasi Bulan Juni 2016 ROB Bulan Juni 2017 Prakiraan Tumbuh Terhadap Juni 2016 Δ % (1) (2) (3)=(2)-(1) (4)=(3)/(1) Produksi Pembangkit : kwh 148,745,919.00 163,186,600.00 14,440,681.00 9.71 MFO kwh 72,964,795.00 93,390,100.00 20,425,305.00 27.99 HSD kwh 9,411,224.00 4,277,000.00 (5,134,224.00) (54.55) OLEIN/ BIOSOLAR/ BIODIESEL kwh - - - - EXCESS POWER kwh - 719,500.00 719,500.00 - SESCO kwh 66,369,900.00 64,800,000.00 (1,569,900.00) (2.37) PS & Losses Trafo Step Up kwh 1,295,640.00 848,570.32 (447,069.68) (34.51) % 0.87 0.52 (0.35) (40.30) Pembelian AP2B kwh 147,450,279.00 162,338,029.68 14,887,750.68 10.10 PS Gardu Induk kwh 106,797.65 113,636.62 6,838.98 6.40 % 0.07 0.07 (0.00) (3.35) Susut Penyaluran kwh 4,496,913.40 4,217,834.22 (279,079.18) (6.21) % 3.05 2.60 (0.45) (14.81) Kebutuhan Distribusi kwh 142,846,567.96 158,006,558.84 15,159,990.88 10.61 Area Pontianak kwh 110,573,724.56 117,240,866.66 6,667,142.10 6.03 Area Singkawang kwh 32,272,843.40 40,765,692.18 8,492,848.78 26.32 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 28 45

7.4. Prakiraan Biaya Pokok Produksi (BPP) Berdasarkan prakiraan penerimaan energi dan prakiraan pemakaian Bahan Bakar Minyak, maka dapat dihitung Biaya Pokok Produksi seperti pada Tabel-7.7. Prakiraan Biaya Pokok Produksi selama Juni berkisar Rp 1,493 /kwh dengan asumsi harga MFO Rp 5,132 Rupiah/Liter dan HSD Rp 6,736 Rupiah/Liter. Pusat Pembangkit 1 Pembangkit PLN Tabel-7.7. Prakiraan Neraca Energi Sistem Khatulistiwa Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Biaya Pembayaran SESCO Pembayaran MFO Pembayaran HSD (non fuel) Pembayaran Energi (Rupiah)* (Rupiah)* (Rupiah)* (Rupiah)* (Rp/kWh) PLTG Siantan - - - - - PLTD Sei Raya 19,372,758,788 - - 19,372,758,788 1,607 Siantan 10,196,792,980 - - 10,196,792,980 1,633 Sei Wie 4,168,815,940 - - 4,168,815,940 1,684 Total PLN 33,738,367,708 - - 33,738,367,708 1,624 2 Pembangkit Rental PLTD ADAU 1 49,901,250,773 - - 49,901,250,773 1,556 ADAU 2 8,485,236,604 - - 8,485,236,604 1,572 AKE 26,869,305,844 - - 26,869,305,844 1,556 Bugak 29,715,701,059 - - 29,715,701,059 1,662 Sewatama Ptk - 11,318,104,725-11,318,104,725 3,135 Total Rental 114,971,494,280 11,318,104,725-126,289,599,005 1,657 3 Excess Power 4 IPP PLTU Alas Kusuma - - - - - SESCO - - 61,740,468,000 61,740,468,000 953 MPP - 21,854,031,855-21,854,031,855 32,765 Total IPP - 21,854,031,855 61,740,468,000 83,594,499,855 1,277 Sistem 182,448,229,696 33,172,136,580 61,740,468,000 243,622,466,568 1,493 *Asumsi harga MFO 5131.8 Rupiah/Liter dan HSD 6735.9 Rupiah/Liter *Nilai tukar Rupiah terhadap Ringgit Rp. 3073.5 Biaya SESCO 22% Biaya HSD 12% Biaya MFO 66% Biaya MFO Biaya HSD Biaya SESCO Gambar-7.4. Perkiraan Biaya Bahan Bakar Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 29 45

8. PEMULIHAN BLACKOUT 8.1. Tanggung Jawab Pengoperasian 1. Dispatcher AP2B yang dimaksud adalah pengendali operasi pada grid Sistem Khatulistiwa yang bertugas untuk mengatur pengoperasian peralatan dan instalasi tegangan listrik pada tegangan ekstra tinggi (275 kv) dan tegangan tinggi (150 kv). 2. Operator Gardu Induk (GI) yang dimaksud adalah Operator GI yang bertugas melaksanakan pengoperasian instalasi Gardu Induk atas perintah Dispatcher AP2B dan Dispatcher APD Kalbar. 3. Operator Pembangkit ( PLTD / PLTG )Operator Permbangkit yang dimaksud, adalah Operator pada Pembangkit yang bertugas melaksanakan pengoperasian instalasi Pembangkit atas perintah Dispatcher AP2B selama Proses Pemulihan. 8.2. Hal Hal Yang Perlu Diperhatikan Tindakan yang dilakukan oleh Dispatcher AP2B di dalam Proses Pemulihan adalah sebagai berikut: a. Segera melakukan pemantauan kondisi seluruh sistem, lakukan pencatatan unit-unit Pembangkit yang masih siap beroperasi atau segera dapat dioperasikan. b. Mencatat kondisi jaringan serta hal-hal penting lainnya (kesiapan jaringan terutama yang digunakan sebagai jalur pengiriman tegangan) yang dapat mempengaruhi Proses Pemulihan Sistem c. Memberi informasi ke GI / Pembangkit bahwa Sistem dalam Padam Total dan memerintahkan untuk bertindak sesuai dengan Pedoman Operasi Gardu Induk / Pembangkit yang berlaku. d. Memastikan sifat dan lokasi Gangguan sebagai penyebab Gangguan Sistem dengan meminta informasi ke GI dan Pembangkit atau sumber informasi lainnya. e. Pada saat Pemulihan dari Padam Total, diberi keleluasaan dalam mengatur pembebanan unit Pembangkit, sesuai kesiapan Pembangkit tanpa pertimbangan Merit Order atau Rencana Operasi Harian (ROH), sampai kondisi Sistem dinyatakan normal. f. Proses Pemulihan diawali dengan supply dari Sisi Mambong, PLTG Siantan, MPP, PLTD Sewatama, dan PLTD Sei Raya sebagai Blackstart. g. Pemulihan dilakukan secara cermat dan hati-hati, disesuaikan dengan kemampuan unit Pembangkit yang sudah beroperasi dan kondisi penyalurannya. 8.3. PMT Yang Dibuka Saat padam Total 1. PMT 150 kv Line 2 Sei Raya Siantan. 2. PMT 150 kv Line 1 Siantan Sei Raya. 3. PMT 150 kv Line 2 Siantan Sei Raya. 4. PMT 150 kv Line Siantan Kota Baru. 5. PMT 150 kv Line Parit Baru Kota Baru. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 30 45

6. PMT 150 kv Line Parit Baru Siantan. 7. PMT 150 kv Line 2 Parit Baru Senggiring. 8. PMT 150 kv Line 1 Senggiring Parit Baru. 9. PMT 150 kv Line 2 Senggiring Parit Baru. 10.PMT 150 kv Line 2 Senggiring Singkawang. 11.PMT 150 kv Line 1 Singkawang Senggiring. 12.PMT 150 kv Line 2 Singkawang Senggiring. 13.PMT 150 kv Line 2 Singkawang Bengkayang. 14.PMT 150 kv Line 1 Singkawang Sambas. 15.PMT 150 kv Line 2 Singkawang Sambas. 16.PMT 150 kv Line 2 Sambas Singkawang. 17.PMT 150 kv Line 1 Bengkayang Singkawang. 18.PMT 150 kv Line 2 Bengkayang Singkawang. 19.PMT 150 kv IBT 1 Bengkayang. 20.PMT 150 kv IBT 2 Bengkayang. 21.PMT 275 kv 6A1 22.PMT 275 kv 6A2 23.PMT 275 kv 6A3 24.PMT 275 kv 6AB1 25.PMT 275 kv 6AB2 26.PMT 275 kv 6AB3 27.PMT 275 kv 6B1 28.PMT 275 kv 6B2 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 31 45

8.4. Pemulihan Sistem Pemulihan Blackout dapat dilakukan dengan energize dari Mambong dan mengoperasikan PLTG Siantan & MPP, PLTD Sei Raya, serta Sewatama sebagai Blackstart. Adapun urutan Pemulihan yang dilakukan berdasarkan flowchart sebagai berikut : Gambar 8.1 Flowchart Pemulihan Gangguan Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 32 45

A. Pemulihan dengan Blackstart PLTG & MPP i. PLTG Siantan Island GI Sei Raya - Siantan 1. Order PLTG 2. Masukkan PMT 20 kv Trafo 1 Siantan 3. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Siantan di Tap 9 4. Masukkan PMT 20 kv Trafo 2 Siantan 5. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Siantan di Tap 9 6. Masukkan PMT 20 kv Sahang 5 dan Sahang 6 7. Energize PLTG 8. Tambah beban hingga beban PLTG 10 MW. 9. Operasikan AKE 10.Masukkan PMT Kopling Siantan 1 11.Masukkan PMT Kopling Caterpillar. 12.Operasikan PLTD Siantan 13.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Sei Raya di Tap 9 14.Masukkan PMT 150 kv Line 1 Siantan Sei Raya 15.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Sei Raya di Tap 9 16.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 3 Sei Raya di Tap 9 17.Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 1, Trafo 2, dan Trafo 3 Sei Raya 18.Operasikan Adau 1, Adau 2, Sewatama 1, 2, 3A. 19.Masukkan PMT Kopling Sei Raya 3 20.Operasikan PLTD Sei Raya, Adau 3, Sewatama 3B. 21.Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Sei Raya. 22.Masukkan PMT 150 kv Line Siantan Parit Baru secara synchronous. ii. MPP Parit Baru Island GI Parit Baru Kota Baru Senggiring Singkawang Sambas Bengkayang. 1. Order MPP 2. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Parit Baru di Tap 9 3. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Parit Baru di Tap 9 4. Lepas PMT 150 kv Line 1 Parit Baru Senggiring 5. Energize MPP 6. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 1 Parit Baru 7. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 2 Parit Baru 8. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Parit Baru 9. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Kota Baru di Tap 9 10.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Kota Baru di Tap 9 11.Masukkan PMT 150 kv Line Parit Baru Kota Baru. Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 33 45

12.Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Kota Baru. 13.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Senggiring di Tap 9 14.Masukkan PMT 150 kv Line 1 Senggiring Parit Baru 15.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Senggiring di Tap 9 16.Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Senggiring 17.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Singkawang di Tap 9 18.Masukkan PMT 150 kv Line 1 Singkawang Senggiring 19.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Singkawang di Tap 9 20.Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Singkawang 21.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Sambas di Tap 9 22.Masukkan PMT 150 kv Line 1 Singkawang - Sambas 23.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Sambas di Tap 9 24.Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Sambas 25.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Bengkayang di Tap 9 26.Masukkan PMT 150 kv Line 1 Bengkayang Singkawang 27.Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Bengkayang. 28.Masukkan PMT 150 kv Line Parit Baru Siantan secara synchronous. 29.Penormalan Sistem menyesuaikan dengan supply tegangan dari SESCO. 30.Penormalan semua PMT 150 kv. B. Pemulihan dengan Blackstart PLTD Sei Raya : 1. Operasikan blackstart di PLTD Sei Raya 2. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Sei Raya di Tap 9 3. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Siantan di Tap 9 4. Lepas PMT 150 kv Trafo 2 Sei Raya 5. Lepas PMT 150 kv Trafo 3 Sei Raya 6. Lepas PMT 150 kv Trafo 2 Siantan 7. Lepas PMT 150 kv Trafo 2 Parit Baru 8. Lepas PMT 150 kv MPP 1 9. Lepas PMT 150 kv MPP 2 10. Masukkan PMT Kopling Sei Raya 3 11. Masukkan PMT 20 kv BC 2-5 Sei Raya 12. Masukkan PMT 20 kv BC 1-4 Sei Raya 13. Masukkan PMT 20 kv BC 2-1 Siantan 14. Energize PLTD Sei Raya 15. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 16. Operasikan Adau 1, Adau 2, Adau 3, Sewatama 1, 2, 3A, 3B Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 34 45

17. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 18. Setelah beban sistem mencapai 30 MW 19. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 1 Sei Raya 20. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Siantan Sei Raya 21. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 1 Siantan 22. Operasikan AKE 23. Masukkan PMT Kopling Siantan 1 24. Masukkan PMT Kopling Caterpillar 25. Operasikan PLTD Siantan 26. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 27. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Parit Baru di Tap 9 28. Masukkan PMT 150 kv Line Parit Baru Siantan 29. Operasikan Bugak 1,2 30. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Parit Baru di Tap 9 31. Masukkan PMT 150 kv Trafo 2 Parit Baru 32. Operasikan Bugak 3 33. Masukkan PMT 150 kv MPP 1 34. Operasikan MPP 1 35. Masukkan PMT 150 kv MPP 2 36. Operasikan MPP 2 37. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 38. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 3 Sei Raya di Tap 9 39. Masukkan PMT 150 kv Trafo 3 Sei Raya 40. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 3 Sei Raya 41. Lepas BC 1-4 Sei Raya 42. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Sei Raya di Tap 9 43. Masukkan PMT 150 kv Trafo 2 Sei Raya 44. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 2 Sei Raya 45. Lepas BC 2-5 Sei Raya 46. Masukkan PMT 150 kv Trafo 2 Siantan 47. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 2 Siantan 48. Lepas BC 2-1 Siantan 49. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Kota Baru di Tap 9 50. Masukkan PMT 150 kv Line Parit Baru Kota Baru. 51. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Kota Baru di Tap 9 52. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Kota Baru. 53. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Senggiring di Tap 9 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 35 45

54. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Senggiring Parit Baru 55. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Senggiring di Tap 9 56. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Senggiring 57. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Singkawang di Tap 9 58. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Singkawang Senggiring 59. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Singkawang di Tap 9 60. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Singkawang 61. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Sambas di Tap 9 62. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Singkawang Sambas 63. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Sambas di Tap 9 64. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Sambas 65. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Bengkayang di Tap 9 66. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Bengkayang Singkawang 67. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Bengkayang. 68. Penormalan Sistem menyesuaikan dengan supply tegangan dari SESCO. 69. Penormalan semua PMT 150 kv. C. Pemulihan dengan Blackstart Sewatama 3A 1. Operasikan blackstart di Sewatama 3A 2. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Sei Raya di Tap 9 3. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Siantan di Tap 9 4. Lepas PMT 150 kv Trafo 2 Sei Raya 5. Lepas PMT 150 kv Trafo 3 Sei Raya 6. Lepas PMT 150 kv Trafo 2 Siantan 7. Lepas PMT 150 kv Trafo 2 Parit Baru 8. Lepas PMT 150 kv MPP 1 9. Lepas PMT 150 kv MPP 2 10. Masukkan PMT Kopling Sei Raya 3 11. Masukkan PMT 20 kv BC 2-5 Sei Raya 12. Masukkan PMT 20 kv BC 1-4 Sei Raya 13. Masukkan PMT 20 kv BC 2-1 Siantan 14. Energize Sewatama 3A 15. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 16. Operasikan PLTD Sei Raya, Adau 1, Adau 2, Adau 3, Sewatama 1, 2, 3B 17. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 18. Setelah beban sistem mencapai 30 MW 19. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 1 Sei Raya Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 36 45

20. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Siantan Sei Raya 21. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 1 Siantan 22. Operasikan AKE 23. Masukkan PMT Kopling Siantan 1 24. Masukkan PMT Kopling Caterpillar 25. Operasikan PLTD Siantan 26. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 27. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Parit Baru di Tap 9 28. Masukkan PMT 150 kv Line Parit Baru Siantan 29. Operasikan Bugak 1,2 30. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Parit Baru di Tap 9 31. Masukkan PMT 150 kv Trafo 2 Parit Baru 32. Operasikan Bugak 3 33. Masukkan PMT 150 kv MPP 1 34. Operasikan MPP 1 35. Masukkan PMT 150 kv MPP 2 36. Operasikan MPP 2 37. Masukkan PMT 20 kv Penyulang secara bertahap 38. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 3 Sei Raya di Tap 9 39. Masukkan PMT 150 kv Trafo 3 Sei Raya 40. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 3 Sei Raya 41. Lepas BC 1-4 Sei Raya 42. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Sei Raya di Tap 9 43. Masukkan PMT 150 kv Trafo 2 Sei Raya 44. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 2 Sei Raya 45. Lepas BC 2-5 Sei Raya 46. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Siantan di Tap 9 47. Masukkan PMT 150 kv Trafo 2 Siantan 48. Masukkan PMT 20 kv Incoming Trafo 2 Siantan 49. Lepas BC 2-1 Siantan 50. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Kota Baru di Tap 9 51. Masukkan PMT 150 kv Line Parit Baru Kota Baru. 52. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Parit Baru di Tap 9 53. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Kota Baru. 54. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Senggiring di Tap 9 55. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Senggiring Parit Baru 56. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Senggiring di Tap 9 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 37 45

57. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Senggiring 58. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Singkawang di Tap 9 59. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Singkawang Senggiring 60. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Singkawang di Tap 9 61. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Singkawang 62. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Sambas di Tap 9 63. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Singkawang Sambas 64. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 2 Sambas di Tap 9 65. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Sambas 66. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Bengkayang di Tap 9 67. Masukkan PMT 150 kv Line 1 Bengkayang Singkawang 68. Masukkan PMT 20 kv Penyulang di GI Bengkayang. 69. Penormalan Sistem menyesuaikan dengan supply tegangan dari SESCO. 70. Penormalan semua PMT 150 kv. D. Pemulihan dengan Blackstart SESCO 1. Masukkan PMT 275 kv line 1 Mambong Bengkayang 2. Masukkan PMT 275 kv line 1 Bengkayang Mambong 3. Masukkan PMT AB1 4. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1 Bengkayang di Tap 9 5. Masukkan PMT 150 kv IBT 1 Bengkayang 6. Penambahan Beban Bengkayang 7. Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1,2 Singkawang di Tap 9 8. Masukkan PMT 150 kv line 1 Bengkayang Singkawang 9. Penambahan Beban Singkawang 10.Masukkan Kopling Pembangkit di Singkawang dan dioperasikan kembali 11.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1,2 Senggiring di Tap 9 12.Masukkan PMT 150 kv line 1 Singkawang Senggiring 13.Penambahan Beban Senggiring 14.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1,2 Sambas di Tap 9 15.Masukkan PMT 150 kv line 1 Singkawang Sambas 16.Penambahan beban Sambas 17.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1,2 Parit Baru di Tap 9 18.Masukkan PMT 150 kv line 1 Senggiring Parit Baru 19.Penambahan Beban Parit Baru 20.Masukkan Kopling Pembangkit di Parit Baru dan dioperasikan kembali 21.Atur Tap Trafo 150/20 kv Trafo 1,2 Kota Baru di Tap 9 Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 38 45