bab 3.doc

TRANSMISSION AND LIVE MAINTENANCE ACADEMY

BAB III

MATERI PEMBIDANGAN

3.1 K2 & K3

3.1.1 Keselamatan Ketenagalistrikan (K2)

Gambar 3.1 Bagan Lingkup K2 dan K3

Keselamatan Ketenagalistrikan (K2) adalah segala upaya atau langkah-

angkah pengamanan instalasi tenaga listrik dan pengamanan pemanfaat tenaga

listrik untuk mewujudkan kondisi andal dan Aman bagi instalasi dan kondisi

aman dari bahaya bagi manusia dan mahluk lainnya, serta kondisi ramah

lingkungan pada instalasi tenaga listrik.

Lingkup Keselamatan Ketenagalistrikan yang menjadi tanggung jawab PT

PLN (Persero) adalah mulai dari Instalasi Pembangkitan sampai dengan Alat

Pengukur dan Pembatas (APP) yang ada disetiap pelanggan (konsumen) PT PLN

(Persero)

DIKLAT ENGINEERING SYSTEM | PRAJABATAN ANGKATAN 42 1


Gambar 3.2 Bagan 4 Pilar K2

Keselamatan kerja adalah upaya untuk mewujudkan kondisi aman bagi

pekerja dari bahaya yang dapat ditimbulkan oleh kegiatan Instalasi dan kegiatan

ketenagalistrikan lainnya dari Perusahaan, dengan memberikan perlindungan,

pencegahan dan penyelesaian terhadap terjadinya kecelakaan kerja dan penyakit

yang timbul karena hubungan kerja yang menimpa pekerja.

Keselamatan umum adalah upaya untuk mewujudkan kondisi aman bagi

masyarakat umum dari bahaya yang diakibatkan oleh kegiatan Instalasi dan

kegiatan ketenagalistrikan lainnya dari Perusahaan, dengan memberikan

perlindungan, pencegahan dan penyelesaian terhadap terjadinya kecelakaan

masyarakat umum yang berhubungan dengan kegiatan Perusahaan.

Keselamatan lingkungan adalah upaya untuk mewujudkan kondisi akrab

lingkungan dari Instalasi, dengan memberikan perlindungan terhadap terjadinya

pencemaran dan / atau pencegahan terhadap terjadinya kerusakan lingkungan

yang diakibatkan oleh kegiatan Instalasi.

Keselamatan instalasi adalah upaya untuk mewujudkan kondisi andal dan

aman bagi Instalasi, dengan memberikan perlindungan, pencegahan dan



pengamanan terhadap terjadinya gangguan dan kerusakan yang mengakibatkan

Instalasi tidak dapat berfungsi secara normal dan atau tidak dapat beroperasi.

Keselamatan kerja adalah upaya mewujudkan kondisi aman bagi pekerja

dari bahaya yang dapat ditimbulkan oleh kegiatan Instalasi dan kegiatan

ketenagalistrikan lainnya dari Perusahaan, dengan memberikan perlindungan,

pencegahan dan penyelesaian terhadap terjadinya kecelakaan kerja dan penyakit

yang timbul karena hubungan kerja yang menimpa pekerja. Keselamatan kerja

juga merupakan suatu usaha pencegahan terhadap kecelakaan kerja yang dapat

menimbulkan berbagai kerugian, baik kerugian harta benda (rusaknya peralatan),

maupun kerugian jiwa manusia (luka ringan, luka berat / cacat bahkan tewas).

Sedangkan Kecelakaan sendiri adalah kejadian yang tidak dikehendaki dan tidak

diduga / tiba-tiba yang dapat menimbulkan korban manusia dan atau harta benda.

Hak dan Kewajiban setiap tenaga kerja dalam K3 (Bab VIII, Pasal 12, UU

No : 1 tahun 1970) adalah sebagai berikut:

1. Memberikan keterangan yang benar tentang K3, bila diminta oleh

pengawas/ahli K3

2. Memakai alat-alat pelindung diri yang diwajibkan

3. Mematuhi dan mentaati semua syarat K3

4. Minta kepada pengurus agar dilaksanakan semua syarat K3 yang di

wajibkan

5. Menyatakan keberatan kerja pada pekerjaan dimana syarat K3 dan

alat pelindung diri yang diwajibkan diragukan olehnya, kecuali

dalam hal-hal khusus yang ditentukan oleh pengawas dalam batas-

batas yang masih dapat di pertanggung jawabkan

Pengaruh “K2” terhadap penilaian tingkat kinerja unit-unit PT PLN

(Persero) dituangkan dalam Keputusan Direksi PT PLN (Persero) yang mengatur

tentang Sistem penilaian tingkat kinerja PT PLN (Persero) Pembangkit, Wilayah,

Distribusi, Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban serta Unit-Unit Penunjang .

Dalam Keputusan Direksi tersebut berisi antara lain :



• K2 Merupakan salah satu indikator kinerja yang dinilai pada “Perspektif

Bisnis Internal”

• K2 adalah indikator yang digunakan untuk mengukur ketaatan unit – unit

PLN untuk melaksanakan kewajiban :

1. Keselamatan kerja

2. Keselamatan Instalasi

3. Keselamatan Umum

4. Keselamatan Lingkungan

Jika K2 ini tidak dilaksanakan, maka akan menjadi “Salah satu faktor

pengurang” penilaian tingkat kinerja unit -unit PLN.

3.1.2 Bahaya Listrik

Bahaya Listrik adalah sesuatu yang dapat mendatangkan (menimbulkan)

kecelakaan, bencana, kerugian dan sejenisnya yang diakibatkan oleh adanya arus

listrik. Selain karena Unsafe Condition, bahaya listrik juga bisa timbul karena

adanya Unsafe Action, yang salah satunya adalah ketidaktaatan ataupun kelalaian

dari manusia yang menggunakan energi listrik.

Secara umum bahaya-bahaya yang mungkin dapat ditimbulkan oleh energi

listrik (tegangan/arus listrik) terhadap manusia yaitu :

- Kejutan/terkejut

- Kematian

- Pingsan

- Terbakar/luka bakar

Selain itu apabila terjadi hubung singkat pada instalasi / peralatan listrik,

maka dapat menimbulkan kebakaran. Faktor-faktor yang dapat menyebabkan

kecelakaan yang ditimbulkan listrik terhadap manusia adalah :

1. Tegangan dan kondisi orang terhadap tegangan tersebut.

2. Besarnya arus yang melewati tubuh manusia

3. Jenis arus, searah dan bolak-balik



Medan adalah pengaruh tertentu di dalam suatu ruang. Dan Medan Listrik

(ML) adalah pengaruh tertentu di suatu ruang akibat adanya partikel bermuatan

listrik (muatan) atau penghantar bertegangan. Besar Kuat Medan Listrik (KML) di

suatu titik berbanding lurus dengan besar muatan atau tegangan sumber serta

berbanding terbalik dengan jarak dari sumber ke titik tersebut. Sedangkan Medan

Magnet (MM) adalah pengaruh tertentu di suatu ruang akibat adanya gerakan

partikel bermuatan atau adanya arus listrik pada penghantar bertegangan. Besar

Kuat Medan Magnet (KMM) di suatu titik berbanding lurus dengan besar arus

listrik atau kemagnetan benda serta berbanding terbalik dengan jarak dari sumber

ke titik tersebut.

Gambar 3.3 Medan Magnet dan Medan Listrik

Radiasi Medan Listrik & Medan Magnet mempunyai spektrum frekuensi

yang luas, mulai dari tingkat frekuensi ekstrim rendah (ELF electromagnetic)

sampai dengan tingkat frekuensi yang sangat tinggi.


+ +

KONDUKTOR

BERTEGANGAN

MEDAN LISTRIK

MEDAN MAGNET

TANAH/BUMI TANAH/BUMI


Gambar 3.4 Klasifikasi Spektrum Elektromagnetik

Radiasi pengion adalah radiasi dari gelombang elektromagnet dengan

frekuensi diatas 1016 Hz yang membawa energi sangat tinggi sehingga dapat

menyebabkan ionisasi. Sedangkan radiasi bukan pengion mempunyai tingkat

frekuensi yang lebih kecil dari 1016 Hz sehingga energi yang dibawanya tidak

sampai mengakibatkan ionisasi. Sehingga dengan frekuensi f = 50 (Hz), maka

ML & MM dari SUTT / SUTET tidak termasuk kedalam kelompok Radiasi

Pengion.

Tabel 3.1 Pedoman / standar Medan listrik dan Medan Magnet yang dipakai

PLN

PEDOMAN / STANDAR MEDAN LISTRIK MEDAN MAGNET

PLN Standar (SPLN No. 112/1994) Working hour

E (max) : 10 kV/m

Working hour

B (max) : 0,5 mT



WHO recommendation 1987 Continuously

E (max) : 5 kV/m

Continuously

B (max) : 0,1 mT

Tegangan Yang Timbul Akibat Arus Bocor / Kesalahan Ke Tanah

Terhadap Orang Yang Berada Di Sekitar Instalasi Tenaga Listrik :

• Tegangan Sentuh,

Adalah tegangan yang terdapat diantara peralatan yang dipegang

dengan elektrode pentanahan yang ditanam di bawah telapak kaki

orang yang sedang berdiri.

• Tegangan Langkah

Adalah tegangan yang timbul diantara dua kaki orang yang sedang

berdiri di atas tanah yang sedang dialiri oleh arus kesalahan ke tanah.

• Tegangan Pindah

Adalah hal khusus dari tegangan sentuh, dimana tegangan ini terjadi

pada saat terjadi kesalahan orang berdiri di dalam instalasi tenaga

listrik, dan memegang suatu peralatan yang ditanahkan pada titik

yang jauh sedangkan alat tersebut dialiri arus kesalahan ke tanah.

Jika terjadi hubung singkat pada instalasi / peralatan listrik maka dapat

menimbulkan arus listrik yang besar,dimana arus listrik yang besar ini akan

menimbulkan panas yang berlebihan. Timbulnya panas yang berlebihan inilah

yang akhirnya dapat menimbulkan kebakaran dan kerusakan pada peralatan /

instalasi listrik serta gedung / bangunan dan seluruh isinya.

3.1.3 Contoh Safety Prosedur Instalasi TT / TET

Penerapan Prosedur K3 Pada Instalasi Tegangan Tinggi / Ekstra Tinggi

meliputi:

1. Manuver pembebasan tegangan

2. Pelaksanaan pekerjaan pada instalasi dalam keadaan tidak bertegangan

3. Manuver pemberian tegangan

Personil yang diperlukan dalam pelaksanaan prosedur ini adalah:



1. Penanggung jawab pekerjaan

2. Pengawas k3

3. Pengawas manuver

4. Pelaksana manuver

5. Pengawas pekerjaan

6. Pelaksana pekerjaan

Pengawas K3, Pengawas manuver dan Pengawas pekerjaan tidak boleh

dirangkap. Peranan dan tugas / tanggung jawab dari masing-masing personil

tersebut adalah sebagai berikut.

Penanggung jawab pekerjaan :

a. Bertanggung jawab terhadap seluruh rangkaian pekerjaan yang

akan dan sedang dilaksanakan pada instalasi listrik TT / TET

b. Penanggung jawab pekerjaan adalah kuasa pemilik asset yaitu

Manajer APP./ Manajer UPT

c. Mengelola seluruh kegiatan yang meliputi : personil, peralatan

kerja, perlengkapan K3 dan material.

d. Melakukan koordinasi dengan unit lain yang terkait

Pengawas Manuver

a. Bertugas sebagai pengawas terhadap proses manuver

(pembebasan / pengisian tegangan) pada instalasi listrik TT / TET,

sehingga keselamatan peralatan dan operasi sistem terjamin

b. Personil yang ditunjuk sebagai pengawas manuver harus

memiliki kompetensi dan berpengalaman dalam bidangnya.

c. Menjaga keamanan instalasi dan menghindari kesalahan

manuver yang dilakukan oleh operator gardu induk dengan cara

sebagai berikut :

- Mengawasi pelaksanaan manuver

- Mengawasi pemasangan dan pelepasan taging di panel kontrol

serta rambu pengaman di switch yard



- Mengawasi pemasangan dan pelepasan sistem pentanahan

Pelaksana Manuver

a. Bertindak selaku eksekutor manuver pada instalasi tegangan

tinggi / ekstra tinggi

b. Pelaksana manuver adalah operator gardu induk dan Dispatcher

yang sedang bertugas pada saat pekerjaan berlangsung

c. Melakukan pemasangan dan pelepasan taging di panel kontrol serta

rambu pengaman di switch yard

d. Melakukan penutupan dan pembukaan PMS tanah

Pengawas Pekerjaan

a. Bertugas sebagai pengawas terhadap proses pekerjaan

pada instalasi listrik TT / TET

b. Personil yang ditunjuk sebagai pengawas pekerjaan harus

memiliki kompetensi dan berpengalaman dalam bidangnya.

c. Mengawasi pelaksanaan pekerjaan instalasi listrik yang

meliputi :

- Pemasangan dan pelepasan pentanahan lokal

- Pemasangan dan pelepasan taging, gembok dan

rambu pengaman

- Menjelaskan metode pelaksanaan pekerjaan

- Pengaturan waktu pelaksanaan pekerjaan

d. Menunjuk personil pelaksana pekerjaan sebagai

pelaksana pengamanan instalasi listrik untuk memasang dan melepas

taging, gembok dan rambu pengaman.

Pelaksana Pekerjaan

a. Bertugas melaksanakan pekerjaan pada instalasi listrik TT / TET

b. Personil pelaksana pekerjaan ditunjuk oleh pengawas pekerjaan

c. Memasang dan melepas pentanahan lokal

d. Memasang dan melepas taging, gembok dan rambu pengaman



e. Melaksanakan pekerjaan

Tahapan pelaksanaan pekerjaan dan penerapan prosedur K2 / K3 pada

pekerjaan instalasi TT / TET terdiri dari :

1. Persiapan

2. Izin pembebasan instalasi untuk dikerjakan

3. Pelaksanaan manuver pembebasan tegangan

4. Pernyataan bebas tegangan

5. Pelaksanaan pekerjaan

6. Pekerjaan selesai

7. Pernyataan pekerjaan selesai

8. Pernyataan instalasi siap diberi tegangan

9. Pelaksanaan manuver pemberian tegangan



Gambar 3.5 Bagan Urutan Pelaksanaan Pekerjaan Prosedur K3

Alat Pelindung Diri Yang Dibutuhkan terdiri dari :

1. Shackel stock (tongkat hubung)

2. Alat pentanahan portable (grounding lokal)

3. Voltage tester

4. Bangku isolator

5. Rambu-rambu pengaman / tanda-tanda peringatan

6. Topi pengaman (helm)

7. Pakaian kerja

8. Sarung tangan

9. Sarung tangan tahan tegangan / berisolasi

10. Sarung tangan untuk pemeliharaan batere

11. Kaca mata pengaman

12. Sabuk pengaman

13. Sepatu panjat

14. Sepatu kerja biasa

15. Sepatu tahan tegangan / berisolasi

16. Respirator (masker hidung)

17. Alat penutup telinga (ear protector)

18. Peralatan pernafasan (breating apparatus)

19. Jas hujan

20. Penutup dada untuk las listrik.



Gambar 3.6 Bagan Daerah Berbahaya dan Jarak Aman

Gambar 3.7 Tabel Jarak Aman



3.1.4 Pencegahan Kecelakaan

Kecelakaan adalah suatu kejadian yang tidak diinginkan / tidak diharapkan

.yang dapat menimbulkan berbagai kerugian, baik kerugian harta benda (rusaknya

peralatan) maupun kehilangan jiwa manusia. Kecelakaan kerja tidak selalu diukur

dari adanya korban manusia cidera atau mati.

Suatu kecelakaan dapat terjadi disebabkan oleh 2 (dua) hal,yaitu:

1. Unsafe action

Unsafe Action adalah Sikap atau tingkah laku manusia yang tidak

aman (berbahaya). Contoh-contoh Unsafe Act diantaranya adalah lalai,

ceroboh, bergurau ditempat kerja, menggunakan alat yang rusak, bekerja

dengan cara yang salah, bekerja tanpa wewenang, tidak memakai alat

pelindung diri (APD)

2. Unsafe Condition

Unsafe Condition adalah Kondisi / keadaan tempat kerja atau

peralatan kerja yang tidak aman (berbahaya). Contoh Unsafe Condition

diantaranya adalah tempat kerja yang buruk, perlatan rusak / tidak laik

pakai, peralatan listrik yang masih bertegangan, peralatan / mesin tanpa

pelindung, terdapatbahaya kebakaran / ledakan

Kerugian-kerugian akibat kecelakaan dibagi menjadi 3 macam, yakni:

Terhadap karyawan

Terhadap perusahaan

Terhadap masyarakat

Kecelakaan yang terjadi pada perusahaan dapat berupa :

1. Near miss (kejadian hampir celaka)

2. Kecelakaan kerja (ringan, berat)

3. Kerusakan harta dan kerugian proses

4. Musibah (bencana alam) dan kehilangan

5. Penyakit akibat kerja.



Langkah Penanggulangan kecelakaan kerja menurut ILO dapat dijelaskan

sebagai berikut :

a. Adanya peraturan perundang-undangan

b. Standarisasi

c. Inspeksi / pemeriksaan

d. Riset teknis, medis, psikologis & statistik

e. Pendidikan & Pelatihan

f. Persuasi

g. Asuransi

h. Penerapan K3 di tempat kerja

Alat Pelindung Diri berfungsi untuk mengurangi akibat / resiko dari suatu

kecelakaan. Alat Pelindung Diri bukan untuk mencegah kecelakaan. Pemakaian

APD tidak menjamin pemakainya bebas dari kecelakaan, karena :

- Kecelakaan ada sebabnya, pencegahan kecelakaan hanya bisa

dilaksanakan jika sebab-sebab kecelakaan dihilangkan

- Adanya gerakan tak sadar / reflek dari pemakainya

- APD mempunyai batas kemampuan

Alat Pelindung Diri terdiri dari ;

1. Alat pelindung wajah

2. Alat pelindung mata

3. Alat pelindung pernafasan

4. Alat pelindung telinga

5. Alat pelindung badan

6. Alat pelindung tangan

7. Alat pelindung kaki

8. Alat pelindung jatuh

9. Alat pelindung tenggelam

10. Alat Pelindung kepala



Dalam praktek sehari – hari ditempat kerja akan ditemukan hambatan –

hambatan dalam pemakaian APD. Hambatan – hambatan tersebut dapat

dikelompokkan menjadi;

Hambatan dari Manajemen

Hambatan tingkah laku / sikap tenaga kerja

Hambatan dalam penyediaan



3.2 Overview Pembangkit

3.2.1 Sistem Tenaga Listrik

Secara umum sistem tenaga listrik dapat dikatakan terdiri dari tiga bagian

utama yaitu :

1. Pembangkitan tenaga listrik,

2. Penyaluran tenaga listrik.

3. Distribusi tenaga listrik.

Sistem tenaga listrik sering pula hanya disebut dengan sistem tenaga,

bahkan kadangkala cukup disebut dengan sistem. Penamaan suatu sistem tenaga

biasanya menggunakan daerah cakupan yang dilistriki, misalnya Sistem Jawa Bali

berarti sistem tenaga listrik yang mencakup Pulau Jawa, Madura dan Bali.

Gambar 3.8 Penyederhanaan Sistem Tenaga Listrik, terdiri dari : Pembangkit,

Transmisi dan Distribusi

3.2.2 Pembangkit Tenaga Listrik

Pembangkit listrik memasok tenaga listrik ke sistem tenaga. Pembangkit

listrik terdiri dari generator dan penggerak mula. Penggerak mula berupa mesin

yang memutar poros generator. Tenaga listrik diperoleh dari generator arus bolak-

balik. Generator listrik menghasilkan tenaga listrik dengan frekuensi tertentu.

Generator - generator di sistem tenaga lisrik di Indonesia menggunakan frekuensi


SATRIO, 11/09/14,

2


50 hertz. Kapasitas generator beragam, dari beberapa ratus kW hingga lebih dari

seribu MW.

Gambar 3.9 Jenis pembangkit listrik tergantung pada jenis mesin penggerak mula

Pembangkit listrik sering dikelompokkan berdasarkan jenis tenaga yang

dirubah menjadi tenaga listrik, yaitu:

- Tenaga panas (thermal)

- Tenaga air (hidro)

- Tenaga nuklir

- Tenaga alternatip lainnya

Pembangkit listrik tenaga thermal dapat dibagi berdasarkan sumber panas

yang dipakai yaitu

- Energi dari bahan-bakar fosil : batubara (coal), minyak bumi (oil)dan

gas alam (natural gas)

- Dari panas-bumi (geothermal).

3.2.2.1 Pembebanan Pembangkit Tenaga Listrik

Berdasarkan pembebanan untuk memenuhi pasokan bagi sistem tenaga

listrik, unit pembangkit biasanya dapat dikategorikan sebagai salah satu dari tiga

jenis pembangkit yaitu:

1. Pembangkit Pemikul Beban Dasar

Pembangkit dengan 5000 jam operasi rata-rata per tahun (capacity factor >

57 %) disebut pembangkit pemik ul beban-dasar. Pembangkit dalam kategori ini

memiliki daya keluaran besar, biaya kapital tinggi dan biaya operasi rendah.

Pembangkit tenaga nuklir dan pembangkit tenaga uap berbahan-bakar batubara

biasanya digunakan sebagai pemikul beban dasar.

2. Pembangkit Pemikul Beban Menengah



Pembangkit dengan jam operasi lebih besar dari 2000 jam per tahun dan

lebih kecil dari 5000 jam rata-rata pertahun (23%> capacity factor > 57 %)

disebut pembangkit pemikul beban menengah. Pembangkit combined cycled,

pembangkit berbahan-bakar minyak dan pembangkit tua yang kurang efisien

digunakan untuk pemikul beban menengah.

3. Pembangkit Pemikul Beban Puncak

Pembangkit pemikul beban puncak dioperasikan untuk memenuhi beban

pada waktu beban maksimum (beban puncak). Periode bebanpuncak tidak selalu

sama. Jam operasi pembangkit ini kurang dari 2000jam rata-rata per tahun

(capacity factor < 23 %), sehingga pembangkityang dipilih biasanya yang

berbiaya kapital rendah. Biaya operasi jenispembangkit ini biasanya tinggi,

menyebabkan biaya keseluruhan pembangkitan menjadi tinggi. Pembangkit

tenaga (turbin) gas, air, pumped-storage dan mesin Diesel digunakan sebagai

pemikulbeban puncak.

3.2.3 Jenis Jenis Pembangkit Listrik

Sekelompok pembangkit listrik yang sejenis pada satu lokasi membentuk

pusat listrik. Pemberian nama pusat listrik menurut jenis penggerak mula yang

digunakan, seperti

- Pusat Listrik Tenaga Diesel (PLTD)

- Pusat Listrik Tenaga Gas (PLTG)

- Pusat Listrik Tenaga Uap (PLTU)

- Pusat Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU)

- Pusat Listrik Tenaga Air (PLTA)

Di samping itu ada pula pusat listrik yang diberi-nama menurut jenis

energi yang digunakan adalah :

- Pusat Listrik Tenaga Panas-Bumi (PLTP)

- Pusat Listrik Tenaga Nuklir (PLTN)

- Pusat Listrik Tenaga Surya (PLTS)

- Pusat Listrik Tenaga Angin (PLT-Angin)



Secara logis kita akan berfikir bahwa tempat yang paling baik untuk

menempatkan pusat listrik adalah dekat dengan pemakai tenaga listrik. Namun hal

ini tidak selalu dapat dipenuhi karena beberapa alasan yang dijumpai pada

keadaan yang sesungguhnya, antara lain – pembangkit listrik tenaga nuklir dan

yang berbahan - bakar fosil memerlukan sumber air yang besar untuk sistem

pendinginannya. Hal ini hanya dapat dipenuhi dari laut, danau atau sungai. Inilah

alasan mengapa pembangkit listrik selalu dekat dengan air.

- Pembangkit listrik memerlukan sumber air dengan perubahan elevasi

atau tinggi jatuh (head) yang cukup.

- Pembangkit listrik tenaga panas bumi harus berada pada lokasi

dimana sumber tenaganya tersedia.

- Tegangan keluaran generator bermacam-macam, biasanya 25 kV atau

lebih rendah.

3.2.3.1 Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU)

PLTU adalah suatu jenis pembangkit listrik yang menggunakan tenaga uap

air untuk memutar mesin turbin yang selanjutnya memutar generator untuk

menghasilkan listrik. Sumber energi untuk menghasilkan uap pada PLTU

biasanya diperoleh dari pembakaran bahan bakar minyak (MFO) atau dari

pembakaran batu bara.

Keunggulan :

• Kapasitas besar

• Harga ekonomis

• Persedian bahan bakar batu-bara banyak

• Kesiapan dan keandalan cukup tinggi

• Teknologi telah dikuasai

• Suku cadang mudah didapat

• Cocok untuk penyangga beban dasar

Kelemahan :

• Kemampuan manuver beban lambat



• Waktu untuk Star/Stop lama

• Polusi abu sisa pembakaran dan debu B-bara

• Emisi CO2, Sox, Nox , tinggi

• Ketergantungan pada supplay bahan bakar

• Harga batu bara cenderung terus naik

• Batu bara bukan sumber energi terbarukan

3.2.3.2 Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU)

PLTGU merupakan suatu instalasi peralatan yang berfungsi untuk

mengubah energi panas (hasil pembakaran bahan bakar dan udara) menjadi energi

listrik yang bermanfaat. Pada dasarnya, sistem PLTGU ini merupakan

penggabungan antara PLTG dan PLTU. PLTU memanfaatkan energi panas dan

uap dari gas buang hasil pembakaran di PLTG untuk memanaskan air di HRSG

(Heat Recovery Steam Genarator), sehingga menjadi uap jenuh kering.

Prinsip Kerja

Prinsip kerja PLTG adalah sebagai berikut, mula-mula udara dimasukkan

kedalam kompresor dengan melalui air filter / penyaring udara agar partikel debu

tidak ikut masuk ke dalam kompresor tersebut. Pada kompresor tekanan udara

dinaikkan lalu dialirkan ke ruang bakar untuk dibakar bersama bahan bakar.

Disini, penggunaan bahan bakar menentukan apakah bisa langsung dibakar

dengan udara atau tidak.

Jika menggunakan BBG, gas bisa langsung dicampur dengan udara untuk

dibakar. Tapi jika menggunakan BBM harus dilakukan proses pengabutan dahulu

pada burner baru dicampur udara dan dibakar. Pembakaran bahan bakar dan udara

ini akan menghasilkan gas bersuhu dan bertekanan tinggi yang berenergi

(enthalpy).

Gas ini lalu disemprotkan ke turbin, hingga enthalpy gas diubah oleh

turbin menjadi energi gerak yang memutar generator untuk menghasilkan listrik.

Setelah melalui turbin sisa gas panas tersebut dibuang melalui cerobong/stack.

Karena gas yang disemprotkan ke turbin bersuhu tinggi, maka pada saat yang



sama dilakukan pendinginan turbin dengan udara pendingin dari lubang udara

pada turbin.Untuk mencegah korosi akibat gas bersuhu tinggi ini, maka bahan

bakar yang digunakan tidak boleh mengandung logam Potasium, Vanadium, dan

Sodium yang melampaui 1 part per mill (ppm).

Gambar 3.9 Alur Kerja PLTGU

Bagian - Bagian Utama dan Operasional PLTG/U

Turbin Gas adalah suatu pembangkit tenaga listrik yang menggunakan

bahan bakar gas/HSD dan terdiri dari beberapa bagian antara lain :



a. Starting unit.

b. Compressor.

c. Ruang Bakar.

d. Turbin.

e. Peralatan Bantu.

Prinsip kerja dari Turbin gas adalah udara luar dihisap oleh Compressor

melalui Intake Air Filter dan Inlet Gaude Van masuk keruang bakar. Diruang

bakar udara bercampur dengan bahan bakar untuk proses pembakaran di

combuctor cilinder. Gas panas hasil dari proses pembakaran tersebut masuk ke

turbin untuk menggerakan sudu-sudu turbin, putaran turbin digunakan untuk

menggerakan generator. Sebagian dari udara tersebut untuk proses pendinginan

pada komponen-komponen turbin. Adapun uraian dari peralatan diatas adalah

sebagai berikut :

1. Starting Unit

Merupakan bagian dari turbin gas yang berfungsi untuk penggerak awal.

Terdiri dari beberapa pompa-pompa minyak pelumas, pony motor, starting motor,

torque converter dan aux gear. Adapun fungsi dari peralatan tersebut adalah untuh

penggerak awal hingga terjadi proses pembakaran.

2. Compressor

Bagian dari turbin gas yang berfungsi untuk menghisap udara luar melalui

intake air filter masuk keruang bakar, yang digunakan untuk proses pembakaran

dan media pendingin. Terdiri dari Intake Air Filter, Inlet Guade Van (IGV), sudu-

susdu tetap dan sudu-sudu jalan yang berjumlah 19 tingkat. Adapun fungsi dari

peralatan tersebut untuk menarik udara luar masuk ke ruang bakar sebagai proses

pembakaran dan media pendingin.

3. Ruang Bakar (Combustor Chamber)



Disini terjadi pembakaran dalam (internal combustion engine), terdiri dari

fuel nozzle, Combustor Bascket, Combustor Cilinder, transtiton .Pada bagian sisi

lain terdapat Flame detector dan igniter. Adapun fungsinya adalat tempat

terjadinya proses pembakaran.

4. T u r b i n.

Gas panas hasil pembakaran yang bertekanan digunakan untuk memutar

turbin .Terdiri dari komponen sudu tetap (Vane segment) dan sudu-sudu jalan

(Moving Blade).Adapun fungsinya untuk merubah energi panas menjadi energi

putar yang digunakan untuk memutar Generator.

5. Peralatan Bantu.

Terdiri dari peralatan-peralatan pendingin seperti pendingin air,pendingin

udara dan pendingin minyak pelumas.

Keunggulan :

• Kemampuan manuver beban cepat

• Start/Stop time cepat

• Respon frekfensi bagus

• Lokasi bisa dibangun di dekat kota

• Bila menggunakan bahan bakar gas maka lingkungan bersih dan

polusi rendah

• Sesuai untuk penyangga beban puncak

Kelemahan :

• Bila dioperasikan hanya PLTG saja maka bahan bakar boros

• Bila menggunakan bahan bakar minyak maka biaya produksi

sangat mahal

• Spare part mahal dan cepat rusak

• Bahan bakar gas tidak mudah didapat

3.2.3.3 Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP)

Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi adalah Pembangkit

Listrik (Power generator) yang menggunakan panas bumi (Geothermal) sebagai



energi penggeraknya. Sesungguhnya prinsip kerja PLTP sama saja dengan PLTU.

Hanya saja yang digunakan pada PLTP adalah uap panas bumi yang telah

dipisahkan dari air, yang berasal langsung dari perut bumi. Karena itu PLTP

biasanya dibangun di daerah pegunungan dekat gunung berapi. Biaya operasional

PLTP juga lebih murah dibandingkan dengan PLTU, karena tidak perlu membeli

bahan bakar, namun membutuhkan biaya investasi yang cukup besar untuk biaya

eksplorasi dan pengeboran perut bumi.

Gambar 3.10 Bagan Alur Kerja PLTP

Komponen Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

a. Reservoir Panas Bumi

Reservoir panas bumi biasanya diklasifikasikan ke dalam dua golongan

yaitu yang ber-suhu rendah (low temperature) dengan suhu <1500>high tempera-

ture) dengan suhu diatas 1500C. Yang paling baik untuk digunakan sebagai

sumber pem-bangkit tenaga listrik adalah yang masuk kate-gori high temperature.

Namun dengan perkembangan teknologi, sumber panas bumi dengan kategori low

temperature juga dapat digunakan asalkan suhunya melebihi 500 C.



b. Pembangkit (Power Plants)

Pembangkit (power plants) untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi

dapat beroperasi pada suhu yang relatif rendah yaitu berkisar antara 122 s/d 4820

F (50 s/d 2500 C). Pembangkit yang digunakan untuk mengkonversi fluida

geothermal menjadi tenaga listrik secara umum mempunyai komponen yang sama

dengan power plants lain yang bukan berbasis geothermal, yaitu terdiri dari

generator, turbin sebagai penggerak generator, heat exchanger, chiller, pompa,

dan sebagainya.

Keunggulan :

• Kemampuan manuver beban lebih baik daripada PLTU

• Start/Stop time lebih cepat

• Keandalan dan ketersediaan bagus

• Sumber energi kontinyu tidak tergantung pada musim

• Persediaan energi tahan untuk jangka panjang / tidak cepat habis

Kelemahan :

• Uap mengandung sulfur tinggi , mengganggu kesehatan dan

peralatan

• Biaya explorasi tinggi à harga uap tinggi

• Kualitas uap sulit dikendalikan , dapat merusak turbin dan pelatan

lainnya.

• Kapasitas tergantung pada alam tidak bisa disesuaikan dengan

kebutuhan

• Lokasi biasanya di pegunungan , jauh dari konsumen

3.2.3.4 Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA)

Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) adalah pembangkit listrik yang

memanfaatkan air sebagai sumber energi utama untuk menghasilkan energi listrik.

Mesin penggerak yang digunakan adalah turbin air yang akan memutar generator

untuk menghasilkan listrik.



Gambar 3.12 Instalasi PLTA

Komponen-Komponen PLTA

a. Dam

Berfungsi untuk menampung air dalam jumlah besar karena turbin

memerlukan pasokan air yang cukup dan stabil. Selain itu dam juga berfungsi

untuk pengendalian banjir. Pada PLTA terdapat 2 jenis penampungan, yaitu :

Waduk Utama (upper reservoir) seperti dam pada PLTA

konvensional. Air dialirkan langsung ke turbin untuk menghasilkan

listrik.

Waduk cadangan (lower reservoir). Air yang keluar dari turbin

ditampung di lower reservoir sebelum dibuang disungai.

b. Pipa Pesat

Berfungsi untuk menghubungkan dam dengan turbin. Memiliki diameter

tertentu yang menyesuaikan debit air yang dialirkan.

c. Turbin



Berfungsi untuk mengubah energi potensial menjadi energi mekanik. Air

akan memukul sudu – sudu dari turbin sehingga turbin berputar. Perputaran turbin

ini di hubungkan ke generator. Turbin terdiri dari berbagai jenis seperti turbin

Francis, Kaplan, Pelton, dll.

d. Generator

Generator dihubungkan ke turbin dengan bantuan poros dan gearbox.

Memanfaatkan perputaran turbin untuk memutar kumparan jangkar didalam

generator sehingga terjadi perubahan fluks yang membangkitkan arus AC pada

sisi statornya.

e. Trafo

Trafo digunakan untuk menaikan tegangan arus bolak balik (AC) agar

listrik tidak banyak terbuang saat ditransmisikan. Trafo yang digunakan adalah

trafo step up.

f. Transmisi

Transmisi berguna untuk mengalirkan listrik dari PLTA ke rumah – rumah

atau industri. Sebelum listrik kita pakai tegangannya di turunkan lagi dengan trafo

step down.

Keunggulan :

• Biaya operasi sangat murah

• Start/Stop time cepat

• Respon frekfensi sangat baik

• Ramah lingkungan bersih tidak menimbulkan polusi

• Pengoperasian dan pemeliharaan mudah

• Mampu start sendiri setelah terjadi blackout

Kelemahan :

• Biaya investasi mahal

• Kapasitas biasanya tidak terlalu besar

• Ketergantungan pada musim

• Kapasitas bendungan terancam oleh endapan lumpur

• Lokasi biasanya jauh dari pusat beban



3.2.3.5 Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir (PLTN)

PLTN merupakan pembangkit listrik yang memanfaatkan uranium sebagai

energy primer. Adapun untuk prinsip kerjanya adalah sebagai berikut:

Di dalam reaktor , bahan radio aktip Uranium mengalami reaksi

pembelahan inti sehingga menghasilkan energi panas.

Panas dari hasil reaksi inti ini digunakan untuk memanaskan air

hingga menjadi uap.

Uap yang dihasilkan dari pemanasan ini disalurkan untuk memutar

mesin turbin yang selanjutnya memutar generator hingga

menghasilkan listrik untuk disalurkan ke saluran transmisi.

Uap setelah melewati turbin diembunkan di kondenser hingga

menjadi air kemudian dipompakan lagi ke dalam reaktor untuk

dipanaskan lagi menjadi uap., begitu seterusnya

Gambar 3.12 Prinsip kerja PLTN

Keunggulan :

Mampu menjawab krisis minyak bumi

Potensi persediaan sumber energi sangat besar untuk jangka waktu

panjang

Tidak menimbulkan polusi udara yang mengakibatkan global

warming



Harga sumber energi (uranium) relatip lebih murah daripada

minyak bumi.

Kelemahan :

Resiko kebocoran bahan radio aktip

Menghasilkan limbah radio aktip

Biaya tinggi untuk investasi

Keselamatan kerja dan pengolahan limbah

Membutuhkan ketelitian dan keahlian tinggi dalam pengoperasian ,

Adanya penolakan masyarakat.

3.2.3.6 Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLT Surya)

Merupakan pembangkit yang memanfaatkan sinar matahari sebagai energy

primer. Adapun Keunggulannya diantarannya : Potensi sumber energi melimpah,

Sumber energi murah, tanpa bahan bakar, Lokasi bisa dimana mana relatip bebas,

Bersih tidak menimbulkan polusi, Pengoperasian dan pemeliharaan sederhana dan

mudah. Sedangkan untuk kelemahannya diantaranya Biaya investasi relatip mahal

dibanding dengan energi yang diperoleh, Daya tidak stabil, hanya ada waktu siang

hari saja dan dipengaruhi cuaca, Battery sebagai penyimpan energi, umurnya tidak

panjang, perlu penggantian secara periodik.

Gambar 3.14 Alur Kerja Solar Cell



3.2.3.7 Pembangkit Listrik Tenaga Bayu (PLT Bayu)

PLT Bayu merupakan pembangkit listrik yang memanfaatkan Bayu/ Angin

sebagai energy primernya. Adapun Keunggulan PLTB/Angin seperti : Potensi

sumber energi cukup besar, Sumber energi murah, tanpa bahan bakar, Bersih tidak

menimbulkan polusi, Pengoperasian dan pemeliharaan sederhana dan mudah.

Sedangkan kelemahan PLTB/Angin yakni Daya tidak stabil dan tidak bisa

dikendalikan sesuai dengan kebutuhan (tergantung pada kecepatan angin), Biaya

investasi relatip mahal dibanding dengan energi yang diperoleh. Perlu survey yang

mendalam untuk menetapkan lokasi yang tepat . Sedangkan Kelemahannya

diantaranya : Daya tidak stabil dan tidak bisa dikendalikan sesuai dengan

kebutuhan (tergantung pada kecepatan angin), Biaya investasi relatip mahal

dibanding dengan energi yang diperoleh, Perlu survey yang mendalam untuk

menetapkan lokasi yang tepat.

Gambar 3.15 Bagian – bagian PLT Bayu

3.2.4 Karakteristik Operasi Dan Indek Kinerja Unit Pembangkit

Speed DropPrinsip dasar kontrol Speed Droop adalah bagaimana mempertahankan

putaran Generator yang terkoneksi dengan Sistem (Jaringan) pada Frekuensi yang

sesuai atau sama dengan Frekuensi Sistem.

Jenis Pengaturan Speed Droop :

1. Primer :

Pengaturan besaran Speed Droop yang dimiliki Governoor secara

langsung baik diperbesar atau diperkecil, perubahan S1 ke S2 pada gambar



di atas. Semakin kecil Speed Droop yang dimiliki Governoor semakin

peka terhadap perubahan beban dan begitu sebaliknya semakin besar

Speed Droop semakin malas (kurang peka) terhadap perubahan beban.

2. Sekunder :

Pengaturan tanpa mengubah besaran, melainkan hanya

mengembalikan Frekuensi ke 100 %, biasanya dilakukan oleh Operator.

Frekuensi Deadband

Rentang Frekuensi yang diijinkan dimana Turbin Generator dapat

beroperasi sesuai dengan karakteristiknya.

Efisiensi

Effisiensi adalah suatu parameter yang menyatakan tingkat unjuk kerja

dari Unit Pembangkit. Prinsip dasar Effisiensi adalah Perbandingan antara Kerja /

Energi yang dihasilkan dengan Usaha / Energi yang digunakan.

Daya Mampu

Daya Mampu pada unit pembangkitada 3 (tiga) macam, yaitu :

a. Daya Terpasang : Daya sesuai desain pabrikan.

b. Daya Mampu Bruto : Daya (Kapasitas) yang dihasilkan Generator

pada periode tertentu dengan tidak dipengaruhi oleh Musim atau

Derating lainnya.

c. Daya MampuNetto : Daya Mampu Brutto dikurangi dengan

Pemakaian Sendiri (Alat bantu Operasional)

d. Daya Mampu Minimum : Daya (Kapasitas) Minimum yang

dihasilkan Generator dengan tidak mempengaru hiber operasinya

peralatan bantu Unit

Ramp Rate

Secara Umum Ramp Rate juga dikenal dengan Tingkat Kecepatan

Maksimum naik atau turunnya Beban

Start Stop Time

Start - stop Unit adalah suatu kondisi dimana Unit Pembangkit dilakukan

Start atau Stop dalam suatu waktu dan kondisi tertentu.



Jenis Start :

1. Start Dingin (Cold Start) : Unit Stop > 48 Jam

2. Start Hangat (Warm Start) : Unit Stop 8 s/d 48 Jam

3. Start Panas (Hot Start) : unit Stop < 8 Jam

Minimum Down Time

Minimum Down Time adalah waktu yang diperlukan Unit Pembangkit

untuk tetap dalam kondisi tidak terhubung dengan Jaringan dan Mesin tersebut

tidak beroperasi setelah Shutdown untuk Stand-by atau gangguan.

Minimum Up Time

Waktu yang diperlukan Unit Pembangkit untuk tetap dalam kondisi

terhubung dengan Jaringan (on-line) setelah Start-up dan Unit dibebani dengan

beban minimum atau lebih sebelum diperintahkan untuk Shutdown kembali

Indek Kinerja Pembangkit

Equivalent Availability Factor (EAF): adalah ekivalen Availability Factor

yang telah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit.

Rumus :

EAF

Service Factor (SF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit

beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu. Besaran ini

menunjukkan prosentase jumlah jam unit pembangkit beroperasi pada satu

periode tertentu.

Rumus : SF

Planned Outage Factor (POF):adalah rasio jumlah jam unit pembangkit

keluar terencana (planned outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode.

Rumus : POF



Maintenace Outage Factor (MOF): adalah rasio dari jumlah jam unit

pembangkit keluar terencana (Maintenace outage) terhadap jumlah jam dalam satu

periode.

Rumus : MOF

Scheduled Outage Factor (SOF): adalah rasio dari jumlah jam unit

pembangkit keluar terencana (planned outage dan maintenance outage) terhadap

jumlah jam dalam satu periode.

Rumus : SOF



3.3 Monitoring Peralatan GI / GITET & Sistem Pemakaian Sendiri

3.3.1 Pengertian Monitoring Gardu Induk

Seorang operator yang akan memonitor gardu induk perlu pemahaman

terlebih dahulu apa yang dimaksud dengan monitor.Monitor dalam hal ini

adalah melihat / mengamati /membaca dan mencatat apa yang ditunjukkan alat-

alat ukur, misalnya alat ukur ampere meter, volt meter, kwh meter, kvarh meter

dan lain - lain sesuai dengan formulir yang ada. Disamping itu seorang

operator juga harus mengamati secara visual peralatan - peralatan yang

terpasang pada gardu induk / gardu induk tegangan extra tinggi (GI /

GITET).

3.3.2 Tujuan Monitoring Gardu Induk

Tujuan monitoring gardu induk adalah untuk mengetahui besaran - besaran

yang dibaca pada alat ukur yang terpasang di gardu induk, misalnya alat ukur

ampere meter, volt meter, kwh meter, kvarh meter dan lain - lain sesuai dengan

formulir yang ada. Disamping itu seorang operator juga harus mengetahui bahwa

tujuan monitoring adalah untuk membandingkan / mengetahui kemampuan dari

peralatan & untuk perencanaan masa depan.

3.3.3 Monitoring Parameter / Besaran Operasi

Alat ukur yang terpasang di gardu induk adalah meter-meter pengukuran

yang terpasang pada bagian – bagian peralatan bay trafo, bay penghantar bay

kopel / busbar yang terdiri dari meter analog dan meter digital.

Meter Yang Terpasang Pada Transformator Dan Penghantar :

Ampere meter : pengukuran arus.

KV meter : pengukuran tegangan.

Cos φ meter : pengukuran factor daya.

MW dan MVAR meter : pengukuran daya aktip dan daya reaktip.

KWH dan KVARH meter : pengukuran energi aktip dan energi reaktip.

Meter Yang Terpasang PadaKopel / Busbar :

KV meter : pengukuran tegangan.


SATRIO, 11/09/14,

3


Frekuensi meter : pengukuran frekuensi.

Sinkronmeter : peralatan untuk sinkron.

Cara Pembacaan Pada Pembacaan Meter (Ampere, kV, Cos φ, MW dan

MVAR) Perlu Diperhatikan :

Pahami skala meter

Pahami klas meter.

Untuk meter analog, si pembaca harus melakukan posisi lihat lurus ke

depan.

Ratio CT dan PT

Cara membaca meter energy perlu diperhatikan :

Lihat angka sampai koma satu digit.

Check dengan rumus wh = v.i.cos φ. √ 3.h (jam).

Untuk meter analog, si pembaca harus melakukan posisi lihat lurus ke

depan.

Ratio CT dan PT

Log Sheet Dan Check List

Formulir yang diperlukan untuk melakukan monitoring peralatan gardu

induk adalah log sheet dan check list. Pada formulir logsheet yang perlu

diperhatikan antara lain :

Beban harian transformator,

Beban harian penghantar

K o p e l

Pemeriksaan sistem AC/DC

Check list adalah formulir untuk mengamati dan mencatat secara visual

peralatan gardu induk secara harian, bulanan yang terdiri dari :

Tranformator.

Pemutus tenaga (PMT)

Lightning Arrester, PMS, CT dan PT



Batere dan rectifier

3.3.4 Monitoring Unjuk Kerja Peralatan Utama GI

Yang dimaksud dengan monitoring unjuk kerja peralatan utama gardu

induk adalah hasil penampilan operasi peralatan tersebut dengan

mempertimbangkan faktor - faktor sebagai berikut :

a. Faktor Kapasitas :

b. Faktor Beban :

Pengelolaan Data Operasi Gardu Induk

Pengelolaan data operasi gardu induk adalah semua monitoring yang telah

dicatat di file / disimpan dengan baik dan dengan adanya system komputer,

monitoring tersebut diedit dengan komputer dan akan dapat dibuka kembali bila

diperlukan baik oleh atasan ataupun pihak terkait yang membutuhkan data

tersebut.

Sistem Monitoring Dengan Program CBM Level 1

Dalam rangka meningkatkan monitoring peralatan Gardu Induk yang

semula menggunakan Check List berupa kertas dengan klasifikasi normal (a) dan

tidak normal (b) diganti dengan Program Condition Based Maintenance (CBM)

Inspeksi Level 1 menggunakan software khusus yang di-install dalamKomputer

GI berbasis web sehingga bisa dimonitor dari tempat lain (APP, APB dan Kantor

Induk P3B). Jika system ini sudah berjalan, maka system pelaporan tidak lagi

dilakukan secara manual.

3.3.5 Sistem Pelaporan


∑ KWH Produksi per Tahun x 100 %

∑ KW Kapasitas Terpasang x 8760 Jam

∑ KWH Produksi per Tahun x 100 %

∑ KW Beban Puncak x 8760 Jam


Laporan adalah penyampaian informasi baik secara tertulis maupun lisan,

laporan secara lisan disampaikan dengan menggunakan alat komunikasi antara

lain : jwoot, plc, radio receiver, pesawat telepon dan HP.

Tata cara laporan sesuai buku petunjuk pengoperasian gardu induk adalah

sebagai berikut :

a) Mempersiapkan laporan

1. Menyiapkan format laporan.

2. Menyiapkan peralatan penunjang.

3. Mengetahui jadwal regular dan jenis laporan.

b) Membuat laporan.

Mencatat kondisi dan besaran parameter instalasi operasi sesuai dengan

format yang telah ditentukan (logsheet, chek list, buku mutasi)

c) Melaksanakan pelaporan.

1. Mencatat besaran beban pada kondisi normal dilaporkan ke pihak

terkait secara periodik.

2. Pada kondisi gangguan, anounsiator, indikasi rele dan parameter yang

timbul dilaporkan ke pihak terkait.

3. Pada kondisi pemeliharaan waktu dan urutan maneuver pembebasan

atau pemberian tegangan dilaporkan kepada pihak terkait.

4. Pada kondisi darurat / emergency (kebakaran, huru hara, bencana alam,

pendudukan) kejadian-kejadian yang dapat menimbulkan gangguan

instalasi gardu induk dilaporkan kepada pihak terkait.



3.4 Budaya Perusahaan & Pedoman Perilaku

3.4.1 Visi

Diakui sebagai Perusahaan Kelas Dunia yang Bertumbuh-kembang,

unggul dan terpercaya dgn bertumpu pada Potensi Insani

3.4.2 Misi

1. Menjalankan bisnis kelistrikan & bidang lain yg terkait,

berorientasi pada kepuasan pelanggan, anggota perusahaan dan

pemegang saham;

2. Menjadikan tenaga listrik sebagai media utk meningkatkan kualitas

kehidupan masyarakat;

3. Mengupayakan agar tenaga listrik menjadi pendorong kegiatan

ekonomi;

4. Menjalankan kegiatan usaha yg berwawasan lingkungan.

3.4.3 Tata Nilai SIPP

a. Saling Percaya

1. Saling menghargai;

2. Beritikad baik;

3. Transparan.

b. Integritas

1. Jujur & menjaga komitmen;

2. Taat aturan & bertanggung jawab;

3. Keteladanan.

c. Peduli

1. Proaktif & saling membantu;

2. Memberi yg terbaik;

3. Menjaga citra perusahaan.

d. Pembelajar

1. Belajar berkelanjutan & beradaptasi;


SATRIO, 11/09/14,

4


2. Berbagi pengetahuan & pengalaman;

3. Berinovasi.

3.4.4 Motto

Listrik untuk kehidupan yang lebih baik (Electricity for a better life)

3.4.5 Pedoman Perilaku

Pihak Yang Wajib Melaksanakan Pedoman Perilaku PLN

• Direksi, Komisaris, Pemimpin Unit & Pegawai;

• Anak Perusahaan & Perusahaan Afiliasi;

• Pihak ketiga : konsultan, pemasok, IPP, pekerja alih daya, mitra kerja,

kontraktor, AKLI & Konsuil.

Kewajiban Pegawai

Menjalankan pedoman perilaku, memahami kebijakan dan berkomitmen

terhadap integritas dan menghindari pelanggaran

Memahami kebijakan PLN :

• Pahami kebijakan perusahaan;

• Pelajari rincian kebijakan;

• Hubungi Manajer terkait bila ada pertanyaan tentang kebijakan.

Mengungkapkan masalah :

• Segera ungkapkan bila ada potensi atau tindakan pelanggaran terhadap

kebijakan PLN;

• Laporkan sesuai prosedur yang berlaku

Kepemimpinan PLN

Do’s

1. Menginspirasi dan memberikan keteladanan perilaku SIPP;

2. Mempelopori pembaharuan dan modernisasi perusahaan melalui

pemikiran out of the box;

3. Memastikan semua unsur perusahaan bekerjasama secara sinergis guna

mendapatkan kinerja unggul dan meningkatkan pelayanan publik;

4. Membina kader melalui proses CMC;



5. Mengantisipasi kondisi turbulence dan lingkungan yg selalu berubah dgn

gesit & fleksibel.

Don’ts

1. Menyalahgunakan wewenang dan jabatan;

2. Minta dilayani;

3. Ego sektoral, diskriminatif dan subyektif;

4. Mengembangkan situasi urgen menjadi kepanikan;

5. Menghambat kompetensi dan karir Insan PLN.

Hubungan Antara Insan PLN

Saling Percaya

Do’s

1. Berpikir & berperilaku positif;

2. Menghargai pendapat dan gagasan yg berbeda;

3. Obyektif dan transparan;

4. Menjalin hubungan yg harmonis.

Don’ts

1. Saling menyalahkan;

2. Menyampaikan pendapat dan gagasan secara tidak santun;

3. Menilai kinerja secara subyektif;

4. Ego sektoral.

Integritas

Do’s

1. Jujur dan menjaga komitmen;

2. Memberikan keteladanan;

3. Adil dan bertanggung jawab;

4. Mengakui keterbatasan;

5. Netral dlm berpolitik.

Don’ts

1. Menyalahgunakan wewenang dan jabatan;



2. Meminta, memberi dan/atau menerima suap dan gratifikasi;

3. Melakukan pembunuhan karakter ;

4. Terlibat penggunaan narkoba;

5. Membocorkan rahasia Perusahaan.

Peduli

Do’s

1. Saling membantu, memotivasi dan memberi perhatian;

2. Santun, ramah dan terbuka;

3. Menjga citra dan memberikan pelayanan terbaik;

4. Saling mengingatkan bila ada yg melanggar aturan.

Don’ts

1. Tidak peduli terhadap kondisi dan harta perusahaan serta keselamatan

kerja;

2. Menciptakan sistem dan prosedur yg berbelit-belit (birokratis);

3. Diskriminatif;

4. Minta dilayani.

Pembelajar

Do’s

1. Memahami dan melaksanakan Kebijakan Perusahaan;

2. Meningkatkan kompetensi secara terus menerus (belajar

berkesinambungan;

3. Berbagi ide, informasi, pengetahuan dan pengalaman;

4. Melakukan inovasi dan mendorong perubahan;

5. Kritis dan bersemangat utk mendapatkan yg terbaik.

Don’ts

1. Mengulangi kesalahan yg sama;

2. Mengabaikan pemberdayaan insan PLN utk maju dan mandiri;

3. Menggunakan hak milik intelektual Perusahaan secara tdk sah;

4. Menghambat kemajuan Perusahaan;

5. Pasif dan reaktif.



Sikap Korporasi terhadap Hubungan Eksternal

a. Hubungan dengan PelangganDo’s

1. Mengutamakan kepuasan dan kepercayaan pelanggan;

2. Menjalin komunikasi edukatif yg sehat, ramah, adil, jujur dan tidak

menyesatkan;

3. Memenuhi standar mutu pelayanan yg telah disepakati;

4. Menegakkan integritas pelayanan publik;

5. Memberikan solusi yg saling menguntungkan.

Don’ts

1. Diskriminatif terhadap pelanggan;

2. Mengabaikan hak pelanggan;

3. Meminta dan/atau menerima suap dan gratifikasi;

4. Memfasilitasi & melakukan konflik kepentingan;

5. Menunjukkan ketidak pedulian terhadap pelanggan

b. Hubungan dengan Mitra Kerja / PemasokDo’s

1. Menjaga & mengutamakan kepentingan Perusahaan;

2. Menilai secara obyektif, transparan & akuntabel;

3. Membuat Perjanjian Kerja yg saling menguntungkan;

4. Menjalin komunikasi secara jujur & efektif dgn tetap menjaga kerahasiaan

data & informasi;

5. Memberikan sanksi apabila tdk memenuhi Kontrak Kerja.

Don’ts

1. Diskriminatif & subyektif;

2. Meminta dan/atau menerima suap & gratifikasi;


4. Menyalahgunakan wewenang & jabatan;

5. Dgn sengaja menunda pembayaran yg sudah memenuhi persyaratan

kontrak.



c. Hubungan dengan PesaingDo’s

1. Melakukan persaingan yg sehat dgn mengandalkan keunggulan produk &

pelayanan;

2. Menjadikan pesaing sebagai pemacu peningkatan diri;

3. Menjaga kerahasiaan data & informasi.

Don’ts

1. Menunjukkan sikap konfrontatif;

2. Mengkambinghitamkan & merusak nama baik pesaing;

3. Memfasilitasi & melakukan konflik kepentingan.

d. Hubungan dengan InvestorDo’s

1. Memilih investor yg terpercaya, kredibel & bertanggung jawab;

2. Membuat perjanjian kerja yg saling menguntungkan;

3. Menjalin komunikasi secara jujur dan efektif dengan tetap menjaga

kerahasiaan data & informasi;

4. Menyediakan informasi yang aktual, akurat & prospektif;

5. Menjaga kepercayaan investor.

Don’ts


2. Meminta dan/atau menerima suap & gratifikasi;

3. Melakukan bisnis yang bertentangan dengan nilai-nilai Perusahaan;

4. Memanipulasi informasi;


e. Hubungan dengan Pemerintah/DPRDo’s


2. Mendukung program & menjaga kepercayaan Pemerintah/DPR;

3. Membina hubungan yg harmonis & konstruktif;

4. Memberikan laporan data secara benar & akurat.



Don’ts


2. Memberi layanan di luar batas ketentuan Perusahaan;

3. Menyalahgunakan hubungan untuk kepentingan pribadi;

4. Memberi suap & gratifikasi.

f. Hubungan dengan Masyarakat

Do’s

1. Mengembangkan & memelihara hubungan yg baik;

2. Melaksanakan Program CSR & memberikan bantuan masyarakat yg

mengalami musibah;

3. Menghormati tata nilai daerah;

4. Menjaga kelestarian & kebersihan lingkungan.

Don’ts


2. Tidak menanggapi keluhan masyarakat;

3. Memberikan janji-janji di luar kewenangannya;

4. Mencemari lingkungan.

g. Hubungan dengan Media Massa

Do’s

1. Menjaga & mengutamakan citra Perusahaan;

2. Memberikan informasi yg aktual, relevan & berimbang;

3. Menerima & menindaklanjuti kritik-kritik membangun dgn

memperhatikan aspek risiko & biaya;

4. Membina hubungan baik & proaktif dalam rangka mensosialisasikan

peran, kebijakan & keberhasilan Perusahaan.

Don’ts

1. Memberi suap & gratifikasi;

2. Memberi informasi yg tidak benar;

3. Emosional menghadapi kritikan media;



4. Tidak memelihara hubungan & hanya berhubungan bila diperlukan.

h. Hubungan dengan Organisasi Profesi/Institusi Pendidikan

Do’s

1. Menjalin kerjasama secara berkelanjutan utk memperoleh informasi

tentang perkembangan ilmu pengetahuan & teknologi;

2. Menerapkan standar-standar & sertifikasi yg disepakati bersama;

3. Memberikan kesempatan dalam bidang pendidikan, penelitian &

pengembangan masyarakat

Don’ts


2. Meminta, memberi, menerima suap & gratifikasi;


i. Hubungan dengan Penegak Hukum

Do’s


2. Obyektif, transparan & taat aturan;

3. Menjalin kerjasama dalam upaya menjaga keamanan & keselamatan asset

Perusahaan;

4. Melaksanakan program konsultatif & bantuan hukum sesuai peraturan

yang berlaku.

Don’ts

1. Memberi suap & gratifikasi;

2. Memberikan keterangan palsu & membocorkan rahasia perusahaan;

3. Diskriminatif & menghambat penegakan Hukum;

4. Memanfaatkan hubungan utk kepentingan pribadi.

PITA

- Partisipasi

Membangun dukungan & rasa kepemilikan bersama :

• Komitmen integritas internal PLN



• Collective action (PLN, vendor, publik

• Multistakeholder forum.

- Integritas

Membangun manusia & kultur :

• CoE & CoC;

• ILP

- Tranparansi

Membangun sistem terbuka :

• Responsif, mudah & terbuka informasi publik.

- Akuntabilitas

Menciptakan mekanisme pertanggung jawaban :

• Complaint HM;

• Audit;

• WBS & PG.

Maksud PB

Pedoman bagi Dir/Peg/Pejabat/Pemangku kepentingan di PLN untuk terciptanya

- PLN Tangguh

Profesional & tahan goncangan/ godaan

- GCG &

Meningkatkan Budaya Perusahaan yg sehat

- PLN Unggul

Mengutamakan sistem, mutu & inovasi

- PLN Bermartabat

Bersih dr segala bentuk penyimpangan & kecurangan (KKN)

Kebijakan PB

• MA s/d MD (FA sederajat) membuat LHKPN setiap mutasi/ 2th sekali;

• Direksi, Pegawai & Anggota keluarga inti :

- Melaporkan penolakan, penerimaan, pemberian & penerimaan

gratifikasi yang dianggap suap & gratifikasi kedinasan ke UPG;



- Tidak melakukan kegiatan usaha / perniagaan dengan PLN;

- Mendaftarkan rekening bank & memberi kuasa kepada PLN utk

memantau transaksi yang melampaui batas transfer;

- Tidak diperkenankan menduduki jabatan eksekutif di Kop PLN / Anak

Kop PLN / Yayasan yang mempunyai hubungan perniagaan dengan

PLN;

- Agar selalu melakukan transaksi non-cash, utk cash > 20 jt wajib

melaporkan;



3.5 Proteksi Tenaga Listrik

3.5.1 Pemeliharaan Proteksi Peralatan GI

3.5.1.1 Jenis-jenis relay

Rele adalah suatu alat yang bekerja secara otomatis memutus rangkaian

daya listrik dengan jalan membuka (mentripkan) Pemutus Tanaga (PMT) dan

memberikan alarm (informasi) akibat adanya gangguan.

Jenis relay dilihat dari desainnya adalah sebagai berikut :

Relay Jenis Elektromekanik

Relay Jenis Numerik/Digital

Relay Jenis Electronik

Jenis relay dilihat dari Karakteristik Waktunya adalah sebagai berikut :

Relay yang memiliki jenis Karakteristik Instantaneouse,

Adalah relay yang bekerja dengan waktu seketika (Instant) akibat arus

yang mengalir ke relay nilainya besar sekali (high set). Bekerja secara

instant idealnya tidak dapat bekerja dengan waktu nol detik (waktu kerja

kurang dari 150 mili detik).

Relay yang memiliki jenis Karakteristik Definite Time,

Adalah relay yang bekerja dengan waktu yang sudah ditetapkan (detik)

dan tidak bergantung dengan besarnya nilai arus gangguan.

Gambar 3.16 Grafik Karakteristik Realay Definite Time


SATRIO, 11/09/14,

5


Relay yang memiliki jenis Karakteristik Inverse Time,

Adalah relay yang waktu kerjanya bergantung pada besarnya nilai arus

gangguan, semakin besar nilai arus gangguannya maka semakin cepat

waktu kerja relay.

Karakteristik Inverse Time dibagi sbb :

Standard/Normal Inverse (SI/NI)

Very Inverse (VI)

Extremely Inverse (EI)

Long Time Inverse (LTI)

Sampai saat ini untuk koordinasi setting waktu OCR/GFR menggunakan

Standard Inverse (SI).

3.5.1.2 Komponen Sistem proteksi

Komponen sisten proteksi terdiri dari beberapa peralatan sebagai berikut :

Pemutus Tenaga (PMT)

berfungsi sebagai pemutus dan penyalur daya.

Trafo Arus (CT) dan atau Trafo Tegangan (PT)

berfungsi sebagai Trafo Ukur guna merubah nilai primer ke nilai

sekunder.

Relay Utama dan relay bantu

fungsinya untuk membuka (mentripkan) PMT dengan tujuan memutus

penyaluran daya akibat adanya gangguan serta memberikan alarm.

Wiring (Pengawatan)

fungsinya sebagai penghubung antara peralatan yang satu dengan yang

lainnya sehingga menjadikan suatu rangkaian system proteksi.

Catu Daya DC

merupakan sumber tegangan yang dibutuhkan untuk control dan

tripping system proteksi yang nilai tegangannya 110 Volt.



Gambar 3.17

Relay proteksi dapat juga gagal bekerja dalam mendeteksi gangguan, sistem

proteksi gagal dalam mendeteksi gangguan di sebabkan sebagai berikut :

Relay rusak

Kesalahan setting

Kesalahan wiring

Tripping Coil PMT rusak

Rangkaian tripping putus

Relay bantu rusak

CT jenuh

Catu daya DC hilang

Syarat-syarat yang harus dipenuhi oleh system proteksi

Sensitif : Mempu mendeteksi gangguan sekecil apapun.

Andal : Siap bekerja bila diperlukan (dependability) dan tidak akan

bekerja bila tidak diperlukan (security).

Selektif : Mampu memisahkan daerah/jaringan yang terganggu saja.



Cepat : Mampu bekerja cepat (sesuai settingnya).

3.5.2 Pemeliharaan Sistem Proteksi Bay Trafo Tenaga

3.5.2.1 Differential Trafo

Relai Differential yang fungsinya adalah sebagai pengaman utama untuk

mendeteksi gangguan hubung singkat fasa-fasa maupun fasa-tanah yang terjadi

pada transformer di antara CT 1 & CT 2 (Daerah pengamanan relay Differential).

Gambar 3.18

Kondisi normal atau gangguan di F(eksternal), maka kondisi arus di rele

Differential adalah sebagai berikut :

I diff = i 1 – i 2 dan i 1 = i 2 sehingga I diff = 0, maka rele Differential tidak

akan bekerja.



Gambar 3.19

Kondisi gangguan di F (internal), maka kondisi arus di relai Differential

adalah sebagai berikut :

I diff = i 1 – i 2 dan i 2 = 0 , sehingga I diff = i 1, maka relai Differential akan

bekerja



Syarat suatu proteksi Differential adalah :

Besarnya arus yang masuk ke relai Differential harus sama.

Phasa – phasa arus yang masuk ke relai Differential harus sama dan punya

arah yang berlawanan.

Agar syarat tersebut terpenuhi, dapat dipergunakan trafo arus bantu

(auxiliary CT) yang berfungsi untuk :

Mencocokan arus yang masuk ke relai Differential dari masing-masing sisi

(disebut penyesuaian arus).

Mencocokan pergeseran phasa dari arus-arus yang akan masuk ke relai

Differential (disebut penyesuaian phasa).

Persyaratan pengawatan suatu proteksi Differential Trafo Tenaga adalah sbb :

Sisi Trafo

TenagaCT

Auxilliary CT

Primer Skunder

Y Y y D

D Y y Y

Y D - -

D Y - -

Pemasangan relay Differential dengan menggunakan ACT



Gambar 3.20

Pemasangan relay Differential dengan menggunakan tanpa menggunakan ACT

(umumnya relay-relay jenis Digital/Numerik)



Gambar 3.21

DAERAH KERJA RELE PROTEKSI TRAFO

No. NamaRele Rele

1 OCR/GFR 20 kV PENY.

2 OCR/GFR INC.

3 OCR/GFR 150 kV

4 REF sisi 20 kV

5 DIFFERENTIAL

6 REF sisi 150 kV

CT 1CT 2

CT 3150 kV 20 kV

1

243

5

6

DAERAH KERJA RELE

BEBAN

CTN 1

CTN 2

F4

F3

F2

F1



Gambar 3.22

RANGKAIAN TRIPPING RELE KE PMT

CT 1CT 2

CT 3150 kV 20 kV

1

243

5

6

BEBAN

CTN 1

CTN 2

- Bucholz- Suddent Pressure- Temp. Relay- Jansen

86

Gambar 3.23



PROTEKSI TRAFO DAYA

1

2

3

4

5

6

JANSEN (BUCHOLZ TAP CHANGER)

Mendeteksi adanya gas yang timbul antara Tap Changer dengan tangki Konservator Trafo (Fungsi ALARM & TRIP)

TEKANAN LEBIH (SUDDENT PRESSURE)

Mendeteksi gangguan yang ditimbulkan adanya tekanan lebih (mengamankan trafo terhadap tekanan lebih).

REF sisi 150 kV Sebagai Pengaman Utama, mendeteksi gangguan phasa-tanah di antara CT1 & CTN1 yang tidak dapat dideteksi oleh rele Diferential

TEMPERATUR (SUHU)

BUCHOLZ

Mendeteksi temperatur (suhu) minyak Trafo & temperatur kumparan Trafo (Fungsi ALARM & TRIP)

Mendeteksi adanya gas yang timbul dalam tangki Trafo (Fungsi ALARM & TRIP)

DIFFERENTIAL Sebagai Pengaman Utama, mendeteksi gangguan phasa-phasa & phasa-tanah di antara CT1 & CT2

OCR /GFR sisi 150 kV Mendeteki gangguan phasa-phasa & phasa-tanah , sebagai back up roteksi OCR/GFR Incoming 20 kV & rele Differential.

REF sisi 20 kV Sebagai Pengaman Utama, mendeteksi gangguan phasa-tanah di antara CT2 & CTN2 yang tidak dapat dideteksi oleh rele Diferential

OCR /GFR Incoming 20 kV Mendeteki gangguan phasa-phasa & phasa-tanah pada Rel/Bus 20 kV, sebagai back up roteksi OCR/GFR penyulang 20 kV.

OCR /GFR peny. 20 kV Mendeteki gangguan phasa-phasa & phasa-tanah pada JTM

NO NAMA RELE F U N G S I



3.5.3 Pemeliharaan Sistem Proteksi Bay Kopel & Busbar

3.5.3.1 OCR/GFR Kopel

Relai arus lebih (OCR) dan Relai Hubung Tanah (GFR) merupakan Relai

Proteksi yang bekerja bila arus yang mengalir ke relai melebihi settingnya dan

setting waktunya tercapai. Relai arus lebih (OCR) berfungsi untuk

mengamankan peralatan listrik akibat adanya gangguan fasa-fasa. Relai

hubung tanah (GFR) berfungsi untuk mengamankan peralatan listrik akibat

adanya gangguan fasa-tanah.

OCR/GFR digunakan sebagai :

- Proteksi utama penyulang (jaringan tegangan menengah)

- Proteksi cadangan pada trafo, generator dan transmisi.

- Proteksi utama untuk sistem tenaga listrik yang kecil dan radial

Proteksi utama motor listrik yang kecil.

Di bawah ini gambar pemasangan OCR/GFR bay Kopel sistem satu garis.

Gambar 3.24



3.5.3.2 Bus Proteksi

Gangguan pada busbar relatif jarang dibandingkan dengan gangguan

pada penghantar dari keseluruhan gangguan tetapi dampaknya akan jauh lebih

besar dibandingkan pada gangguan penghantar, terutama jika pasokan yang

terhubung ke pembangkit tersebut cukup besar.

Dampak yang dapat ditimbulkan oleh gangguan di bus jika gangguan

tidak segera diputuskan antara lain adalah :

a. Kerusakan instalasi,

b. Timbulnya masalah stabilitas transient,

c. Dimungkinkan OCR dan GFR di sistem bekerja sehingga pemutusan

menyebar.

Persyaratan yang diperlukan untuk proteksi busbar adalah :

1. Waktu pemutusan yang cepat (pada basic time)

2. Bekerja untuk gangguan di daerah proteksinya.

1. Tidak bekerja untuk gangguan di luar daerah proteksinya.

3. Selektif, hanya mentripkan PMT-PMT yang terhubung ke seksi yang

terganggu.

4. Aman terhadap malakerja, karena proteksi ini mentripkan banyak PMT.

Jenis/pola proteksi busbar banyak ragamnya, tetapi yang akan di bahas

disini adalah proteksi busbar differential dengan jenis low impedance

dan high impedance.

Differential Low Impedance

1. Rasio CT tidak harus sama

2. CT memiliki Klas Prot (umumnya klas X).

3. Butuh 2Core CT setiap bay

4. Tidak menggunakan rangkaian Supervisi CT



Gambar 3.25

Differential High Impedance

1. Bergantung Rasio CT (ratio harus sama)

2. CT memiliki Klas Prot (umumnya klas X).

3. Butuh 2Core CT saja sbg Inputannya

4. Harus dilengkapi rangkaian Supervisi CT

Gambar 3.26

3.5.3.3 CCP (Circulating Current Proteksi)

Merupakan proteksi utama dengan daerah proteksi pada daerah yang

dilingkupi CT diameter dan bay. Relay CCP merupakan relay differential jenis

high impedance yang akan mendeteksi gangguan fasa-fasa dan fasa- tanah.

Di bawah ini gambar pemasangan CCP



Gambar 3.27

3.5.4 Pemeliharaan Sistem Proteksi Penghantar

3.5.4.1 Distance Relay, Teleproteksi

Distance Relay (relay jarak) merupakan pengaman utama SUTT/SUTET

dan sebagai backup prot u/seksi di depannya. Relay jarak mendapat inputan arus

dan tegangan, mendeteksi gangguan yang hanya di depannya saja. Untuk

mempercepat pemutusan gangguan maka dipasangnya sistem teleproteksi yang

sekarang merupakan keharusan

Prinsip kerja rele jarak adalah membandingkan impedansi gangguan

dengan impedansi setting bila :

Impedan gangguan lebih kecil dari pada impedansi setting maka rele

bekerja.

Impedan gangguan lebih besar dari pada impedansi setting maka rele

tidak bekerja.

Zf = Vf/If



DIST DISTOCRGFR

OCRGFR

PT PT

CT CT

GI B

ARAH KERJARELE

GI DGI CGI A

TELEPROTEKSIKIRIM-TERIMA SIGNAL TRIP

PLCPLC

F2

Zone 1

Zone-2

Zone 1

Zone-2

Zone-3

Zone-3

Gambar 3.28 Daerah Kerja relay jarak

Setelan daerah Kerja relay jarak sbb :

Zone 1 = 0.8 x ZL1(saluran); t1 = Instant (0 dt)

Zone 2 min = 1.2 x ZL1

Zone 2 mak = 0.8(ZL1+0.8ZL2); t2= 0.5 dt

Zone 3 min = 1.2(ZL1+0.8ZL2)

Zone 3 mak = 0.8(ZL1+1.2ZL2); t3=1.5 dt

3.5.4.2 Line Current Differential

Prinsip kerja pengaman differensial arus saluran transmisi mengadaptasi

prinsip kerja differensial arus, yang membedakannya adalah daerah yang

diamankan cukup panjang sehingga diperlukan :

Sarana komunikasi antara ujung-ujung saluran.

Relai sejenis pada setiap ujung saluran.

Karena ujung-ujung saluran transmisi dipisahkan oleh jarak yang jauh maka

masing-masing sisi dihubungkan dengan :

kabel pilot

saluran telekomunikasi : microwave, fiber optic.



Gambar 3.29

3.5.4.3 Auto Recloser

Relai ini berfungsi untuk memasukkan kembali PMT secara Otomatis

akibat mengalami gangguan yang bersifat temporer (satu fasa ke tanah) pada

menara SUTT/SUTET.

Saluran udara tegangan tinggi (SUTT/SUTET) merupakan salah satu

bagian sistem yang paling sering mengalami gangguan, sebagian besar dari sumber

gangguan tersebut (sekitar 80 %) bersifat temporer yang akan segera hilang

setelah Pemutus Tenaga (PMT) trip. Guna pelayanan (suplai energi listrik tetap

terjaga) serta batas stabilitas tetap terpelihara maka PMT dicoba masuk kembali

sesaat setelah kejadian trip diatas. Dengan memasukan kembali PMT ini

diharapkan dampak gangguan yang bersifat temporer tersebut dapat dikurangi.

Pengoperasian auto-recloser di harapkan dapat meningkatkan

availability (ketersediaan) SUTT/ SUTET, hal ini berarti peluang (lama dan

frekuensi) konsumen terjadi padam dapat dikurangi. Namun sebaliknya,

pengoperasian A/R secara tidak tepat dapat menimbulkan kerusakan pada

peralatan, sehingga dapat menimbulkan dampak pemadaman meluas serta

waktu pemulihan yang lebih lama

Recloser terdiri dari 2 buah timer yaitu :

1. Timer Dead Time

2. Timer Reclaim Time/Blocking Time



Gambar 3.30 Pemasangan Auto Recloser

Kriteria Setting A/R (Pola A/R) :

SPAR (Single Pole A/R)

Setting Dead Time : 0.5 s.d 1 dt

Setting Reclaim Time : 40 dt

TPAR (Three Pole A/R)

Setting Deat Time : 5 s.d 60 dt

Setting Reclaim Time : 40 dt

A/R hanya di aplikasikan pada SUTT/SUTET



3.6 TRANSAKSI TENAGA LISTRIK (TRANSAKSI)

3.6.1 MEKANISME TRANSAKSI TENAGA LISTRIK

3.6.1.1Struktur Pasar Tenaga Listrik

Secara fisik, bisnis tenaga listrik dibagi dalam tiga bagian, yaitu

pembangkitan, transmisi, dan distribusi. Tenaga listrik yang diperlukan oleh

konsumen akhir dibangkitkan oleh pembangkit, disalurkan melalui sistem

penyaluran (transmisi) dan didistribusikan melalui jaringan distribusi seperti pada

Gambar

Pasar tenaga listrik adalah interaksi antara pembeli tenaga listrik dan

penjual tenaga listrik. Pada eranya dapat dibedakan menjadi 2 yaitu

Struktur Pasar Ketenagalistrikan – Pra 90-an

Struktur pasar umumnya berbentuk pasar Terintegrasi

Vertikal (Vertical Integrated), Proses pengelolaan produksi listrik

dilakukan secara satu kesatuan oleh institusi yang sama

(monopoli) mulai dari pembangkitan, transmisi, distribusi sampai

ke konsumen akhir (end-user).

Sistem ketenagalistrikan lebih didominasi oleh aspek-aspek

teknis menyangkut keandalan instalasi, keamanan pasokan listrik,

teknologi dll.

Restrukturisasi Pasar Ketenagalistrikan – Pasca 90-an


SATRIO, 11/09/14,

MERPATI MABUK


Adanya struktur pasar kompetisi (baik semi kompetisi

maupun kompetisi penuh) sehingga aspek komersial (ekonomi)

mulai berperan.

Listrik dianggap sebagai produk yang diperlakukan sama seperti

produk (consumer goods) lainnya dan juga listrik sebagai produk,

secara komersial dapat dipisahkan dari sistem transmisi dan

distribusi yang berperan sebagai sarana transportasi

Struktur pasar tenaga listrik pada dasarnya dapat dibagi menjadi 4 tingkatan,

sebagai berikut :

a. Monopoli

Struktur pasar monopoli adalah suatu struktur pasar dimana penjualan

di suatu daerah atau area di monopoli oleh satu perusahaan.

Struktur monopoli mempunyai ciri-ciri sebagai berikut :

- Suplai dari vertically integrated utility

- Penerapan kebijakan energi pemerintah lebih mudah

- Proses perencanaan terpusat

- Accountability dan cost transparency rendah

- Tidak ada kompetisi

b. Single Buyer

Struktur Pembeli Tunggal (Single Buyer) merupakan perkembangan

dari struktur monopoli, yang ditandai dengan adanya kompetisi pada

fungsi pembangkitan. Pada struktur ini, akses transmisi tidak dibuka

dan Single Buyer masih memonopoli jaringan transmisi dan penjualan

tenaga listrik ke konsumen.

Struktur Single Buyer mempunyai ciri-ciri sebagai berikut :

- Terdapat kompetisi di sisi pembangkitan



- Hanya Single Buyer boleh membeli dari pembangkit

- Memerlukan kontrak jangka panjang antara pembangkit dan Single

Buyer

- Resiko pasar dan resiko perkembangan teknologi diteruskan (pass-

through) ke pelanggan

c. Wholesale Competition

Perusahaan Distribusi (Distribution Company, Disco) bisa membeli

langsung tenaga listrik dari perusahaan pembangkit yang disalurkan

melalui jaringan transmisi, dengan demikian akses transmisi harus

dibuka. Perusahaan Distribusi masih punya monopoli penjualan

tenaga listrik ke konsumen.

Struktur Wholesale Competition mempunyai ciri-ciri sebagai berikut :

- Terdapat kompetisi di sisi pembangkitan

- Disco berhak membeli langsung dari pembangkit

- Akses penggunaan jaringan transmisi dibuka

- Memerlukan kontrak penggunaan jaringan transmisi

d. Retail Competition

Konsumen mempunyai pilihan untuk membeli tenaga listrik. Akses

transmisi dan distribusi harus dibuka. Perusahaan distribusi terpisah

dengan Perusahaan Retail. Antara Perusahan Retail ada kompetisi.

Struktur Retail Competition mempunyai ciri-ciri sebagai berikut :

- Kompetisi di pembangkitan dan ritel

- Konsumen ritel berhak memilih pemasok

- Akses ke jaringan distribusi dibuka

- Perlu kontrak penggunaan distribusi

- Tidak ada perencanaan terpusat, investasi oleh pelaku pasar atas

sinyal dari pasar



- Financial contracts berkembang dengan sendirinya untuk

mengurangi resiko pasar

Macam regulasi yang mengatur ketenagalistrikan di Indonesia adalah :

• Undang-undang Ketenagalistrikan (UUK)

• Peraturan Pemerintah (PP)

• Peraturan Presiden (PerPres)

• Peraturan Menteri (PerMen)

3.6.2 TRANSAKSI PEMBANGKITAN

Transaksi pembangkitan adalah transaksi tenaga listrik langsung dengan

pembangkitan. Transaksi ini dituangkan dalam PJBTL (Power Purchase

Agreement, PPA) yang merupakan kesepakatan jual beli tenaga listrik antara

penjual dengan pembeli dimana mengatur hak dan kewajiban antara penjual dan

pembeli berkaitan dengan kesepakatan tersebut. Dalam kaitan ini yang bertindak

sebagai pembeli adalah Single Buyer.

3.6.2.1 Kinerja Pembangkit

3.6.2.1.1.Kriteria Kinerja di Pembangkitan

Kriteria kinerja pembangkitan merupakan besaran yang harus mendapat

perhatian karena realisasinya berpengaruh besar pada nilai transaksi, oleh karena

itu data-datanya harus terdokumentasi dengan baik oleh pihak penjual dan pihak

pembeli.

Kriteria kinerja pembangkitan sebagai berikut :

a. Kesiapan

Kesiapan adalah waktu yang dapat disediakan oleh pembangkit untuk

memenuhi daya mampu tertentu di dalam sistem tenaga listrik.

b. Keandalan

Kemampuan pembangkit untuk menjaga keandalan di dalam sistem tenaga

listrik akibat gangguan baik dari dalam dan dari luar.



c. Efisiensi

Kemampuan pembangkit untuk mengubah energi primer menjadi energi

listrik. Efisiensi pembangkit ini meliputi efisiensi boiler/combustion,

turbin dan generator.

d. Outage

Pembangkit keluar dari jaring-jaring sistem tenaga listrik. Terdapat tiga

kategory outage, yaitu :

Plan Outage, yaitu keluarnya pembangkit dari jaring2 sistem

tenaga listrik yang telah direncanakan untuk melakukan pemeliharaan

yang bersifat preventive (time based).

Maintenance Outage, yaitu keluarnya pembangkit dari jaring2

sistem tenaga listrik karena kegiatan perbaikan terhadap kerusakan

yang bersifat korektif (event based).

Forced Outage, yaitu keluarnya pembangkit dari jaring2 sistem

tenaga listrik karena gangguan pembangkit baik gangguan dari dalam

maupun gangguan dari luar.

e. Derating

Penurunan kemampuan pembangkit untuk memenuhi daya mampu sesuai

yang ditawarkan. Derating ini bisa diakibatkan karena penggunaan bahan

bakar ataupun penurunan kemampuan peralatan pembangkit.

f. Ramping Rate

Kemampuan pembangkit untuk menaikkan dan menurunkan beban dalam

waktu tertentu sesuai permintaan pengatur beban.

g. Up Time

Waktu beroperasinya pembangkit di antara dua outage yang berurutan.

h. Down Time

Waktu tidak beroperasinya pembangkit.



i. Start up Time

Waktu yang diperlukan pembangkit mulai dari persiapan pengoperasian

sampai dengan pembangkit siap untuk sinkron. Terdapat 3 kategori start

up untuk pembangkit termal, yaitu :

- Start up Dingin , start up yang dilaksanakan :

Untuk PLTU setelah unit dimatikan secara

terus menerus selama lebih dari 75 jam

setelah unit shutdown dan boiler tidak

dinyalakan

Untuk PLTGU start up yang dilaksanakan

pada kondisi temperatur rotor HP steam

turbine <120o C

- Start up Hangat, start up yang dilaksanakan :



tetapi kurang dari 75 jam setelah unit

shutdown dan boiler tidak dinyalakan



turbine <120o C s.d 400oC

- Start Up Panas, start up yang dilaksanakan :



tetapi kurang dari 55 jam setelah unit

shutdown dan boiler tidak dinyalakan



turbine > 400oC



j. Ancillary Services, yaitu layanan yang diberikan pembangkit untuk

mempertahankan dan memelihara keandalan sistem tenaga listrik.

Terdapat beberapa ancillary services, yaitu :

kemampuan regulasi pembangkit (regulating capability), untuk

mempertahankan frekuensi sistem;

penyediaan daya reaktif (reactive capacity), untuk mempertahankan

level tegangan sistem;

kemampuan black start pembangkit;

penyediaan kapasitas cadangan (reserve capacity);

kemampuan operasi host load pembangkit;

start up pembangkit

3.6.2.1.2.2 Pengukuran Kinerja di Pembangkitan

a. Kesiapan

Kesiapan di dalam terminologi pembangkit adalah Equivalent Availability

Factor (EAF). Satuan EAF dinyatakan dalam persen.

Rumus kesiapan adalah :

EAF = (PH – Outage – Equivalent Derating) / PH x 100 %,

dimana :

- PH = Period Hours (8.760 jam)

- Outage = waktu keluar jaring-jaring

- Equiv. Derat. = equivalen waktu derating

b. Efisiensi

Efisiensi dinyatakan dalam persen.

Rumus efisiensi adalah :

Eff = 860/Net Plant Heat Rate x 100 %

c. Outage

Outage dinyatakan dalam persen.

Outage = Jumlah jam tidak siap dan tidak terhubung jaringan / PH x 100

%



d. Ramping Rate

Ramping rate dinyatakan dalam MW/menit

Gambar 2.1. Hubungan Keandalan dan Faktor Kapasitas

2.1.3. Kinerja Pembangkit Yang Ditransaksikan

Kinerja pembangkit yang ditransaksikan terdiri dari :

a. Kesiapan (EAF)

Transaksi terhadap Kesiapan didasarkan pada harga tetap (fixed price)

dimana pembayaran terhadap kesiapan ini terdapat mekanisme insentif dan

pinalti. Pembayaran terhadap kesiapan terdiri dari dua komponen

pembayaran, yaitu :

i. Biaya Pengembalian Modal.

Biaya Pengembalian Modal disebut Pembayaran terhadap Komponen

A. Pembayaran Komponen A didasarkan atas pencapaian kesiapan

terhadap kesiapan yang ditawarkan.

ii. Biaya Tetap Operasi dan Pemeliharaan.

Biaya Tetap Operasi dan Pemeliharaan disebut pembayaran komponen

B. Pembayaran Komponen B didasarkan atas pencapaian kesiapan

terhadap kesiapan yang ditawarkan.

b. Energi (efisiensi thermal)



Pembayaran energi didasarkan pada kurva input dan output dimana

semakin tinggi pembangkit dibebani, maka kebutuhan energi semakin

tinggi tetapi kenaikan energi semakin kecil. Kebutuhan energi untuk tiap

kenaikan beban dapat dilihat pada gambar 2.2.

Gambar 2.2. Grafik Kebutuhan Energi Untuk Tiap Kenaikan

Beban

c. Ancillary Services

Pembayaran untuk ancillay servives terdiri dari :

i. Pembayaran Daya Reaktif (MVAR)

fst = Faktor status operasi,

dimana fst = 1 bila VARh-in > VARh-in_nom atau VARh-out

> VARh-out_nom

VARh-int = Energi reaktif yang diserap oleh mesin pembangkit dalam

periode ½ jam



VARh-outt = Energi reaktif yang disupply oleh mesin pembangkit dalam

periode ½ jam

VARh-in_nom = Batasan energi reaktif yang dapat diserap oleh mesin

pembangkit dalam periode ½ jam, sesuai dengan capability

curve yang disepakati

VARh-out_nom = Batasan energi reaktif yang dapat disupply oleh mesin

pembangkit dalam periode ½ jam, sesuai dengan capability

curve yang disepakati

HVARh-in = Harga Energi reaktif yang diserap oleh mesin pembangkit

dalam periode ½ jam dan melebihi batasan operasinya sesuai

capability curve yang disepakati, dalam Rp./KVARh *)

HVARh-out = Harga Energi reaktif yang disupply oleh mesin pembangkit

dalam periode ½ jam dan melebihi batasan operasinya sesuai

capability curve yang disepakati, dalam Rp./kVARh *)

Notes :

*) Perhitungan HVARh-in sama dengan HVARh-out yaitu harga rata-rata

Energi (komponen C untuk pembangkit thermal dan komponen C&D untuk

pembangkit hidro) masing-masing entitas pembangkit pada bulan dimana

Energi Reaktif diserap atau disupply oleh mesin pembangkit di luar capability

curve.

ii. Pembayaran Black Start



EBS = Energi yang dikirimkan oleh mesin pembangkit yang

mempunyai kemampuan blacksart saat restorasi dari kondisi

blackout, Jumlah energi maksimum yang dapat dihitung

sebagai black start - ancillary services adalah jumlah energi

yang dikirimkan selama 4 jam pertama saat restorasi sistem,

dalam kWh.

iii. Pembayaran Host Load

T = periode waktu saat mesin pembangkit beroperasi pada kondisi

host load – yang terjadi akibat suatu gangguan eksternal mesin

pembangkit pada sistem ketenagalistrikan, dalam satuan jam.

HPHL = Harga host load – ancillary services dari suatu mesin

pembangkit yang mempunyai host load, dalam Rp./jam

HPHL = EHL x HEHL

EHL = angka kesepakatan kebutuhan energi selama satu

jam (kcal/jam)

HEHL = harga energi berdasarkan masing-masing entitas

pembangkit. (Rp/kcal)

ii. Pembayaran Start Up



kWh = Jumlah tenaga listrik yang dibutuhkan oleh Pembangkit

Penjual untuk melakukan satu kali Start Up.

HEimport = Harga energi yang harus dibayar oleh Pembeli kepada Penjual

yang digunakan untuk satu kali Start Up yang besarnya sama

dengan harga energi import pada setelmen bulanan untuk

masing-masing entitas.

VBBM = Volume bahan bakar minyak yang diperlukan oleh Pembangkit

Penjual untuk melakukan satu kali Start Up yang besarnya

seperti tercantum dalam Kesepakatan Harga.

HBBM = Harga bahan bakar minyak yang digunkan untuk satu kali Start

Up yang besarnya sama dengan harga bahan bakar minyak

yang digunakan pada setelmen bulanan untuk masing-masing

entitas.

HHP = Biaya spare part yang digunakan untuk satu kali Start Up yang

besarnya seperti tercantum dalam Kesepakatan Harga.

2.2. Struktur Biaya Pembangkitan

Biaya pembangkitan dapat dikategorikan sebagai berikut (Lihat Gambar

2.3) :

a. Biaya tetap, terdiri dari :

i. Biaya Investasi :

Terdiri dari biaya pokok pinjaman, bunga pinjaman, pajak, dan

laba.

ii. Biaya Operasi dan Pemeliharaan

Terdiri dari biaya pemeliharaan, pegawai, administrasi dan

asuransi.

3.6.3 JASA TRANSMISI



Yang dimaksud dengan jasa transmisi adalah biaya jasa penggunaan dan

pelayanan sistem transmisi. Biaya ini diperlukan untuk menyalurkan tenaga listrik

dari sisi pembangkitan ke sisi distribusi. Biaya pembangkitan dan biaya transmisi

ini selanjutnya menjadi komponen biaya dalam menentukan harga jual tenaga

listrik ke sisi distribusi. Harga jasa transmisi dituangkan dalam Kesepakatan

Penggunaan dan Pelayanan Sistem Transmisi antara pengelola transmisi dengan

Single Buyer. Kesepakatan ini dikenal dengan Transmission Service Agreement

(TSA). Dalam kaitan ini yang bertindak sebagai pengelola transmisi adalah PLN

P3B.

3.6.3.1.Struktur Biaya Transmisi

3.6.3.1.1 TSA Dalam Mekanisme Transaksi

Mekanisme jasa transmisi yang umum diterapkan PLN adalah berdasarkan

Metode Perangko (Postage Stamp) yang berdasarkan kebutuhan pendapatan

(revenue requirement) yang diterima PLN P3B untuk menutupi biaya:

Operasi Sistem Tenaga Listrik (System Operation)

Yaitu jasa untuk mengatur sistem tenaga listrik dan menjaga kestabilan

tegangan & frekuensi

Penyediaan Jasa Transmisi (Transmission Service Provider)

Yaitu jasa untuk penggunaan jaringan bagi penyaluran tenaga listrik

Pengelolaan Jual Beli Tenaga Listrik (market Operation)

Yaitu jasa untuk mengoperasikan sistem metering dan mengelola proses

setelmen jual beli TL.

3.6.3.1.2 Struktur biaya TSA

Struktur biaya TSA tidak melihat besar kecilnya energi listrik yang

disalurkan, tetapi hanya melihat apakah transmisi dan/atau trafo tenaga siap

menyalurkan tenaga listrik. Kesiapan ini dinyatakan (declare) oleh PLN P3B

dalam bentuk target MVA available (MVAavl). Berdasarkan rencana kebutuhan



pendapatan tahunan (Annual Revenue Requirement, ARR) PLN P3B dan target

MVAavl, maka harga TSA terbentuk dengan satuan harga Rp./MVAavl-tahun.

3.6.3.1.3 Metode Transaksi TSA

Berdasarkan tinjauan atas metode transaksi jasa transmisi di beberapa negara

mengenai penetapan tarif jasa transmisi, dapat ditunjukkan bahwa terdapat empat

katagori generik metode penentuan tarif jasa transmisi, yaitu:

a. Metode Perangko (Postage Stamp)

Metode Perangko pada prinsipnya merupakan metode ROR (Rate of

Return) Regulation yang didefinisikan sebagai pendapatan yang diperoleh

harus bisa menutupi biaya penyediaan layanan dan pengembalian yang

wajar pada rate based. Biaya penyediaan meliputi semua biaya-biaya yang

secara langsung maupun tak langsung dikeluarkan dalam menyediakan

jasa transmisi. Biaya tersebut diantaranya: biaya O&M, biaya tenaga kerja,

dan depresiasi dari instalasi/peralatan yang digunakan dalam proses

penyaluran listrik. Di dalam ROR, metode yang digunakan Return on

Asset (ROA) yaitu asset produktif yang digunakan dalam pelayanan

transmisi.

Secara umum besar kebutuhan pendapatan dapat dinyatakan dengan

formula sebagai berikut:

R = E + (V-d+w)r

dimana:

R = kebutuhan pendapatan d = akumulasi

depresiasi/penyusutan

E = biaya operasi dan pemeliharaan w= cadangan modal kerja

V= nilai asset produktif r = rate of return

Metode Perangko digunakan untuk menghasilkan tarif seragam (Rp/kW

atau Rp/kWh) dengan menggunakan parameter energi listrik (kWh) yang



disalurkan atau kesiapan transmisi/penyaluran (MW atau MVA). Metode

Perangko relative sederhana, transparan dan mudah diimplementasikan.

b. Metode Aliran Daya dan Jarak (MW-km)

Metode Aliran Daya dan Jarak (MW-km) digunakan untuk menetapkan

tarif jasa transmisi berdasarkan basis aliran daya yang melalui transmisi

dan jarak transmisi. Model aliran daya digunakan untuk mengestimasi

MW-km penggunaan oleh pembangkit dan beban untuk menciptakan tarif

transmisi.

Secara umum besar pendapatan jasa transamisi berdasarkan Metode Aliran

Daya dan Jarak (MW-km) dapat dinyatakan dengan formula sebagai

berikut:

TLC = P * L * C

dimana :

TLC = Biaya Jasa Transmisi (Transmisión Line Charge) (Rp)

P = Aliran daya pada transmisi menggunakan model aliran daya

(MW)

L = Panjang transmisi (km)

C = Biaya rata-rata transmisi (Rp/MW-km per bulan)

c. Metode Biaya Marginal Jangka Pendek (Short Run

Marginal Cost; SRMC)

Jasa transmisi dengan metode SRMC menggunakan prinsip perhitungan

marginal price energi listrik tiap node pada jaringan tenaga listrik

menggunakan model power flow optimization.

Besarnya jasa transmisi (transmission charge) dihitung berdasarkan selisih

antara biaya yang dibayar pembeli dengan pendapatan yang diterima

pembangkit pada setiap node.



Secara umum besar pendapatan jasa transmisi berdasarkan Metode SRMC

dapat dinyatakan dengan formula sebagai berikut:

TR = Di * NPi - Gj * NPj

dimana :

TR = Total pendapatan jasa transmisi pada jaringan transmisi

Di = Daya beban (demand) pada node ke i

Npi = Harga daya/energi yang dibayar beban pada node ke i

Gj = Daya pembangkitan pada node ke j

NPj = Harga daya/energi yang diterima pembangkit pada node ke j

d. Metode Biaya Marginal Jangka Panjang (Long Run

Marginal Cost. LRMC)

Pasa prinsipnya perhitungan jasa transmisi berdasarkan metode LRMC

berdasarkan tahapan sebagai berikut :

Pengembangan Model Transportasi digunakan untuk membuat

jaringan teoritis

Pendekatan LRMC digunakan untuk menghitung unit biaya LRMC

(Rp/kW- km) dari jaringan teoritis.

Model transportasi digunakan untuk mengestimasi dampak (dalam

km) dari pembangkit atau beban.

Tarif transmisi ditentukan dengan cara mengalikan unit LMRC

dengan dampak km.

3.6.3.1.3. Transaksi TSA

3.6.3.1.3.1 Seting Harga TSA

Misalkan PLN P3B dalam RKAP nya mentargetkan pendapatan sebesar

Rp. 4,8 trilyun dan target MVAavl adalah 30.000 MVA.



Harga TSA = = 160.000.000 Rp/ MVAavl -Thn

Harga TSA tersebut di atas adalah harga 1 tahun yang terdiri dari 8.760 jam.

Harga TSA setiap bulan berubah tergantung jumlah jam dalam bulan tersebut.

Sebagai contoh harga TSA bulan Agustus = 160.000.000 x (744/8760) =

13.589.041 Rp/MVA.Bln

3.5.3.1.3.2 Perhitungan TSA dan Prosesnya

Kinerja transmisi dapat dinyatakan dalam AF atau MVAavl

Berikut ini diberikan contoh menghitung kinerja transmisi.

Misal ada trafo 200 MVA, dalam bulan November (720 jam) tidak available 10

jam (jumlah JGP dan JPT).

Bila yang ingin dicari adalah MVAavl terlebih dahulu, maka :

MVA tidak available = (10/720) x 200 MVA = 2,78 MVA

MVAavl trafo = 200 MVA - 2,78 MVA = 197,22 MVA

AF = (197,22/200) x 100% = 98,61%

Bila yang ingin dicari adalah AF terlebih dahulu, maka :

AF = {1 – (10/720)} x 100% = 98,61%

MVAavl = 200 MVA x 98,61% = 197,22 MVA

Pendapatan PLN P3B per bulan dari TSA

= MVAavl-n x harga TSAn

dimana :

- MVAavl-n = jumlah MVAavl semua trafo PLN P3B bulan ke-n

- Harga TSAn = (jumlah jam bulan ke-n/8760) x harga TSA setahun

Proses TSA sebagai berikut :



a. PLN P3B berkewajiban memberikan target MVAavl per trafo (bagian dari

Tingkat Mutu Pelayanan) kepada PLN Distribusi/Wilayah setiap 3 Bulan.

b. PLN P3B merekapitulasi jam trafo tidak siap (unavailable)

c. PLN P3B membuat Berita Acara (BA) MVAavl dengan PLN

Distribusi/Wilayah.

d. BA MVAavl yang sudah ditandatangani oleh PLN P3B dan PLN

Distribusi/Wilayah dikirim ke PLN P3B

PLN P3B merekapitulasi BA MVAavl dari semua regionalnya dan membuat

perhitungan finansialnya untuk dikirim ke PLN Kantor Pusat

3.6.4 TRANSFER DISTRIBUSI

Biaya produksi listrik di sisi pembangkitan ditambah biaya penyaluran di

sisi transmisi akan diteruskan (pass through) sepenuhnya ke sisi distribusi. Harga

jual tenaga listrik ke sisi distribusi dibuat sedemikian rupa sehingga diprediksi

pendapatan yang akan diperoleh dapat menutupi biaya pembelian di sisi

pembangkitan ditambah biaya jasa transmisi. Harga jual tenaga listrik dituangkan

dalam suatu kesepakatan antara pihak pembeli dengan Single Buyer. Kesepakatan

ini lebih dikenal dengan nama Power Sales Agreement (PSA). Dalam kaitan ini

yang bertindak sebagai pembeli adalah PLN Distribusi

3.6.4.1 Struktur Biaya PSA

PSA merupakan transaksi penjualan tenaga listrik dari Single Buyer ke

PLN Distribusi. Tenaga listrik yang dijual berasal dari pembelian tenaga listrik

dari pembangkit lalu disalurkan lewat layanan transmisi PLN P3B. Harga jual

(transfer price) yang terbentuk berkaitan langsung dengan dua proses tersebut.

Ketika Single Buyer menjual tenaga listrik ke PLN Distribusi, maka PLN

Distribusi akan dikenakan biaya kapasitas dan biaya energi, serta biaya kelebihan

daya reaktif. Biaya-biaya ini wajar diteruskan ke sisi distribusi karena Single

Buyer juga membayar biaya kapasitas yang dijamin oleh pembangkit.

Secara ringkas biaya PSA adalah untuk menutupi biaya :



- Pembelian tenaga listrik dari pembangkit

- TSA

- Administrasi PLN Pusat selaku Pembeli Tunggal (Single Buyer)

3.6.4.2 Metode Transaksi PSA

Metode Transaksi pada PSA pada dasarnya adalah meneruskan biaya tetap

(fixed cost) dan biaya tidak tetap (variable cost) yang terjadi di sisi hulu.

Struktur Pembebanan Biaya PSA adalah sebagai berikut :

a. Pembebanan Biaya Kapasitas

Pembebanan biaya kapasitas PSA dimaksudkan untuk menggambarkan

pembebanan biaya tetap (fixed cost) dari Sistem Tenaga Listrik

Pembebanan biaya kapasitas dihitung saat terjadi beban puncak sistem yang

juga dikenal sebagai beban puncak serempak distribusi (Coincidence Peak

Load System). Dari beban puncak ini dapat dicari konstribusi beban tiap

Unit Distribusi.

Contoh beban serempak (coincidence) dapat dilihat pada Gambar 4.1.

Gambar 4.1. Beban puncak serempak distribusi

b. Pembebanan Biaya Energi.


-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

Jam

kW

Area 1

Area 2

Area 3

Sistem

O

D

C

A

B


Pembebanan biaya energi PSA dimaksudkan untuk menggambarkan

pembebanan biaya tidak tetap (variable cost) dari Sistem Tenaga Listrik

Untuk pembayaran energi diberlakukan 3 segmen waktu (Time of Use,

TOU), yaitu

Luar Waktu Beban Puncak (LWBP)

- Luar Waktu Beban Puncak ke satu (LWBP1), dengan rentang waktu

pukul 22:00 s.d 06:00

- Luar Waktu Beban Puncak ke dua (LWBP2), dengan rentang waktu

pukul 06:00 s.d 18:00

Waktu Beban Puncak (WBP), dengan rentang waktu pukul 18:00 s.d

22:00.

Pembagian segmen waktu (time of use, TOU) dapat dilihat pada Gambar

4.2.

Pembagian 3 segmen waktu, LWBP1, LWBP2, WBP dan HkVARh baru

diberlakukan di PLN Distribusi se Jawa-Bali.

Gambar 4.2. Pembagian segmen waktu (TOU)


8000

9500

11000

12500

14000

Jam

kW

LWBP1LWBP1 LWBP2

WBP


d. Pembebanan Biaya Kelebihan Daya Reaktif

Gambar 4.3. Kelebihan daya reaktif

Pembebanan biaya kelebihan daya reaktif dimaksudkan untuk

menggambarkan pembebanan biaya tidak tetap (variable cost) dari

kelebihan daya reaktif pada Sistem Tenaga Listrik. Batasan kelebihan daya

reaktif bila Faktor Daya (Cos Q) Distribusi lebih rendah dari 0,9.

Contoh pengenaan kelebihan daya reaktif dapat dilihat pada Gambar 4.3.

3.6.4.3 Transaksi PSA

3.6.4.3.1 Seting Harga PSA

Harga pada PSA terdiri dari harga kapasitas dan harga energi. Saat ini

harga PSA berlaku satu harga tetap sepanjang satu tahun kesepakatan.


4000

5000

6000

7000

1:00

2:0

03:

0

04:

0

05:

0

0

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

14:0

015

:00

17:0

018

:00

19:0

021

:00

22:0

0

kVARh

kVar

kVARh bayar

06:0000:00 12:00 18:00 24:00

kVARh 0,9

Jam


a. Seting Harga Kapasitas

Misalkan berikut data RKAP 2008 untuk sistem Jawa Bali :

- Total pembayaran tetap 2008 = Rp. 30.000.000.000.000

- Total pembayaran variabel 2008 = Rp. 60.000.000.000.000

- Total bayar 2008 = Rp. 90.000.000.000.000

- Beban Puncak Ratarata 2008 = 16.500 MW

- Energi netto yang disalurkan = 105.000 GWH

- Target pendapatan P3B JB 2008 = Rp 4.800.000.000.000

- Biaya Pusat pusat JB 2008 = 0 (kebijakan tidak diikut

sertakan)

Maka Harga Kapasitas 2008 = 30 T + 0

16.500.000 kW

Harga Kapasitas = 1.818.182 Rp/kW.Thn

= 151.515 Rp/kW.Bln

b. Menghitung Harga Energi

Masih dengan asumsi data di atas, maka Harga Energi (HE) tahun 2008

adalah :

HE rata-rata = Rp. 60 Trilyun

105.000 GWH

= 571 Rp/kWh

Untuk membagi HE rata-rata ini menjadi WBP dan LWBP maka

diperlukan data :

Misal data perbandingan energi 2007 WBP : LWBP1 : LWBP2 = 20% :

30% : 50%

Dan kebijakan rasio harga 2008,



HEWBP: HELWBP1 : HELWBP2 = HEWBP: HEWBP : HEWBP

Maka,

105 x 571 = (20% * 105 * HEWBP) + (30% * 105 * HEWBP) + (30% *105

* HEWBP)

59.955 = 21 HEWBP + 10,5 HEWBP + 26,25 HEWBP

50.008.000 = 57,75 HEWBP

1038 Rp/kWh = HEWBP

1038 x 0,5 = 519 Rp/kWh = HELWBP1

1038 x 0,33 = 346 Rp/kWh = HELWBP2

c. Menghitung Harga Kelebihan Daya Reaktif (HKDR)

Besarnya harga kelebihan daya reaktif = Harga energi rata rata

Dalam contoh di atas, harga energi rata rata = 571,5 Rp/kWh, maka

HKDR dibulatkan sesuai dengan keputusan manajemen, misalkan Rp 600

Rp/kVARh.

3.6.4.3.2 Perhitungan PSA Dan Prosesnya

a. Pembebanan Biaya Kapasitas (Rp)

= HK x BPserempak distribusi

dimana:

- HK = Harga Kapasitas per bulan (Rp/kW-bulan)

- BPserempak distribusi = konstribusi beban puncak tiap distribusi

pada saat beban puncak serempak sistem

tenaga listrik (Coincidence Peak Load

System) bulan bersangkutan



Penentuan BP serempak distibusi sebagai berikut :

- Setiap awal bulan PLN P3B menyatakan (declare) tanggal dan jam

terjadinya beban puncak di bulan sebelumnya.

- PLN P3B bersama PLN Distribusi/Wilayah mengkompilasi pengukuran

beban (MW) pada tanggal dan jam tersebut pada semua meter transaksi.

- Total MW beban merupakan nilai kontribusi beban PLN

Distribusi/Wilayah yang bersangkutan pada beban puncak sistem. Nilai

inilah yang dimaksud dengan BP serempak.

b. Pembebanan Biaya Energi (Rp)

i. Pembebanan Biaya Energi Waktu Beban Puncak (Rp)

= HEWBP x EWBP

dimana :

- HEWBP = Harga energi waktu beban puncak (Rp/kWh)

- EWBP = Energi netto disalurkan / ditransfer pada waktu beban

puncak

ii. Pembebanan Biaya Energi Luar Waktu Beban Puncak Ke Satu (Rp)

= HELWBP1 x ELWBP1

dimana :

- HELWBP1 = Harga energi luar waktu beban puncak ke satu

(Rp/kWh)

- ELWBP1 = Energi netto disalurkan / ditransfer pada waktu luar

beban puncak ke satu

iii. Pembebanan Biaya Energi Luar Waktu Beban Puncak Ke Dua (Rp)

= HELWBP2 x ELWBP2

dimana :



- HELWBP2 = Harga energi luar waktu beban puncak ke dua

(Rp/kWh)

- ELWBP2 = Energi netto disalurkan / ditransfer pada waktu

luar beban puncak ke dua

c. Pembebanan Biaya Kelebihan Daya Reaktif (Rp)

= HkVARh x Kelebihan kVARh

dimana :

- HkVARh = Harga kelebihan daya reaktif (Rp/kVARh)

- Kelebihan kVARh= Akumulasi dari selisih positif kVARh yang

terukur dikurangi dengan kVARh pada faktor

daya (cos phi) = 0,9 per-slot ½ jam-an untuk

setiap bulan

Proses PSA sebagai berikut :

a. Setelah diperoleh data kWh yang benar dan disepakati oleh Unit

Pelaksana di PLN P3B dan PLN Distribusi/Wilayah memproses Berita Acara

Pengiriman Tenaga Listrik yang ditandatangani oleh Pejabat kedua belah

pihak.

b. PLN P3B dan PLN Distribusi/Wilayah secara terpisah melakukan

akumulasi transfer tenaga listrik berdasarkan :

- Data pengiriman tenaga listrik pada Berita Acara Pengiriman Tenaga Listrik.

- Ketentuan-ketentuan pada Kesepakatan Mengenai Transfer Tenaga Listrik

Antara Single Buyer dengan PLN Distribusi/Wilayah.

c. PLN P3B membuat BA Pengiriman Tenaga Listrik dengan dan PLN

Distribusi/Wilayah.

d. BA Pengiriman Tenaga Listrik yang telah ditandatangani oleh PLN

Distribusi/Wilayah dikirim ke PLN P3B.



Proses PSA secara lengkap telah dituangkan dalam Prosedur Tetap Transfer

Tenaga Listrik Antara PT PLN (Persero) P3B Dengan PT PLN (Persero)

Distribusi/Wilayah.

3.6.5 NERACA ENERGI

Pada sistem tenaga listrik berlaku hukum kekekalan energi yang

dinyatakan dalam suatu Neraca Energi yaitu total produksi energi oleh

pembangkit adalah sama dengan total energi yang disalurkan ke konsumen, energi

yang digunakan untuk pemakaian sendiri (PS) di pembangkit, transmisi dan

distribusi serta susut energi

3.6.5.1 Pedoman Penyusunan Neraca Energi

3.1 Secara umum, neraca energi sistem tenaga listrik dapat

digambarkan seperti bagan alir energi berikut alokasi energinya pada Gambar

5.1.

Gambar 5.1. Bagan alir energi

PT PLN Persero) telah menerbitkan Keputusan Direksi No.

217-1.K/DIR/2005 tanggal 27 September 2005 tentang Pedoman Penyusunan

Laporan Neraca Energi (kWh) yang memuat tentang definisi, pemetaan susut

energi, perhitungan susut energi dan penyajian laporan neraca energi.

a. Definisi


ProduksiPembangkit (100%)

Disalurkan keKonsumen (±86%)

PS Kit (±5%)

PS Trans (±0,05%)

Susut Trans (±2%)

PS Dist (±0,001%)

Susut Dist (±7%)

Produksi/Penerimaan Pemakaian/Pengiriman

ProduksiPembangkit (100%)

Disalurkan keKonsumen (±86%)

PS Kit (±5%)

PS Trans (±0,05%)

Susut Trans (±2%)

PS Dist (±0,001%)

Susut Dist (±7%)

Produksi/Penerimaan Pemakaian/Pengiriman


1. Susut Energi, adalah jumlah energi dalam kWh yang hilang/menyusut

terjadi karena sebab sebab teknik maupun non teknik pada waktu

penyediaan dan penyaluran energi.

2. Susut Teknik, adalah susut yang terjadi karena alasan teknik dimana

energi menyusut berubah menjadi panas pada JTT (Jaringan Tegangan

Tinggi), GI (Gardu Induk), JTM (Jaringan Tegangan Menengah), GD

(Gardu Distribusi), JTR (Jaringan Tegangan Rendah), SR (Sambungan

Rumah) dan APP (Alat Pembatas dan Pengukur).

3. Susut Non Teknik, adalah selisih antara susut energi dengan susut

teknik.

4. Susut Transmisi, adalah susut teknik yang terjadi pada jaringan transmisi,

yang meliputi susut pada Jaringan Tegangan Tinggi (JTT) dan pada Gardu

Induk (GI).

5. Susut Distribusi, adalah susut teknik dan non teknik yang terjadi pada

jaringan distribusi yang meliputi susut pada Jaringan Distribusi Tegangan

Tinggi (JDTT), Jaringan Tegangan Menengah (JTM), Gardu Distribusi

(GD), Jaringan Tegangan Rendah (JTR), Sambungan Rumah (SR) serta

Alat Pembatas & Pengukur (APP) pada pelanggan TT, TM dan TR.

Bila terdapat jaringan Tegangan Tinggi yang berfungsi sebagai Jaringan

Distribusi, maka susut jaringan ini dimasukkan sebgai Susut Distribusi.

6. Susut TT (Tegangan Tinggi), adalah susut teknik dan non teknik yang

terjadi pada sisi TT, yang merupakan penjumlahan susut pada JTT, GI dan

APP TT.

7. Susut TM (Tegangan Menengah), adalah susut teknik dan non teknik yang

terjadi pada sisi TM , yang merupakan penjumlahan susut pada JTM, GD

dan APP TM.



8. Susut TR (Tegangan Rendah), adalah susut teknik dan non teknik yang

terjadi pada sisi TR , yang merupakan penjumlahan susut pada JTR, SR

dan APP TR.

9. Susut Jaringan, adalah jumlah energi dalam kWh yang hilang pada

jaringan transmisi dan distribusi, atau merupakan penjumlahan antara

Susut Transmisi dan Susut Distribusi.

b. Pemetaan Susut

Dalam rangka perencanaan dan pelaksanaan program penekanan susut energi

serta perhitungan Biaya Pokok Penyediaan (BPP) listrik, susut energi harus

dipetakan secara rinci sesuai lokasi terjadinya pada jaringan listrik:

1. Susut jaringan terdiri atas Susut Transmisi (yaitu susut yang terjadi pada

jaringan transmisi TT) dan Susut Distribusi (susut yang terjadi pada

jaringan TM dan TR)

2. Untuk keperluan perhitungan neraca energi maka tiap titik transaksi antar

unit harus dipasang satu meter transaksi milik penjual yang sudah ditera.

Pembeli dapat memasang meter pembanding pada titik transaksi yang

sama bila diperlukan.

3. Untuk keperluan pemetaan susut distribusi, maka:

perlu dipasang meter elektronik di setiap penyulang dan perbatasan

antar unit.

meter elektronik harus dipasang pada pelanggan TT, TM dan

pelanggan TR potensial.

Pemakaian sendiri sistem distribusi harus diukur langsung dengan

kWh-meter sendiri atau dihitung secara akurat berdasarkan jumlah

beban terpasang yang dapat dipertanggung-jawabkan.

4. Susut Jaringan terdiri atas susut teknik dan susut non teknik.

c. Perhitungan Susut Energi

1. Susut energi dinyatakan dalam kWh dan prosentase (%).

2. Rumus Susut jaringan :



a. Susut Transmisi (%) :

Loko Transmisi Netto – PSGI – Siap Salur Transmisi

------------------------------------------------------------------------- X 100%

Loko Transmisi Netto

b. Susut Distribusi (%) :

Siap Salur Distribusi – PSSD – Dibuat Rekening

-------------------------------------------------------------------- x 100%

Siap Salur Distribusi

c. Susut Jaringan (%):

Prod. Total Netto - PSGI - kWh kirim ke Unit lain - PSSD - Dibuat

Rekening

-------------------------------------------------------------------------------------

--------------- x 100%

Produksi Total Netto

3. Penjelasan Rumus

Susut energi tidak termasuk energi yang dipergunakan untuk

pemakaian sendiri system.

Loko Transmisi Netto adalah penjumlahan dari kWh Produksi Sendiri

Netto, kWh dari sewa pembangkit, kWh pembelian serta kWh yang

diterima dari unit lain pada jaringan transmisi.

Siap Salur Transmisi adalah kWh pada sistem transmisi yang siap

dikirim ke Sistem Distribusi maupun ke Unit lain.

Siap Salur Distribusi adalah energi yang diterima dari sistem

pembangkitan, sistem transmisi maupun diterima dari unit lain dalam

berbagai segmen tegangan dan siap didistribusikan.



Produksi Total Netto adalah penjumlahan dari kWh Produksi Sendiri,

kWh dari sewa pembangkit, kWh pembelian serta kWh yang diterima

dari unit lain pada jaringan transmisi dan distribusi

Pemakaian Sendiri Gardu Induk (PSGI) adalah jumlah kWh yang

dipakai untuk berbagai peralatan pendukung dan peralatan tertentu

yang tetap mengkonsumsi kWh pada saat menyalurkan maupun tidak

saat menyalurkan energi pada sistem transmisi antara lain, peralatan

switchyard, peralatan control,lampu sebagai rambu peringatan pada

tower transmisi, penerangan dan pendingin ruangan.

Pemakaian Sendiri Sistem Distribusi (PSSD) adalah jumlah kWh yang

dipakai untuk berbagai keperluan peralatan pendukung dan peralatan

tertentu yang tetap mengkonsumsi kWh pada saat menyalurkan

maupun tidak saat menyalurkan energi pada sistem distribusi antara

lain, peralatan sel 20 kV di gardu induk, peralatan control, penerangan

dan pendingin di gardu distribusi dan pemanas cubicle (heater).



3.7 TRANSAKSI TENAGA LISTRIK (METER)

3.7.1 Definisi Pengukuran Energi Listrik

Pengukuran adalah pembandingan secara eksperimen fisik suatu besaran

dengan besaran lain yang sejenis dimana salah satu dari besaran itu dianggap

satuan. Jika dilakukan pengukuran, maka hasilnya dinyatakan dalam kelipatan

besaran satuan itu. Alat ukur pada besaran listrik dapat digunakan untuk berbagai

macam proses pengukuran, misalnya dalam sistem operasi pembangkitan, sistem

pengaturan, sistem kendali, sistem penginderaan jarak jauh (telemeter), dan sistem

perhitungan adalah manfaat dari pengukuran. Kwh meter pertama ditahun 1882

oleh Thomas Alfa Edison berupa Chemical Amphere hour meter (Ah m). Seiring

dengan perkebangan jaman, kWh meter pun turut berkembang dengan berbagai

teknologi, yaitu :

Alat ukur memiliki beberapa prinsip kerja, antara lain elektrodinamik, induksi,

dan elektronik.

a. Elektrodinamik

Alat ukur pada prinsip elektrodinamik menggunakan sistem reaksi antara

arus pada kumparan yang dapat berputar dan arus pada kumparan yang tetap.

b. Induksi

Alat ukur pada prinsip induksi menggunakan sistem arus pusar yang

timbul pada piringan logam yang diinduksikan oleh arus pada kumparan yang

tetap yang dapat membuat piringan logam tersebut berputar.



c. Elektronik

Alat ukur pada prinsip elektronik menggunakan prinsip penyearahan arus

listrik yang akan diukur besarannya.

3.7.2 Tujuan Pengukuran

Tujuan dari pengukuran adalah untuk mengetahui nilai suatu besaran baik

secara fisik maupun yang tidak nampak (seperti besaran listrik) yang

dibandingkan dengan besaran lain yang sejenis, dimana salah satu dari besaran itu

dijadikan satuan.

3.7.2.1 Prinsip Kerja Alat Ukur

• Elektrodinamik

Reaksi antara arus pada kumparan yang dapat berputar dan arus pada

kumparan yang tetap

• Induksi

arus yang terinduksi pada piringan logam yang dapat berputar dan arus pada

kumparan yang tetap

• Elektronik

Penyearahan arus listrik yang akan diukur besarannya

3.7.2.2 Blok Diagram Meter Elektronik

Gambar Diagram Meter Elektronik

3.7.2.3 Fungsi KWh Meter Elektronik



Fungsi Dasar:

Sebagai engukuran Energi (kWh & kVARh) – Bidirectional (delivery &

receive)

Sebagai pencatatan Hasil Pengukuran (Logging)

Fungsi Tambahan

Sebagai indikator (alarm/kelainan dll)

Sebagai perangkat I/O (AI,AO,DI,DO)

3.7.2.4 Kwh Meter Elektronik

Akurasi pengukuran kWh : 0.2 (IEC 62053-22)

Akurasi pengukuran kVArh : 2 (IEC 62053-23)

Memory internal Type : non volatile

Port komunikasi: optical, RS232/485, modem PSTN, ethernet

Konstruksi:

o Wall mounting / Flush mounting

o A-Base / Socket

o Rack mounting

o Switchboard / Draw out

Rekaman Data

Channel

o Load Profile: Energi (kWh deliver/receive, kVArh deliver/ receive, dst)

o Instantaneous data (V, I, Cosphi,dll)

o Interval Waktu 1,2,3,4,…15,…30,…60 menit (programmable)

Event, (Programming, Alarm, Max demand, dst)

Register ;

Display

TOU (time of use)



Kemampuan lainnya pada meter elektronik adalah pemisahan tariff menjadi

beberapa kelompok tariff. Salah satu contoh pada transaksi antara PLN P3B Jawa

Bali dengan PLN Distribusi se-Jawa Bali terdapat 3 kelompok tariff :

WBP jam 18:00 – 22:00

LWBP1 jam 22:00 – 06:00

LWBP2 jam 06:00 – 18:00

3.7.2.5 Wiring KWh meter

Terdapat beberapa macam wiring (pengawatan) antara lain Form 5S 2 Element 3

Wire Delta, Form 6S 2,5 Element 4 Wire Wye, dan Form 9S 3 Element 4 Wire

Wye.

a.Form 5S 2 Element 3 Wire Delta

Gambar Form 5S 2 Element 3 Wire Delta

b. Form 6S 2,5 Element 4 Wire Wye



Gambar Form 6S 2,5 Element 4 Wire Wye

c. Form 9S 3 Element 4 Wire Wye

Gambar Form 9S 3 Element 4 Wire Wye

3.7.3 Manfaat Hasil PengukuranTransaksi Energi Listrik



Energi listrik (aktif dan reaktif) yang dikirim oleh suatu unit dan diterima

oleh unit yang lain atau Pelanggan, dinyatakan oleh alat ukur yang

dipasang pada sistem kelistrikan PT PLN (Persero).

Perhitungan Susut/Loses

Selisih antara energi yang dibangkitkan atau diterima (input energy)

selama satu interval waktu tertentu dengan energi yang dijual atau

dipergunakan (output energy) selama interval waktu yang sama.

Penerbitan rekening

Energi yang dipergunakan atau dikonsumsi setiap bulan oleh Pelanggan

diukur oleh alat ukur kemudian dibuatkan tagihan pemakaian (Billing

System)

P2TL (Penertiban Pemakaian Tenaga Listrik)

Suatu kegiatan yang dilaksanakan untuk menertibkan pemakaian tenaga

listrik yang tidak sesuai dengan ketentuan alias ilegal

3.7.4 Sistem Pengukuran Meter CT PT3.7.4.1 Peralatan Pendukung Sistem

PengukuranTransformator Tegangan

Trafo instrumentasi yang menurunkan tegangan tinggi menjadi tegangan

rendah yang dapat diukur dengan Volt meter yang berguna untuk pengukuran,

rele proteksi dan alat sinkronisasi.

2. Trafo Arus (CT)

Trafo Instrumentasi yang berfungsi untuk menurunkan arus besar dimana

pada sistem penyaluran mencapai ribuan ampere serta beroperasi pada

tegangan tinggi menjadi arus kecil pada kisaran 1 A atau 5 A dengan tegangan

rendah sehingga dapat digunakan pada alat ukur ataupun peralatan proteksi

3.7.4.2 Definisi Sistem Metering

Adalah sistem pengukuran meter transaksi yang terdiri atas peralatan CT,

PT, kWh meter, rangkaian pengawatan beserta sistem komunikasinya yang

ditempatkan pada titik ukur transaksinya.

3.7.4.3 Sistem Metering Transaksi

DIKLAT ENGINEERING SYSTEM | PRAJABATAN ANGKATAN 42

100


CT (Current Transformer)

PT/VT (Potential/Voltage Transformer)

kWh Meter Elektronik

Pengawatan

Saluran komunikasi

3.7.4.4 Sistem Kelistrikan PLN

Penempatan Titik Ukur Transaksi

Titik ukur transaksi Pembangkit dgn Penyaluran


101


o Di sisi netto (sisi TT Generator Transformer)

o Terdiri dari 2 kWh meter (MU dan MP)

Titik ukur transaksi Penyaluran dgn Distribusi

o Di sisi TM Trafo Distribusi GI

o Terdiri dari 2 kWh meter (MU dan MP)

Titik ukur transaksi Distribusi dgn Pelanggan

o Di sisi TT, TM dan TR

o KTT terdiri dari 2 kWh meter (MU dan MP)

o Pelanggan TM dan TR terdiri dari 1 kWh meter

3.7.5 Sistem AMR

3.7.5.1 Automatic Meter Reading (AMR)Suatu system pengambilan data kWh

meter transaksi yang dilaksanakan secara otomatis dan terjadual (scheduler) dengan

menggunakan teknologi komunikasi dial up (PSTN/GSM) atau komunikasi jaringan

(Ethernet) dan data tersimpan dalam database.3.7.5.2 Manfaat

AMRMempercepat /mempermudah proses pengambilan data transaksi

Data tersimpan dalam database sehingga lebih mudah dan cepat diperoleh

untuk transaksi dan analisa

Efisiensi dalam proses pengambilan data

Transparansi dalam transaksi

Menghindari terjadinya losses non teknis akibat kesalahan pencatatan


102


Gambar Arsitektur AMR

3.7.6 KWh Meter Prabayar

3.7.6.1 Definisi Meter Prabayar

Layanan Listrik Pra Bayar merupakan bentuk pelayanan PLN dalam

menjual energi listrik dengan cara pelanggan membayar dimuka. Mudahnya,

sebelum menggunakan listrik dari PLN, pelanggan terlebih dahulu membeli

sejumlah nominal energi listrik, sesuai yang dibutuhkan.

3.7.6.2 Mengapa Meter Prabayar?

Praktis

Batas Listrik lebih nyata

Pencatatan otomatis

Pelanggan dapat mengontrol jumlah pemakaian listrik

3.7.6.3 Keuntungan PLN

Mendapatkan uang kas lebih awal sebelum listrik diproduksi dan digunakan

Pengendalian transaksi lebih mudah

Pemasaran listrik prabayar diserahkan pada pihak ketiga

Pengurangan overhead atau biaya operasional

3.7.6.4 Prinsip Kerja

Meter yang digunakan adalah Meter Digital

Chip card dapat digunakan sebagai alat pembayaran rekening listrik


103


KWh meter akan beroperasi berdasarkan nilai kredit yang dimasukkan

(download) dari chip card kedalam register KWh

Nilai kredit didalam register akan dikurangi secara bertahap sebanding dengan

nilai energi listrik yang telah dikonsumsi

3.8 PERENCANAAN PRODUKSI ENERGI LISTRIK

3.8.1 PERENCANAAN OPERASI SISTEM

3.8.1.1 Perencanaan Operasi Sistem

Perencanaan Operasi Sistem adalah perencanaan pengoperasian sistem

tenaga listrik yang meliputi perencanaan penyaluran dan perencanaan

pembangkitan untuk mencapai sasaran operasi sistem tenaga listrik yang

ekonomis, andal dan berkualitas. Sedangkan Rencana Operasi sendiri adalah suatu

rencana mengenai bagaimana suatu sistem tenaga listrik akan dioperasikan untuk

periode waktu tertentu secara bertahap dari perencanaan tahunan (ROT), bulanan

(ROB), mingguan (ROM) dan harian (ROH).


104


3.8.1.1.1 Rencana Operasi Sistem Jangka Panjang dan Menengah

Perencanaan jangka panjang yaitu perencanaan untuk perioda jangka

waktu di atas 10 tahun. Rencana operasi ini meliputi kebutuhan pembangkit baik

yang sudah menyatakan siap operasi maupun yang direncanakan beroperasi

berdasarkan jenis pembangkit sesuai dengan kebutuhan Sistem. Sedangkan

rencana jangka menengah yaitu periode 5 tahun ke depan biasanya adalah

penajaman dari rencana operasi jangka panjang.

Produksi Energi Listrik perlu direncanakan karena beberapa alasan, antara

lain:

- Energi listrik harus diproduksi saat diperlukan saja agar proses produksi

bisa berjalan efektif dan efisien

- Peralatan Instalasi (Transmisi dan pembangkit) yang dioperasikan terus

menerus akan mengalami penurunan kinerja sehingga diperlukan

pemeliharaan berkala.

- Ketersediaan energi primer yang selalu berubah ubah

3.8.1.1.2 Rencana Operasi Sistem Tahunan

Perencanaan operasi dengan jangka waktu 1 tahunan meliputi rencana

pemeliharaan unit-unit pembangkit yang memerlukan persiapan sejak tahun

sebelumnya karena pengadaan suku cadangnya memerlukan waktu lama. Bisa

berupa pemeliharaan rekomendasi pabrikan, inspeksi, ataupun overhaul. Rencana

operasi tahunan juga meliputi perencanaan alokasi energi yang akan diproduksi

oleh setiap unit pembangkit, rencana pemeliharaan unit pembangkit, prakiraan

beban tahunan, beroperasinya unit-unit pembangkit baru serta perencanaan

pembangkit hidro (produksi PLTA). Rencana Operasi Tahunan merupakan bahan

utama bagi penyusunan Rencana Anggaran Biaya Tahunan suatu Perusahaan

Listrik (RKAP).


105


Perencanaan operasi tahunan ini harus sudah diterima oleh seluruh Pemakai

Jaringan paling lambat tanggal 15 Desember dan revisi final tengah tahun paling

lambat tanggal 15 Juni tahun berikutnya (yang berjalan).

3.8.1.1.3 Rencana Operasi Sistem Bulanan

Rencana Operasi Bulanan merupakan koreksi terhadap Rencana Tahunan

dan sebagai proyeksi perencanaan satu bulan ke depan yang menyangkut hal-hal

operasional dan manajerial dalam sistem. Rencana pembangkitan harus dapat

memenuhi prakiraan kebutuhan beban bulanan sistem dengan biaya variabel yang

minimal dengan tetap memperhatikan kriteria keandalan dan kualitas Sistem

tenaga listrik (grid).

3.8.1.1.4 Rencana Operasi Sistem Mingguan

Dalam Rencana Operasi Mingguan disusun langkah-langkah operasional

yang akan dilakukan dengan memperhatikan rencana bulanan dan

mempertimbangkan prakiraan atas hal-hal yang bersifat tidak menentu, misalnya:

jumlah air masuk PLTA serta prakiraan beban jangka pendek (satu minggu).

Rencana Operasi Mingguan berisi jadwal operasi serta pembebanan unit-unit

pembangkit per-setengah jam selama 1 minggu atas dasar pertimbangan ekonomis

(pembebanan yang optimum) dengan memperhatikan berbagai kendala

operasionil seperti beban minimum dan maksimum dari unit pembangkit serta

masalah aliran daya dan tegangan dalam jaringan. Periode rencana mingguan

adalah mulai Jumat hingga Kamis minggu berikutnya.

3.8.1.1.5 Rencana Operasi Sistem Harian

Rencana Operasi Harian merupakan koreksi dari Rencana Operasi

Mingguan untuk disesuaikan dengan kondisi yang mutakhir dalam sistem tenaga

listrik. Rencana Operasi Harian merupakan pedoman pelaksanaan Operasi Real

Time.


106


Rencana ini harus memperlihatkan pembebanan setiap unit pembangkit

dalam basis waktu setengah jam. Tingkat pembangkitan harus memenuhi

prakiraan kebutuhan beban harian sistem, biaya variabel minimum, serta

mempertimbangkan semua kendala jaringan dan kondisi lain yang berpengaruh

seperti peristiwa khusus kenegaraan atau hari libur dan sebagainya.

3.8.1.2 Teknik Peramalan

Pada kenyataannya, setiap realisasi beban tidak selalu sama untuk setiap

saat, namun demikian terdapat karakteristik yang masih mempunyai pola-pola

spesifik. Bila dibuat pendekatan, karakteristiknya tetap disamping memperhatikan

pola pergeseran akibat adanya hari libur yang tidak selalu tetap. Pola-pola inilah

yang akan dipergunakan sebagai acuan dalam menentukan prakiraan beban.

3.8.1.2.1. Karakteristik kurva beban

a. Beban Puncak Sistem Mingguan dalam Setahun

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 97 101 105

Realisasi 2011 RKAP 2011 B.Puncak 2012

B. Puncak 201220.775 W B. Puncak 2011

19.975 MW

B. Puncak 2011Realisasi 19.739 MW

Gambar 1.1. Kurva Beban Puncak Mingguan dalam Setahun

b. Beban Puncak Sistem Harian dalam Seminggu

Pada Sistem Jawa Bali, periode mingguan dimulai dari hari Jumat sampai

hari Kamis. Kurva beban puncak ini merupakan rangkaian dari kurva beban

harian selama satu minggu yang bentuk kurvanya sangat dipengaruhi oleh jenis

hari; secara garis besar dibedakan atas: hari Kerja, Sabtu, dan Minggu.


107


Gambar 1.2. Kurva Beban Puncak Harian dalam Seminggu

c. Beban Puncak Harian

Karakteristik beban puncak harian pada dasarnya tidak selalu sama untuk

masing-masing hari. Berdasarkan realisasi, beban puncak harian dapat dibedakan

dari sifat-sifat harinya menjadi 35 jenis beban harian.

3.8.1.2.2. Pembentukan model beban

a. Kurva Tahunan

Kurva tahunan merupakan suatu kurva yang dibentuk oleh beban puncak

mingguan selama satu tahun yang terdiri dari 52 beban puncak mingguan. Kurva

ini dibentuk dengan mengetahui dahulu besarnya target pembelian energi dan load

factor untuk menghitung prakiraan beban puncak tahunan disamping data beban

puncak mingguan dari tahun-tahun sebelumnya. Dengan adanya pergeseran hari

raya lebaran setiap tahunnya maka perlu adanya koreksi kurva beban puncak

tahunan tersebut.

Peak (MW) = Target pembelian energi (MWh)


108

Jumat Sabtu Minggu Senin Selasa Rabu Kamis


8760 jam x Load Factor

b. Kurva Mingguan

Kurva mingguan merupakan rangkaian kurva beban harian selama 7 hari

dimulai dari hari Jum’at sampai dengan hari Kamis sesuai dengan periode

mingguan Sistem Jawa Bali.

Koefisien beban puncak harian selama satu minggu merupakan

perbandingan antara beban puncak yang terjadi setiap harinya selama satu minggu

terhadap beban puncak hari Minggu untuk periode yang sama.

3.8.1.2.3. Proses pembuatan prakiraan energi tahunan

Proses pembentukan prakiraan energi tahunan dilakukan secara “bottom

up”, yaitu dibuat oleh PLN Distribusi yang mengacu pada target penjualan energi

ke konsumennya. Energi Netto adalah target penjualan distribusi ditambah losses

distribusi, susut transmisi (losses) dan pemakaian sendiri gardu induk. Energi

netto ini nantinya akan dipakai sebagai acuan dalam pembentukan beban sistem

per setengah jam-an untuk periode tahunan untuk keperluan simulasi produksi

dalam rangka memperoleh alokasi energi setiap pembangkit.

3.8.1.3 Perencanaan Hidro

Kondisi hidrologi harus direncanakan antara lain disebabkan alasan-alasan

berikut ini, yakni:

Biaya energinya paling murah.

Ketersediaan energi primernya terbatas.

Kesulitan dalam peramalan air masuk.

Tujuannya yaitu untuk mengoptimalkan pemanfaatan energi hidro yang

ada. Perencanaan meliputi prakiraan air masuk ke reservoir, pengaturan tinggi

muka air waduk dan pengaturan jumlah air yang digunakan untuk memutar turbin.

Dua jenis perencanaan hidro yaitu :


109


- Jangka Panjang (Tahunan & Bulanan) Didasarkan pada prakiraan cuaca BMG.

- Jangka Pendek (Mingguan & Harian) Didasarkan pada inflow rata-rata

beberapa minggu terakhir.

Data yang diperlukan dalam perencanaan hidro adalah :

- Data air masuk (hasil kajian balai hidrologi, Puslitbang SDA PU)

- Kebutuhan pengairan

- Tinggi Muka Air (TMA) awal, minimum, dan maksimum

- Pola keseimbangan berdasarkan kapasitas tampung efektif dari masing-

masing waduk

- Simulasi debit air keluar (outflow) menggunakan NEDECO software

Dalam Operasi Sistem Tenaga Listrik, pemanfaatan Energi air yang murah

tetapi dalam jumlah yang terbatas dan energi thermal yang lebih mahal namun

ketersediannya bisa dikendalikan harus dilakukan optimasi agar diperoleh biaya

operasi sistem yang paling efisien

3.8.2 MANAJEMEN ENERGI

Manajemen Energi adalah pendekatan sistematis dan terpadu untuk

memanfaatkan sumberdaya energi yang ada secara efektif, efisien dan rasional,

untuk mendapatkan sistem tenaga listrik aman dan andal tanpa mengurangi


110


kuantitas maupun kualitas fungsi utama (frekuensi, tegangan) dengan biaya

produksi seminim mungkin.

Tujuan Manajemen Energi :

a. Agar diperoleh biaya operasi sistem tenaga listrik yang seminim

mungkin berdasarkan kendala yang ada.

b. Memperbaiki kualitas tenaga listrik.

c. Menjamin sekuriti sistem tenaga listrik

Manajemen Energi dilakukan pada:

a. Pra Operasi, manajemen energi dilakukan pada saat perencanaan

sistem baik dalam rencana jangka pendek, rencana jangka menengah

maupun rencana jangka panjang.

b. Operasi Real Time, manajemen energi dilakukan melalui strategi

operasi berdasarkan kondisi sistem secara real time.

3.8.2.1 Manajemen Energi pada perencanaan (pra operasi)

a. Perencanaan jangka panjang:

1) Optimasi Hidrotermal (Long Range Hydro Scheduling), Permasalahan

optimasi hidrotermal adalah biaya produksi pembangkit hidro lebih murah

dibanding pembangkit thermal, tetapi ketersediaan sumber energinya

terbatas. Sebaliknya biaya produksi pembangkit thermal lebih mahal tetapi

ketersediaan energi primernya lebih banyak. Optimasi hidrothermal adalah

optimasi penggunaan energi hidro dan thermal sesuai ketersediaan energi

primernya. Tujuannya agar ketersediaan energi terjamin merata sepanjang

tahun dengan biaya produksi serendah mungkin. Untuk memperoleh biaya

produksi sistem minimum diperlukan perencanaan menyangkut

penyimpanan dan pemakaian air pada waduk tahunan. Pengaturan ini

ditujukan untuk menjamin ketersediaan sumber energi air sepanjang tahun.

2) Demand Side Management adalah manajemen energi yang dilakukan pada

sisi beban yaitu konsumen tenaga listrik.


111


3) Perencanaan Pembangkit baru, menyangkut energy mix untuk pemenuhan

kebutuhan pembangkit beban dasar, pembangkit beban menengah dan

pembangkit untuk beban puncak.

b. Perencanaan jangka pendek (harian) :

1) Unit Commitment, proses penentuan kapan dan pembangkit mana yang

harus di start atau distop untuk memperoleh komposisi pembangkit dengan

biaya prosuksi yang paling efisien dalam memenuhi beban sistem (Power

Generation, Operation and Control, Allen J Wood).

2) Optimasi Hidrotermal (Short Range Hydro Scheduling), untuk

meminimalkan biaya produksi sesuai ketersediaan sumber daya air yang

ada.

3) Load Curtailment, adalah permintaan kepada konsumen agar dengan

sukarela mengurangi penggunaan tenaga listrik.

3.8.2.2 Manajemen Energi Real time:

Manajemen Energi Real time dilakukan dengan strategi Operasi meliputi :

a. Economic Dispatch

Adalah pengaturan pembebanan setiap pembangkit dalam sistem tenaga

listrik agar diperoleh biaya produksi yang paling ekonomis, efisien sesuai dengan

kondisi sistem yang ada. Metode yang paling sederhana adalah pengaturan

pembebanan pembangkit sesuai merit order, yaitu prioritas pembebanan

pembangkit dimulai dari pembangkit dengan energi yang murah seterusnya

sampai kebutuhan beban tercukupi.

b. Penurunan mutu daya listrik (tegangan)

Penurunan tegangan listrik ini (biasa disebut BROWN OUT) dilakukan

apabila semua pembangkit telah beroperasi pada beban maksimum dan cadangan

putar sistem dan cadangan dingin tidak ada, sedangkan permintaan beban

cenderung bertambah. Penurunan mutu tegangan ini dilakukan untuk

menghindarkan pemutusan beban.


112


c. Load shedding

Adalah pemutusan beban konsumen, dilakukan apabila kondisi sistem

defisit.

3.8.2.3 Demand Side Management

Metode-metode Demand Side Management yang biasa diterapkan adalah

sebagai berikut :

a. Peak Clipping (Pemangkasan beban puncak)

Yaitu langkah pemangkasan beban puncak dengan memadamkan sebagian

beban pada periode beban puncak untuk menjamin kecukupan daya pada periode

tersebut.

Gambar 1. Peak Clipping

b. Load Shifting (Penggeseran beban)

Yaitu langkah menggeser beban pada periode beban puncak ke luar waktu

beban puncak.


113


Gambar 2. Load Shifting

c. Valley Filling (Pengisian luar waktu beban puncak)

Yaitu langkah pengisian luar waktu beban puncak dengan

mengoptimalkan periode beban rendah.

Gambar 3. Valley Filling

d. Strategic Load Growth

Yaitu langkah pengaturan pertumbuhan beban dengan mengatur

pertumbuhan sesuai dengan perkembangan beban dan perencanaan yang telah

dibuat.


114


Gambar 4. Strategic Load Growth

e. Strategic Conservation (Strategi Konservasi)

Yaitu strategi konservasi dengan meningkatkan kesadaran masyarakat agar

menggunakan listrik yang hemat energi.

Gambar 5. Strategic Conservation

f. Flexible Load Shape

Yaitu pengaturan langgam beban secara fleksibel


115


Gambar 6. Flexible Load Shape

Program Demand Side Management (DSM) yang diimplementasikan di

PT. PLN (Persero) adalah :

1. Strategi Valley Filling yaitu meningkatkan permintaan pada periode

LWBP,

2. Strategi Konservasi Energi dengan meningkatkan kesadaran masyarakat

agar menggunakan listrik yang hemat energi,

3. Strategi pemangkasan pada periode beban puncak.

Pengaruh Program Demand Side Management adalah :

1. Perbaikan load faktor,

2. Peningkatan efisiensi dan

3. Mengurangi biaya investasi dan operasi karena berkurangnya beban

puncak.

Akibat kesalahan manajemen energi :

1. Pemborosan.

2. Biaya energi mahal.

3. Dampak lingkungan.

3.8.2.4 Cakupan Manajemen Energi

Dalam pengoperasikan Tenaga Listrik ada beberapa hal yang harus

diperhatikan antara lain masalah kebutuhan bahan bakar, pemakaian sendiri


116


pembangkit dan rugi-rugi transmisi. Ketiga hal tersebut harus ditekan serendah-

rendahnya dengan tetap memperhatikan mutu dan keandalan.

Biaya bahan bakar merupakan biaya yang terbesar yaitu sekitar 60% dari

biaya produksi. Oleh sebab itu maka sistem tenaga listrik harus dikelola dengan

berdasarkan manajemen energi yang baik agar diperoleh keandalan yang baik

dengan biaya yang minimum. Pada dasarnya Manajemen Energi meliputi :

a. Ramalan Beban

b. Simulasi Produksi

c. Unit Commitment

a. Ramalan Beban (Demand Forecast)

Prakiraan beban akan berpengaruh dalam penentuan parameter-parameter

sistem tenaga listrik seperti misalnya: kapasitas dan jenis pembangkit, jadwal

pemeliharaan pembangkit, kapasitas saluran transmisi, kebutuhan trafo dan gardu

induk baru, jadwal pemeliharaan saluran transmisi dan prakiraan alokasi energi

setiap pembangkit serta prakiraan kebutuhan bahan bakar pembangkit sehingga

kontinyuitas pasokan pada sistem tenaga listrik terjamin.

Metoda peramalan ini dapat dibedakan menjadi 4 macam sebagai berikut :

a. Metode Kecenderungan

b. Metoda Ekonometri

c. Metoda Analitis

d. Metoda Gabungan

Metoda Kecenderungan

Menggunakan data historikal di masa lalu untuk memprediksi

kecenderungan dimasa depan. Fungsi tersebut bisa berupa fungsi linier,

eksponensial, logaritmik dan gompertz. Penyelesaiannya bisa menggunakan

metoda dekomposisi, moving average, ARIMA dan sebagainya.

Metoda Ekonometri


117


Menggabungkan penggunaan matematik dan statistik dalam menentukan

peramalan kebutuhan beban. Metoda ini menggunakan pendekatan sebab akibat

dalam menentukan faktor-faktor yang mempengaruhi kebutuhan beban khususnya

kebutuhan energi listrik. Selanjutnya dipergunakan metoda statistik untuk

mengukur hubungan antara variable ekonomi yang dirumuskan dengan

pendekatan sebab akibat diatas.

Metoda Analitis

Disebut juga metode sisi pemakai yang menggunakan pendekatan

perhitungan pemakaian tenaga listrik di sisi konsumen untuk memprediksikan

kebutuhan tenaga listrik. Konsep dasar dari metode ini adalah meramalkan

perubahan jenis dan jumlah peralatan listrik dan kebutuhan energi setiap peralatan

tersebut. Pendekatan metode ini sering digunakan dalam perhitungan kebutuhan

energi listrik di sektor rumah tangga dan kadang-kadang digunakan dalam

perhitungan di sektor-sektor lainnya.

Metoda Gabungan

Metode Gabungan merupakan gabungan antara metode ekonometri dan

metode analitis. Metode ini memadukan perhitungan regresi untuk mencari

koefisien penggunaan energi, penentuan variabel bebas yang mempengaruhi

angka pemakaian energi dan analisa sisi pemakaian untuk setiap peralatan di

masing-masing sektor.

b. Simulasi Produksi

Economic Dispatch

Adalah pengaturan pembebanan setiap pembangkit dalam sistem tenaga

listrik agar diperoleh biaya produksi yang paling ekonomis, efisien sesuai dengan

kondisi sistem yang ada.

Dalam bab ini dijelaskan mengenai teknik optimasi sistem tenaga listrik. Metoda

yang dipakai dalam perhitungan optimasi adalah persamaan Lagrange, Linier

Programing, Khun Tucker, Heuristik dan sebagainya.


118


Merrit Order

Metode yang paling sederhana dalam pengaturan pembebanan

pembangkit, yaitu prioritas pembebanan pembangkit dimulai dari pembangkit

dengan energi yang murah seterusnya sampai kebutuhan beban tercukupi.

c. Unit Commitment

Yaitu proses penentuan kapan dan pembangkit mana yang harus distart

atau distop untuk memperoleh komposisi pembangkit dengan biaya produksi yang

paling efisien dalam memenuhi beban sistem.

3.8.2.5 Kendala dalam penjadwalan operasi unit pembangkit

Dalam membuat penjadwalan operasi unit pembangkit penyelesaiannya

sangat tergantung dari kendala-kendala yang dimasukkan dalam memperoleh

fungsi tujuan. Setiap metoda yang digunakan dalam penjadwalan operasi unit

pembangkit menimbulkan masalah yang sangat dipengaruhi oleh karakteristik unit

pembangkit dan kurva beban.

3.8.2.5.1 Cadangan putar

Cadangan putar dibagi merata kepada seluruh pembangkit yang sedang

beroperasi sehingga apabila terjadi-gangguan tidak menyebabkan penurunan

frekuensi sistem. Besarnya cadangan putar sama dengan kapasitas unit

pembangkit terbesar yang sedang beroperasi. Diluar cadangan putar tersebut,

harus disisipkan pula unit pembangkit cadangan yang dapat dengan mudah dan

cepat dioperasikan, misalnya PLTD atau PLTA sehingga dapat mengatasi

kebutuhan beban. Dengan demikian akan dapat ditaksir besarnya cadangan

seluruh unit pembangkit dalam perioda waktu yang telah ditentukan.

Cadangan putar selain untuk memenuhi kebutuhan beban dari gangguan

pada sistem, harus diletakkan pada unit-unit pembangkit yang mempunyai respon

yang cepat. Usaha terakhir bila cadangan tersebut masih belum mampu mengatasi


119


kebutuhan beban karena adanya gangguan unit pembangkit dilakukan dengan

pelepasan beban.

3.8.2.5.2 Kendala-kendala Unit Pembangkit Thermal

Pembangkit termal yang relatif besar seperti PLTU pada umumnya

merupakan pusat listrik yang dominan baik dari segi teknis operasional maupun

dari segi biaya operasi. Dari segi teknis operasional PLTU paling banyak

kendalanya khususnya dalam kondisi dinamis. Hal ini disebabkan karena

banyaknya komponen dalam PLTU yang harus diatur. Pada pembangkit termal

proses start maupun perubahan daya menyangkut masalah perubahan suhu yang

akan menyebabkan pemuaian atau pengerutan. Unit pembangkit termal dijalankan

dengan mengubah temperatur sedikit demi sedikit, dan perlu waktu untuk

membawa unit pembangkit tersebut sampai menyuplai daya. Berbagai macam

kendala yang ada pada pengoperasian pembangkit termal, antara lain :

1. Kendala waktu minimal berjalan (minimum up time) : Unit pembangkit

yang sedang berjalan tidak dapat langsung dimatikan karena harus

disesuaikan dengan waktu minimal berjalannya.

2. Kendala waktu minimal berhenti (minimum down time) : Unit pembangkit

yang sudah dihentikan tidak dapat langsung dijalankan kembali, karena

harus disesuaikan dengan waktu minimal berhentinya.

Saat mulai dijalankan tekanan dan temperatur bagian-bagian pembangkit

termal bergerak naik dengan pelan sehingga diperlukan energi tambahan untuk

membawa pembangkit tersebut sampai keadaan jalan. Energi tersebut dalam

masalah komitmen unit dikenal sebagai “Start-up cost”

3.8.2.5.3 Kendala-kendala Unit Pembangkit Hydro

Kendala operasi pada pembangkit hidro lebih kecil dibandingkan

pembangkit termal karena pada pembangkit hidro tidak ada proses pembakaran

sehingga tidak ada perubahan suhu yang besar pada bagian-bagian pembangkit.

Namun dilain pihak ketergantungan pembangkit hidro pada musim merupakan


120


kendala, sehingga untuk mendapatkan hasil penjadwalan operasi yang optimal

unit-unit pembangkit secara keseluruhan tidak bisa dipisahkan dari unit-unit

hydro.

Unit Pembangkit harus berjalan (must run)

Ada beberapa unit pembangkit yang harus dipertahankan terus berjalan

selama waktu yang ditentukan, misalnya dalam setahun. Tujuannya adalah

sebagai alat penunjang untuk menstabilkan tegangan pada jaringan transmisi atau

dipakai sebagai suplai daya diluar pemakaian sendiri pada PLTU

3.8.2.5.4 Kendala Bahan Bakar

Dalam sistem tenaga listrik dapat terjadi beberapa unit pembangkit

mempunyai bahan bakar dalam jumlah yang terbatas atau memerlukan bahan

bakar dalam jumlah yang besar. Kendala tersebut harus diperhatikan dalam

penjadwalan operasi unit pembangkit.

Beberapa metoda yang paling banyak dipakai dalam penyelesaian masalah

komitmen unit antara lain:

1. Metoda Skema Urutan Prioritas.

2. Metoda Dynamic Programming

3. Metoda Pemrograman Linier dengan Integer Campuran.

3.8.2.5.5 Koordinasi Hydrotermal

Optimasi Hidrotermal (Short Range Hydro Scheduling), untuk

meminimalkan biaya produksi sesuai ketersediaan sumber daya air yang ada.

Dalam sistem tenaga listrik yang terdiri dari sejumlah pembangkit Hydro dan

sejumlah pembangkit Termal, perlu dicari jalur pembagian beban antara subsistem

Hidro (kelompok PLTA) dan sub sistem Termis (kelompok Pusat Listrik Termis)

agar didapat operasi yang optimal bagi sistem tenaga listrik secara keseluruhan,

dalam arti diperoleh biaya bahan bakar yang minimum.

3.8.3 PERENCANAAN PEMBANGKITAN


121


3.9.3.1 Karakteristik Input Output

Karakteristik Input-Output merupakan perbandingan antara besarnya

energi panas (Mbtu/Jam atau Kcal/Jam) yang diperlukan untuk membangkitkan

suatu nilai daya (MW). Berikut merupakan kurva ideal untuk suatu pembangkitan.

PFH/

P1/Pmin P2 P3 P4/Pmax

Output, P(MW)

Inp

ut,

H

(Kca

l/h

) a

tauF

(Rp

/h)

PPFFH/


Output, P(MW)

Inp

ut,

H

(Kca

l/h

) a

tauF

(Rp

/h)


Output, P(MW)

Inp

ut,

H

(Kca

l/h

) a

tauF

(Rp

/h)

3.9.3.2 Karakteristik incremental heat rate

Karakteristik incremental heat rate merupakan slope atau derivatif dari

karakteristik input-output. Misalkan Persamaan kurva Input-Output didekati

dengan persamaan linier Y = ax + b (seperti ditunjukkan oleh Gambar a), Maka

incremental heat rate/cost unit pembangkit = a (sama untuk semua titik

pembebanan). Karakteristik Incremental Heat Rate/Cost (ditunjukkan oleh

Gambar b)


122


Gambar a


Output, P(MW)

Incre

menta

l heat

rate

(kC

al/kW

h)

Incre

menta

l C

ost

(R

p/kW

h)


Output, P(MW)

Incre

menta

l heat

rate

(kC

al/kW

h)

Incre

menta

l C

ost

(R

p/kW

h)

Gambar b

3.9.3.3 Incremental Cost

Incremental cost adalah biaya yang dibutuhkan oleh suatu unit pembangkit

jika ada kenaikan MW pada pembangkit tersebut. Incremental Cost digunakan

untuk menentukan merit order pembangkit.

Adapun untuk incremental cost dirumuskan sebagai berikut.

3.8.3.4 Bahan Bakar

Nilai kalor bahan bakar merupakan kandungan energi/ kalor yang terdapat

dalam setiap satuan bahan bakar (kcal/volume).

Contoh:

batubara dengan nilai kalor 5.000 kcal/kg, artinya setiap 1 kg batubara

terkandung energi sebesar 5.000 kkalor

Gas dengan nilai kalor 252.000 kcal/mmbtu, artinya setiap 1 mmbtu

gas terkandung energi sebesar 252.000 kkalor


123


Harga bahan bakar: harga netto bahan bakar (sudah termasuk biaya

transport dan penyimpanan) per satuan dimensi (Rp/volume)

Contoh:

• batubara dengan harga 500 Rp/kg, artinya setiap kg

batubara harganya Rp 500

• Gas dengan harga 8$/mmbtu, artinya setiap mmbtu

harganya 8$ atau 8*kurs rupiah yang berlaku saat itu.

Pembangkit yang memiliki incremental cost lebih kecil, belum tentu

memiliki biaya operasi lebih rendah (contoh Rembang pada kasus studi memiliki

incremental cost lebih kecil, namun biaya operasinya lebih tinggi dibandingkan

labuan pada pembebanan yang sama)

Pada saat sistem membutuhkan tambahan pembangkit, sistem akan

memilih start pembangkit yang memiliki biaya operasi lebih kecil, pada saat

sistem membutuhkan tambahan beban dari pembangkit, sistem akan memilih

menaikkan beban pembangkit yang memiliki incremental cost lebih kecil

3.8.3.5 Unit Komitment


124


Kegiatan manusia dibidang transportasi, komunikasi dan tenaga listrik

bersifat periodik. Salah satu faktor yang sangat menentukan dalam membuat

rencana operasi sistem tenaga listrik adalah perkiraan beban pada sistem tenaga

listrik yang bersangkutan. Tidak ada rumus yang pasti untuk ini karena besar

beban ditentukan oleh para pemakai (konsumen) tenaga listrik. Namun karena

umumnya kebutuhan tenaga listrik pemakai bersifat periodik, maka grafik

pemakaian tenaga listrik juga bersifat periodik. Pada siang hari karena adanya

beban-beban industri, maka pemakaian tenaga listrik lebih besar dibandingkan

pada tengah malam menjelang pagi hari. Kenaikan beban juga akan terjadi bila

ada pertandingan olahraga yang spektakuler disiarkan di TV. Sedangkan

pemakaian tenaga listrik pada hari libur akan lebih sedikit dibandingkan pada

hari-hari biasa. Dari permasalahan tersebut diatas maka perlu dibuatkan suatu

penjadwalan operasi unit pembangkit sehingga dengan optimalisasi

meminimalkan pemakaian bahan bakar akan diperoleh penghematan biaya operasi

yang cukup besar.

Contoh 4.

Di ketahui pembangkit dengan 3 unit generator :

Unit 1: Min = 150 MW

Max = 600 MW

H1 = 510.0 + 7.2 P1 + 0.00142 P12 Mbtu/h

Unit 2: Min = 100 MW

Max = 400 MW

H2 =310.0 + 7.85 P2 + 0.00194 P22 Mbtu/h

Unit 3: Min = 50 MW


125


Max = 200 MW

H3 = 78.0 + 7.97 P3 + 0.00482 P32 Mbtu/h

dengan harga bahan bakar :

F1 = 1.1 R/MBtu

F2 = 1.0 R/MBtu

F3 = 1.2 R/MBtu


126

1


3.9 DKIKP (DEKLARASI KONDISI DAN INDEKS KINERJA

PEMBANGKIT)

3.9.1 Keputusan Direksi PT PLN No 357.K/DIR/2007

PERTAMA: Mengesahkan SPLN K7.001:2007 Untuk Standarisasi

Indikator Kinerja Pembangkit sebagaimana terdapat

pada lampiran keputusan ini.

KEDUA : Memberlakukan SPLN K7.001:2007 Untuk Standarisasi

Kinerja Pembangkit sebagaimana dimaksud pada

Diktum PERTAMA Keputusan ini di lingkungan PT

PLN (Persero), Anak Perusahaan PT PLN (Persero) di

bidang Pembangkitan dan Perusahaan-perusahaan

Pembangkit Tenaga Listrik yang mempunyai ikatan

Perjanjian/Kontrak dengan PT PLN (persero) serta

pihak-pihak terkait.

3.9.2 Kegunaan DKIKP

1. Informasi mengenai Indikator Kinerja Pembangkit (IKP) sangat

diperlukan dalam perencanaan sistem (system planning) dan

operasi sistem (system operation) ketenagalistrikan

2. kebutuhan operasi sistem ketenagalistrikan saat ini menghendaki

pemberlakuan pengertian yang sama tentang formulasi Indikator

Kinerja Pembangkit .

3.9.3 Maksud dan tujuan DKIKP :

1. Database pengusahaan pembangkit

2. Keperluan perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit;

3. Keperluan perhitungan kesiapan komersial Pembangkit sesuai

PJBTL;

4. Keperluan Statistik dan Publikasi


2


3.9.4 Deklarasi Kondisi Pembangkit (DKP)

Informasi mengenai kondisi dan kesiapan Pembangkit berdasarkan

Standar Internasional. Bagian dalam pengusahaan operasi sistem tenaga

listrik sebagai dasar dalam pengambilan keputusan perintah dispatch.

3.9.5 Indikator Kinerja Pembangkit (IKP)

1. Angka indikator yang menggambarkan berbagai status pembangkit

(Available, Derating, PO, MO, FO,RS, dll) dalam periode waktu

tertentu.

2. Sejak 2008 PLN memperbaharui cara menghitung IKP agar IKP

PLN compatible dan comparable dengan IKP perusahaan listrik

lain.

3. Disediakan tool untuk menghitung IKP agar akurasi IKP

meningkat dan pada saat yang sama tidak menambah (bahkan

mengurangi) beban kerja

4. Evaluasi, perencanaan, pengoperasian, perlakuan, dan antisipasi

kedepan

3.9.6 Kegunaan IKP :

Jangka pendek:

1. Mengetahui kondisi pembangkit dengan benar dan cepat, sehingga

dapat melakukan tindak lanjut secara efektif

2. Keperluan Operasional

3. Keperluan Perencanaan

4. Benchmark dengan perusahaan pembangkit lain

Jangka panjang :

New Plants

Design

Procurement

Plant Strategies

Load following

Power reductions

Maintenance Strategies

Preventive/predictive

Inspection scheduling


3


Construction Goals/Benchmarking Surveillance

System Strategies

Dispatch

Maintenance

Plant Modifications

Replacement

Reconfiguration

Outage Planning

Critical items

Resource allocation

Deskripsi IKP

PER UNIT PEMBANGKIT UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN

Availability Factor (AF)

Equivalent Availability Factor

(EAF)

Service Factor (SF)

Scheduled Outage Factor (SOF)

Forced Outage Rate (FOR)

Equivalent Forced Outage Rate

(EFOR)


demand (EFORd)

Sudden Outage Frequency (Sdof)

Dan lainnya (Appendix F)

Weighted Availability Factor (WAF)

Weighted Equivalent Availability

Factor (WEAF)

Weighted Service Factor (WSF)

Weighted Scheduled Outage Factor

(WSOF)

Weighted Forced Outage Rate (WFOR)

Weighted Equivalent Forced Outage

Rate (WEFOR)

Weighted Equivalent Forced Outage

Factor demand (WFOFd)

Weighted Sudden Outage Frequency

(Sdof)

Dan lainnya (Appendix F)

3.9.7 Peformance Pembangkit

• AF/EAF – Faktor Kesiapan pembangkit

• FOR/EFOR – Tingkat gangguan/dan derating

• SF – Faktor operasi

• SOF – Faktor Outage terencana


4


• CF – Faktor pemanfaatan energi

• NOF/PF – Faktor pemanfaatan energi terhadap kesiapan

3.9.8 Status Non-Aktif

a. IR - Inactive Reserve, yaitu pekerjaan persiapan operasi unit

pembangkit selama paling lama 7 hari, untuk pembangkit yang

sedang mengalami Reserve Shutdown (RS) sedikitnya 60 hari.

Pernyataan IR harus disampaikan oleh Pembangkit setelah diminta

operasi oleh P3B.

b. Jika waktu pekerjaan persiapan tersebut melebihi 7 hari, maka

statusnya bukan IR tetapi FO3

c. MB – Mothballed, yaitu pekerjaan persiapan operasi unit

pembangkit selama paling lama 30 (tiga puluh) hari untuk

pembangkit yang sedang mengalami FO, MO, atau PO sedikitnya

60 (enam puluh) hari dan diminta oleh P3B untuk operasi.

MB hanya berlaku untuk pembangkit-pembangkit yang oleh pihak

perusahaan (pemilik) nya sedang dipertimbangkan untuk

mengudurkan diri dari sistem karena faktor usia pembangkit sudah

tua dan sering terjadi gangguan mekanis

d. RU-Retired Unit. Yaitu unit tidak siap operasi karena

mengundurkan diri dari system dan tidak berniat untuk kembali

masuk sistem.

3.9.9 Outage

Suatu outage ada kapan saja dimana unit tidak sinkron ke sistem

grid dan bukan dalam status Cadangan Shutdown. Suatu outage mulai

ketika unit baik desynchronized dari grid maupun ketika pindah dari

satu peristiwa unit ke status lain. Outage berakhir ketika unit sinkron

ke grid atau menyatakan ke status lain. Status Unit hanya dapat diubah

jika outage pertama berakhir.


5


a. PO - Planned Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya

pekerjaan pemeliharaan periodik pembangkit seperti inspeksi,

overhaul atau pekerjaan lainnya yang sudah dijadwalkan

sebelumnya dalam rencana tahunan/bulanan pemeliharaan

pembangkit atau sesuai rekomendasi pabrikan.

b. PE - Planned Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang

direncanakan, sebagai perpanjangan Planned Outage (PO) yang

belum selesai pada waktu yang telah ditentukan.

Sebelum PE dimulai, periode dan tanggal operasinya telah

ditetapkan. Semua pekerjaan sepanjang PE adalah bagian dari

lingkup pekerjaan yang asli dan semua perbaikan ditentukan

sebelum outage mulai.

PE hanya bisa dilakukan 1 (satu) kali dan diajukan pada saat PO

berlangsung, serta telah dijadwalkan dalam ROB/ROM/ROH

c. MO - Maintenance Outage: yaitu keluarnya pembangkit untuk

keperluan pengujian, pemeliharaan preventif, pemeliharaan

korektif, perbaikan atau penggantian suku cadang atau pekerjaan

lainnya pada pembangkit yang dianggap perlu dilakukan, yang

tidak dapat ditunda pelaksanaannya hingga jadwal PO berikutnya

dan telah dijadwalkan dalam ROB/ROM berikutnya

d. ME - Maintenance Outage Extension: yaitu pemeliharaan outage

perpanjangan, sebagai perpanjangan MO yang belum selesai dalam

waktu yang telah ditetapkan.Bahwa sebelum ME dimulai, periode

dan tanggal selesainya telah ditetapkan. Semua pekerjaan

sepanjang ME adalah bagian dari lingkup pekerjaan awal dan

semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai dan diusulkan

oleh pembangkit

e. FO - Forced Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya

kondisi emergensi pada pembangkit atau adanya gangguan yang


6


tidak diantisipasi sebelumnya serta yang tidak digolongkan ke

dalam MO atau PO.

FO1 - Unplanned (Forced) Outage — Immediate: adalah outage

yang memerlukan keluarnya pembangkit dengan segera dari

kondisi operasi, RS atau status outage lainnya. Jenis outage ini

diakibatkan oleh kontrol mekanik/electrical/hydraulic unit

pembangkit trip atau ditripkan oleh operator sebagai respon atas

alarm/kondisi unit

FO2 - Unplanned (Forced) Outage — Delayed: adalah outage yang

tidak memerlukan unit pembangkit untuk keluar segera dari sistem

tetapi dapat ditunda paling lama dalam 6 (enam) jam. Outage jenis ini

hanya dapat terjadi pada saat unit dalam keadaan terhubung ke

jaringan serta melalui proses penurunan beban bertahap.

FO3 - Unplanned (Forced) Outage — Postponed: adalah outage yang

dapat ditunda lebih dari enam jam. Outage jenis ini hanya dapat

terjadi pada saat unit dalam keadaan terhubung ke jaringan.

f. RS - Reserve Shutdown: adalah suatu kondisi apabila unit siap

operasi namun tidak disinkronkan ke sistem karena beban yang

rendah. Kondisi ini dikenal juga sebagai economy outage atau

economy shutdown. Jika suatu unit keluar karena adanya

permasalahan peralatan, baik unit diperlukan atau tidak diperlukan

oleh sistem, maka kondisi ini dianggap sebagai sebagai FO, MO, atau

PO, bukan sebagai RS.

g. SF - Startup Failure: yaitu outage yang terjadi ketika suatu unit tidak

mampu sinkron dalam waktu start up yang ditentukan setelah dari

status outage atau RS.

Periode Startup untuk masing-masing unit ditentukan oleh Unit

pembangkit. Hal ini spesifik untuk tiap unit, dan tergantung pada

kondisi unit ketika startup (panas, dingin, standby, dll.)


7


h. SF mulai ketika terjadi problem yang menghambat startup. SF

berakhir ketika unit sinkron atau berubah ke status lain yang

diizinkan.

i. NC – Kondisi Noncurtailing: adalah kondisi yang dapat terjadi kapan

saja dimana peralatan atau komponen utama tidak dioperasikan untuk

keperluan pemeliharaan, pengujian, atau tujuan lain yang tidak

mengakibatkan unit outage atau derating. NC juga dapat terjadi ketika

unit pembangkit sedang beroperasi dengan beban kurang dari

kapasitas penuh yang terkait dengan kebutuhan pengaturan sistem.

Selama periode ini, peralatan dapat dipindahkan dari operasi untuk

pemeliharaan, pengujian, atau lain pertimbangan dan dilaporkan

sebagai suatu NC jika kedua kondisi yang berikut dijumpai:

a) Kemampuan unit tidak berkurang sampai di bawah kebutuhan

sistem,

b) Pekerjaan dapat dihentikan/diselesaikan dan tdk mengurangi

kemampuan DMN serta waktu ramp-up dalam jangkauan normal nya,

jika dan ketika unit telah diperlukan oleh sistem.

Jika kondisi-kondisi ini tidak bisa dipenuhi, laporkan kejadian

tersebut sebagai peristiwa outage atau derating, bukannya suatu NC.

3.9.10 Derating

Derating terjadi apabila daya keluaran (MW) unit kurang dari DMN.

Derating digolongkan menjadi beberapa kategori yang berbeda.

Derating dimulai ketika unit tidak mampu untuk mencapai 98% DMN

dan lebih lama dari 30 menit.

Kapasitas yang tersedia didasarkan pada keluaran unit dan bukan pada

instruksi dispacth. Derating berakhir ketika peralatan yang

menyebabkan derating tersebut kembali normal, terlepas dari apakah

pada saat itu unit diperlukan sistem atau tidak.

Untuk Kebutuhan Operasional, maka perlu dilaporkan:


8


- Derating < 2% DMN dan < 30 menit,

- Derating > 2% DMN dan < 30 menit,

- Derating < 2% DMN dan > 30 menit,

a. PD - Planned Derating: adalah derating yang dijadwalkan dan

durasinya sudah ditentukan sebelumnya dalam rencana tahunan/

bulanan pemeliharaan pembangkit. Derating berkala untuk

pengujian, seperti test klep turbin mingguan, bukan merupakan

PD, tetapi MD.

PDE (DP) – Planned Derating Extension:

- Suatu derating perluasan dari PD,

- Semua pekerjaan sepanjang PDE adalah lingkup pekerjaan PD,

- Semua pekerjaan sepanjang PDE harus dijadwalkan sebelumnya.

b. MD (D4) - Maintenance Derating: adalah derating yang dapat

ditunda melampaui akhir periode operasi mingguan (Kamis, pukul

24:00 WIB) tetapi memerlukan pengurangan kapasitas sebelum

PO berikutnya.

MDE (DM) - Maintenance Derating Extension: adalah suatu

pemeliharaan yang derating perpanjangan dari MD. Semua

pekerjaan sepanjang MDE adalah bagian dari lingkup pekerjaan

MD dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

c. DE - Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD

yg melampaui tanggal penyelesaian yang diperkirakan.

DE hanya digunakan apabila lingkup pekerjaan awal memerlukan

waktu lebih untuk menyelesaikan pekerjaannya dibanding waktu

yang telah dijadwalkan. DE tidak digunakan dalam kejadian

dimana ada keterlambatan atau permasalahan tak diduga diluar

lingkup pekerjaan awal sehingga unit tersebut tidak mampu untuk

mencapai beban penuh setelah akhir tanggal PD yang ditentukan.


9


DE harus mulai pada waktu (bulan/hari/jam/menit) saat PD

direncanakan berakhir.

FD1 (D1) - Unplanned (Forced) Derating — Immediate: adalah

derating yang memerlukan penurunan kapasitas segera (tidak

dapat ditunda).

FD2 (D2) - Unplanned (Forced) Derating — Delayed: adalah

derating yang tidak memerlukan suatu penurunan kapasitas segera

tetapi memerlukan penurunan (dapat ditunda) dalam waktu enam

jam.

FD3 (D3) - Unplanned (Forced) Derating — Postponed: adalah

derating yang dapat ditunda lebih dari enam jam.

3.9.11 Cause Code

Cause Code adalah kode yang mewakili komponen/ peralatan penyebab

suatu kondisi Pembangkit. Menurut sifatnya : OMC dan Non OMC

Untuk kemudahan penggunaan, dibagi menjadi beberapa bagian

berdasarkan jenis unit pembangkit. Setiap bagian berisi semua kode

yang dapat digunakan untuk setiap jenis unit.

Misalnya, bagian untuk unit uap fosil (PLTU) mencakup kode untuk

boiler, turbin uap, generator, keseimbangan pembangkitan,

pengendalian pencemaran peralatan, eksternal, regulasi, keselamatan,

dan lingkungan

Tujuan Penggunaan Cause Code

Mempermudah pengelompokan status/kondisi pembangkit

Evaluasi lebih cepat dan akurat

Perlakuan pembangkit yang tepat dan terarah dalam pengoperasian,

perawatan, perencanaan

Penyediaan suku cadang yang tepat

Efesiensi biaya pengusahaan

Mempermudah pengambilan kebijakan lebih lanjut


10


Indek Kinerja Pembangkit (IKP)

Indek/Indikator yang menunjukkan kinerja operasi pembangkit

dalam periode tertentu

Diperlukan untuk operasi, perencanaan dan evaluasi pembangkit

Mengacu pada GADS DRI – NERC

Manfaat IKP

Perhitungan transaksi listrik

Perencanaan operasi

Target Kinerja

3.9.12 FORMULA IKP PER PEMBANGKIT (BASIS WAKTU)

Formula Indeks Kinerja Pembangkit untuk pembangkit tunggal

(per pembangkit) adalah sebagai berikut:

Availability factor [

AF ]

Equivalent Availability Factor [

EAF ]

Service Factor [ SF ]

Planned Outage Factor [

POF ]

Maintenance Outage Factor [

MOF ]

Reserve Shutdown Factor [


11


RSF ]

Unit Derating Factor [

UDF ]

Scheduled Outage Factor

[ SOF ]

Forced Outage Factor [

FOF ]

Forced Outage Rate [

FOR ]

Forced Outage Rate demand

[FORd]


[EFOR]


demand [ EFORd ] **)

**) Untuk pembangkit pemikul

beban puncak

Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka

untuk perhitungan diberi angka

0,001.

Jika jumlah kejadian FO, start atau

start aktual = 0, maka untuk

perhitungan diberi angka 1.

dimana:

fp = (SH/AH)

f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)

r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah

kejadian FO]

D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start

aktual]


12


T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang

dilakukan, baik berhasil maupun gagal]

Net Capacity Factor [

NCF ]

Net Output factor [ NOF

]

Plant Factor [ PF ]

Sudden Outage Frequency [

Sdof]

3.9.13 FORMULA IKP PEMBANGKIT GABUNGAN (BASIS WAKTU)

Availability factor [

AF ]

Equivalent Availability Factor [

EAF ]

Service Factor [ SF ]

Planned Outage Factor [

POF ]

Maintenance Outage Factor [

MOF ]


13


Reserve Shutdown Factor [

RSF ]

Unit Derating Factor [

UDF ]

Scheduled Outage Factor

[ SOF ]

Forced Outage Factor [

FOF ]

Forced Outage Rate [

FOR ]

Forced Outage Rate demand

[FORd]


[EFOR]


demand [ EFORd ] **)


beban puncak



0,001.



dimana:

fp = (SH/AH)

f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)


kejadian FO]



14


perhitungan diberi angka 1. aktual]



Net Capacity Factor [

NCF ]

Net Output factor [ NOF

]

Plant Factor [ PF ]


Sdof]

3.9.13 UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN (BASIS KAPASITAS)

Weighted (W) Availability factor

[WAF]

Weighted (W) Equivalent

Availability Factor [WEAF]

W Service Factor

[WSF]

W Planned Outage Factor

[WPOF]

W Maintenance Outage Factor

[WMOF]


15


W Reserve Shutdown Factor

[WRSF]

W Unit Derating Factor

[WUDF]

W Scheduled Outage Factor

[WSOF]

W Forced Outage Factor

[WFOF]%100

)(

)(

DMNPH

DMNFOH

W Forced Outage Rate

[WFOR]

W Forced Outage Rate demand

[WFORd]

W Eq. Forced Outage Rate

[WEFOR]

W Eq. Forced Outage Rate demand

-

[WEFORd] **)


beban puncak



0,001.



perhitungan diberi angka 1.

dimana:

fp = (SH/AH)

f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)


kejadian FO]


aktual]




16


W Net Capacity Factor

[WNCF]

W Net Output factor

[WNOF]

W Plant Factor

[WPF]


WSdof]

3.9.14 FORMULA TANPA OMC

Formula ini dimaksudkan untuk menghitung Indeks Kinerja Pembangkit

tanpa memasukkan peristiwa-peristiwa outage dan/atau derating yang

penyebabnya diluar tanggungjawab management perusahaan pembangkit

tersebut (Outside Management plant control – OMC)

Formula yang digunakan sama persis dengan Formula-formula yang

terdatpat pada sub bahasan 4.2.1, 4.2.2., dan 4.2.3., dengan maksud dan

tujuannya sama.


17


Untuk menandai bahwa formula tersebut dipakai tanpa peristiwa OMC,

maka ditambahkan karakter “X” di awal formula. Jadi XAF artinya AF

tanpa peristiwa OMC, XWAF artinya WAF tanpa peristiwa OMC, dan

seterusnya.

4 (empat) metoda Formula Baku Indeks Kinerja Pembangkit tersebut

dipakai dan diinformasikan secara bersama-sama dalam aplikasi berbasis

web GAIS (Generation Availability Information System), dengan

maksud agar semua pihak yang berkepentingan bisa mendapatkan


18


informasi data kinerja dan statistik peristiwa pembangkit pada Sistem

Jawa Bali secara cepat, tepat, dan dapat dipertanggung jawabkan.

CATATAN PERHITUNGAN FORd DAN EFORd

Perhitungan FORd dan EFORd dapat dipakai jika SH, FOH, atau RSH

memenuhi kriteria berikut ini:

3.9.15 LANGKAH-LANGKAH PERHITUNGAN IKP

Untuk menghitung Indeks Kinerja Pembangkit diperlukan data seperti berikut

Parameter Contoh Keterangan

Nama Pembangkit PLTU Suralaya #2 Identitas pembangkit

DMN (MW) Kontrak tahunan

Kondisi/Status FD1 PO, MO, FO1, FD, dst

Outage/Derating (MW) Penurunan kapasitas thd DMN


19


Awal 4/4/2008 3:49 Tanggal & Jam mulai

Akhir 4/4/2008 18:40 Tanggal & Jam akhir

Durasi (jam) 14,85 Periode selama outage/derating

Durasi Eqivalent (jam) Penyederhanaan perhitungan

(time base)

ENS (MWh) 2.064

Energi yg tdk bisa

dimanfaatkan karena outage /

derating (utk perhitungan

capacity base)

Produksi Energi (MWh) 4.452Produksi yg dihasilkan selama

sinkron

Cause Code 0310 Kode penyebab

Komponen Penyebab Pulverizer mills Komponen Penyebab L3

OMC/Non OMC NON OMC Batas tangung jawab persh

Keterangan Mil 2D trip penjelas

Langkah-langkah yang harus dilakukan untuk menghitung IKP adalah:

• Buat tabel data operasi pembangkit lengkap selama periode tinjauan

seperti table diatas

• Pilih data pembangkit/entitas yang akan dihitung IKP nya


20


• Filter data berdasarkan: tanggal selesai, tanggal mulai, Status

outage/derating, dan nama pembangkit

• Keluarkan (buat 0) status NC

• Pastikan tidak ada data yang overlaping

• Hitung durasi/energi eqivalentnya

• Hitung IKP

• Output IKP

3.10 PENGATURAN TEGANGAN DAN SWITCHING

3.10.1 Tujuan

a. Tegangan merupakan salah satu kualitas sistem tenaga listrik.


21


b. Ekskursi tegangan dapat mempengaruhi unjuk kerja peralatan listrik

atau bahkan dapat merusak peralatan tersebut.

c. Ekskursi tegangan dalam waktu yang lama dapat memperbesar

kemungkinan terjadinya voltage collapse.

3.10.2 Tegangan Normal Sistem

Di dalam Aturan Jaringan (Grid Code) sistem interkoneksi Jawa-

Bali tercantum salah satunya tentang batasan tegangan normal

sistem. Tegangan normal atau tegangan nominal harus

dipertahankan dalam batasan sebagai berikut:

Tegangan Nominal Kondisi Normal

500 Kv +5%, -5%

150 Kv +5%, -10%

70 kV +5%, -10%

20 Kv +5%, -10%

Tabel Tegangan Normal Sistem

3.10.3 Daya Reaktif

Daya reaktif dibangkitkan oleh

generator,

kapasitor,

saluran transmisi (berbeban rendah),

beban.

Daya reaktif dikonsumsi oleh

Beban,

saluran transmisi (berbeban tinggi),

Transformator tenaga.


22


Korelasi Tegangan Dan Daya Reaktif

Gambar Korelasi Tegangan dan Daya Reaktif

Secara keseluruhan sistem, ada beberapa hal yang dapat dilakukan dalam

pengaturan tegangan, yaitu :

3.10.4 Pengaturan Tap Changer Transformator

Pengaturan tap changer transformator dapat dilakukan kapan pun saat diperlukan

tapi harus dengan memperhatikan sisi sekunder transformator. Setiap perubahan

tegangan pada sisi sekunder transformator, maka akan mempengaruhi kualitas

tegangan di sub sistem 150 kV. Ini sering terjadi karena jarak antar GI 150 kV

yang berjauhan, terutama di wilayah RJTD dan RJTB.

Gambar Pengaturan Tap Transformator


23


3.10.5 Pengaturan Kompensator : Reaktor dan Kapasitor

Reaktor Shunt

Pemasangan reaktor shunt bertujuan untuk mengkompensir pengaruh

kapasitansi penghantar, khususnya untuk membatasi kenaikan tegangan pada

ujung transmisi atau pada beban rendah dan pada saat switching.

Gambar Pemasangan Reaktor Shunt

Kapasitor Shunt

Pemasangan kapasitor shunt bertujuan untuk memasok daya reaktif dan

memperbaiki tegangan lokal. Pada sisi distribusi digunakan untuk koreksi power

factor dan perbaikan tegangan penyulang. Dan pada sisi transmisi digunakan

untuk kompensasi rugi-rugi transmisi dan untuk perbaikan tegangan .

Gambar Pemasangan Kapasitor Shunt


24


Static VAr Compensator (SVC)

SVC terdiri dari kapasitor atau reaktor yang di-switch secara elektronik.

Kompensator Serempak

Berupa motor serempak yang berputar tanpa beban mekanis. Kompensator

serempak dapat menghasilkan atau menyerap daya reaktif tergantung pada nilai

eksitasi dan memberikan fleksibilitas operasi.

3.10.6 Pengaturan Daya Reaktif Generator

Pengaturan daya reaktif unit pembangkit adalah dengan

menerapkan pola menyerap atau menghasilkan daya reaktif, yaitu

dengan pengaturan pola eksitasi pembangkit. Daya reaktif tidak mengalir

jauh sehingga harus dipasok didaerah setempat (lokal). Daya reaktif juga

harus memenuhi hukum kirchoff yaitu daya reaktif total ke satu rel

(simpul) harus sama dengan nol.

Tiga hal yang membatasi kemampuan daya reaktif generator serempak :

• batas arus jangkar,

• batas arus medan,

• batas daerah pemanasan generator.

Reactive Capability Curve


25


Gambar kurva kapabilitas reaktif

3.10.7 Eksitasi Generator

Fungsi :

• Pada dasarnya adalah menyediakan arus searah untuk belitan medan

dari mesin serempak, di samping melaksanakan fungsi kontrol dan

proteksi.

• Fungsi kontrol mengatur tegangan, mengatur daya reaktif dan

meningkatkan stabilitas sistem.

• Fungsi proteksi menjamin batas kapabilitas dari mesin sinkron, sistem

eksitasi dan peralatan lainnya tidak terlampaui.

Jenis :

•Sistem eksitasi arus searah,

•Sistem eksitasi arus bolak-balik.

•Sistem eksitasi statik.


26


Elemen Ekstitasi

Gambar Elemen Eksitasi

Pada sistem eksitasi, terdapat elemen elemen, antara lain.

1. Exciter berfungi untuk memasok arus searah ke belitan medan

generator sinkron.

2. Regulator berfungsi mengolah dan menguatkan sinyal kontrol input agar

sesuai dengan level dan bentuk yang sesuai untuk pengaturan exciter

(termasuk regulasi dan stabilisasi sistem eksitasi)

3. Terminal voltage transducer and load compensator berfungsi untuk

mengukur tegangan terminal generator dan mengubahnya ke besaran arus

searah dan membandingkan besaran tersebut dengan suatu referensi yang

mewakili tegangan generator yang diinginkan.

4. Power system stabilizer berfungsi untuk memberikan tambahan sinyal input

ke regulator untuk meredam osilasi sistem tenaga. Sinyal input diambil dari

deviasi kecepatan rotor, daya akselerasi, dan deviasi frekuensi.

5. Limiter and protective circuit mencakup sejumlah fungsi kontrol dan

proteksi yang menjamin bahwa batas kemampuan dari exciter dan generator

serempak tidak telampaui. Beberapa yang umum digunakan antara lain field

current limiter, max exciter limiter, terminal voltage limiter, volt-per-hertz

regulator and protection, dan underexcitation limiter.


27


Sistem Eksitasi Arus searah

Gambar Eksitasi Arus Searah

Sistem Eksitasi Arus Bolak balik

Gambar Eksitasi Arus Bolak Balik

Selain itu, pengaturan tegangan dapat dilakukan juga dengan melepas

penghantar jika tegangan sistem tinggi karena SIL (Surge Impedance Loading).

Pada beban di bawah beban natural (impedansi surja) saluran udara menghasilkan

daya reaktif dan pada beban di atas beban natural akan menyerap daya reaktif.

Sedangkan untuk saluran kabel karena memiliki kapasitansi yang tinggi maka

mempunyai beban natural yang tinggi sehingga selalu dibebani di bawah beban

naturalnya, dengan demikian akan selalu menghasilkan daya reaktif pada berbagai

kondisi operasi.

Pengaturan/Rekonfigurasi Jaringan

Pengaturan atau rekonfigurasi jaringan adalah melakukan konfigurasi sistem

transmisi dengan single sirkit atau double sirkit. Hal yang sering dilakukan pada

operasi sistem adalah melepas penghantar yang semula beroperasi dengan 2 sirkit

menjadi single sirkit. Hal ini dilakukannya dengan tujuan menurunkan tegangan


28


pada saat beban penghantar rendah ketika pengaturan tegangan lainnya sudah

optimal.

Pengaturan Tap Stagerring

Tap staggering pada transformator adalah transformator yang dipasang

pararel dan dioperasikan pada ratio yang berbeda untuk menyerap daya reaktif.

Hal ini dilakukan pada saat beban disistem rendah (daya reaktif berlebih).

Berfungsi untuk menurunkan tegangan yang tinggi di sistem. Pengaturan tap

staggering seperti pada Gambar dibawah.

Gambar Pengaturan tap staggering pada transformator

3.11 PENGATURAN FREKUENSI DAN STRATEGI OPERASI


29


3.11.1 PENGATURAN FREKUENSI

Frekuensi Sistem Tenaga merupakan salah satu indikator mutu dan

reliabilitas tenaga listrik. Frekuensi adalah salah satu mutu sistem tenaga (sesuai

dengan Aturan Jaringan/Grid Code). Daya aktif (MW) berhubungan erat dengan

frekuensi (Hz). Jika daya aktif yang dibangkitkan sama dengan kebutuhan

konsumen maka frekuensi sama dengan 50 Hz.

A. Kesetimbangan Beban dan Pembangkit

Frekuensi sistem + 50 HZ

Menunjukkan keseimbangan pada saat daya nyata pembangkitan sama

dengan daya nyata konsumsi beban

Frekuensi sistem > 50 HZ

pada saat daya nyata pembangkitan lebih besar dari daya nyata konsumsi

beban, untuk mengembalikan ke 50 Hz, daya nyata pembangkitan

dikurangi

Frekuensi sistem < 50 HZ

pada saat daya nyata pembangkitan lebih kecil dari daya nyata konsumsi

beban, untuk mengembalikan ke 50 Hz, daya nyata pembangkitan

ditambah

B. Manfaat Pengaturan Frekuensi

Bagi Konsumen

Peralatan di design dan dioptimasi pada frekuensi nominal

Mempengaruhi efisiensi peralatan (motor dan peralatan bergerak

lainnya)

Mempengaruhi kualitas produk yang dihasilkan

Bagi Pembangkitan

Mempengaruhi kestabilan kecepatan motor-motor peralatan auxiliary

yg penting untuk performance pembangkitan

Mempengaruhi stabilitas unit pembangkit


30


Bagi Network / Jaringan

Peralatan dioptimasi pada 50 Hz; khususnya peralatan dengan belitan

magnetik/kapasitor

Mempengaruhi aliran daya dan tegangan

Mempengaruhi stabilitas sistem tenaga listrik

C. Prinsip Dasar Pengaturan Frekuensi

Prinsip dasarnya adalah menyetimbangkan daya nyata (Watt) keluaran

pembangkit dengan daya nyata yang dikonsumsi pemanfaat tenaga listrik (beban).

Dengan cara :

Menambah atau mengurangi daya nyata keluaran daya pembangkit

sesuai perubahan konsumsi beban = load follower

Mengoperasikan unit pembangkit dengan mode primary control

(governor unit pembangkit)

Mengoperasikan unit pembangkit dengan mode secondary control

(Program LFC : Load Frequency Control atau AGC : Automatic

Generation Control).

D. Pelaksanaan Pengaturan Frekuensi

Kondisi Normal

a. Tindakan Dispatcher :

Menaikkan dan menurunkan MW keluaran pembangkit,

Perintah lisan dari pusat pengatur beban (JCC)

Mengikuti rencana pembebanan pembangkit,

Bila frekuensi diluar rentang (50 ± 0,2 Hz)

b. Otomatis

Pengaturan primer (Governor Free) adanya di pembangkit.

Pengaturan sekunder (LFC dan AGC) adanya di sistem

Kondisi Gangguan

a. Tindakan Dispatcher :


31


Menaik/menurunkan pembangkit dengan ramp rate yg cepat tanpa

memperhatikan merit order

Melakukan pengurangan MW pembangkitan atau pengurangan

beban system melalui Brown Out dan Load Curtailment

Melakukan Manual Load Shedding

b. Otomatis

Automatic Load Shedding oleh Under Frequency Relay (UFR)

atau oleh aplikasi melalui SCADA.

Host Load pembangkit

E. Pengaturan Primer dan Sekunder

Pengaturan primer dalam system tenaga listrik adalah governor free.

Prinsip Kerja Governor yaitu pengaturan frekuensi sistem, harus dilakukan

dengan melakukan pengaturan penyediaan daya aktif dalam sistem.

LFC (Load Frequency Control) bekerja full automatic yang diatur oleh

komputer di master station kemudian setelah sampai di unit pembangkit diatur

oleh sebuah peralatan yang disebut Load Coordinator yang langsung

berhubunagan dengan peralatan control unit pembangkit. Antara komputer di

master station dan Load Coordinator saling mengontrol bila terjadi alarm di salah

satu sisi maka menyebabkan LFC off dan bila ini terjadi, maka unit pembangkit

menerima data terakhir yang dikirim dari master / RTU. Bila terjadi gangguan

LFC (LFC Off) maka tidak ada pengaturan yang otomatis dari master station dan

pengaturan diambil alih oleh operator unit pembangkit secara manual. Pada

kondisi LFC normal untuk pembebanan unit operator harus menyesuaikan

perintah dari master.


32


3.11.2 STRATEGI OPERASI

Tujuan operasi sistem, yaitu :

Ruang lingkup operasi sistem meliputi :

Rencana Operasi Tahunan

Rencana Operasi Bulanan

Rencana Operasi Mingguan

Rencana Operasi Harian

Pengendalian Operasi Real Time

A. Strategi Tujuan Ekonomi

Pengoperasian sistem tenaga listrik secara efisien tanpa melanggar batasan

keamanan dan mutu

Efisien dalam pengertian biaya operasi yang rendah, dan dititikberatkan

pada biaya sistem pembangkitan, dalam hal ini adalah biaya bahan bakar

Untuk memperoleh biaya bahan bakar yang efisien maka diawali dengan

proses penyusunan strategi pembuatan ROT

a.Strategi Tujuan Keandalan


EKONOM

IMUTU

KEANDALAN

(SEKURITI)

Optimasi biaya pengoperasian tenaga listrik tanpa melanggar batasan keamanan & mutu.

Kemampuan Sistem untuk menghadapi kejadian yang tidak direncanakan, tanpa terjadi pemadaman.Tolok ukurnya kontinyuitas penyaluran daya

Kemampuan sistem untuk menjaga agar semua batasan operasi terpenuhi.Tolok ukur Teg & Frek.

33


Kemampuan Sistem untuk menghadapi kejadian yang tidak direncanakan, tanpa

mengakibatkan pemadaman.

b. Strategi Tujuan Mutu

Kemampuan sistem untuk menjaga agar semua batasan operasi terpenuhi.

Meliputi :

Frekuensi dalam batas operasi normal (50 ± 0,2 Hz),penyimpangan dalam

waktu singkat (50 ± 0,5 Hz),selama kondisi gangguan,boleh berada pada

47.5 Hz dan 52.0 Hz

Tegangan di Gardu Induk berada dalam batas yang ditetapkan dalam

Aturan Penyambungan.

Tingkat pembebanan jaringan transmisi dipertahankan dalam batas yang

ditetapkan.

Tingkat pembebanan arus di semua peralatan jaringan transmisi dan gardu

induk (transformator dan switchgear) dalam batas rating normal.

Konfigurasi Sistem sedemikian rupa sehingga semua PMT di jaringan transmisi

mampu memutus arus gangguan yang mungkin terjadi dan mengisolir peralatan

yang terganggu

B. Siklus Operasi Sistem Tenaga Listrik

Perencanaan Jangka Panjang


NORMAL

SIAGA/ALERT

DARURAT

PEMULIHAN(RESTORATIV)

34


Perencanaan jangka panjang meliputi RUKN, RUPTL, RKAP dan rencana jangka

panjang serta kebijakan pemerintah.

Pada dasarnya perencanaan jangka panjang merupakan perencanaan sistem tenaga

listrik yang bertugas untuk merencanakan infrastruktur, perencanaan energi,

kebijakan energi dan strategi jangka panjang.

Perencanaan Jangka Pendek

Perencanaan jangka pendek masuk dalam perencanaan operasi yaitu mulai dari

tahunan sampai dengan perencanaan harian. Fungsi dari perencanaan operasi

adalah merencanakan operasi sistem meliputi rencana pembangkitan dan rencana

penyaluran agar pada saat operasi real time, pengendali operasi dapat

mengendalikan sistem tenaga listrik dengan baik ditandai dengan tercapainya

tujuan operasi sistem tenaga listrik yang aman, ekonomis dan andal.

Operasi Real Time

Operasi real time bertugas untuk mengoperasikan sistem tenaga listrik untuk

mencapai tujuan operasi STL. Hasil operasi dituangkan dalam laporan operasi

(logsheet).

Isi laporan operasi meliputi : realisasi daya/energi, pemakaian bahan bakar,

tegangan, aliran daya, pelaksanaan manual load shedding dan lain-lain.

C. Evaluasi Operasi

Evaluasi operasi berfungsi untuk mengevaluasi pelaksanaan operasi, mempelajari

kendala kendala yang ada yang selanjutnya output dari evaluasi operasi digunakan

sebagai dasar dalam merencanakan sistem tenaga listrik dan perencanaan operasi

sistem.

D. Pola Operasi Subsistem

1. Operasi Splitting


35


Operasi Splitting adalah pemisahan suatu subsistem kedalam subsistem yang lebih

kecil. Tujuannya untuk pengaturan aliran daya atau untuk pembatasan level

hubung singkat. Syarat syarat yang harus dipenuhi dalam proses splitting adalah

aliran daya pada segmen yang displitt harus sekecil mungkin sehingga pada saat

sistem sudah terpisah, tidak akan terjadi over load pada subsistem.

Gambar 5.3 Splitting 1 sistem menjadi 2 subsistem

2. Operasi Looping

Adalah operasi penggabungan dua subsistem kedalam satu subsistem yang lebih

besar. Contoh operasi looping adalah pada saat akan memindahkan beban (Gardu

Induk) ke subsistem lain. Syarat yang harus dipenuhi pada saat penggabungan

subsistem adalah tegangan dan sudut daya pada titik yang akan di-loop harus

sama atau mendekati.


Subsistem awal

Subsistem setelah split

PMT keluar

36


Gambar 5.4 Looping 2 subsistem menjadi 1 sistem

E. Rekonfigurasi Subsistem

Rekonfigurasi Subsistem ditujukan untuk:

i. Pengaturan level hubung singkat

Level hubung singkat suatu subsistem dipengaruhi oleh sumber pembangkit dan

besarnya impedansi. Apabila level hubung singkat telah melebihi kapasitas

peralatan yang terpasang, maka upaya yang paling mudah dilakukan tanpa harus

mengganti peralatan adalah dengan merekonfigurasi subsistem, misalnya dengan

memisahkan IBT yang dioperasikan parallel sehingga menjadi subsistem yang

radial.

ii. Pengaturan aliran daya

Pengaturan aliran daya dilakukan untuk menghindarkan peralatan dari arus/beban

lebih. Pengaturan aliran daya sering dilaksanakan pada saat pelaksanaan pekerjaan

penyaluran ataupun pekerjaan pemangkitan.

F. Neraca Daya Balance

Untuk mempertahankan keandalan sistem dan kualias frekuensi, maka

kemampuan pembangkit minimum yang masuk dalam sistem adalah sebesar

beban ditambah dengan cadangan putar. Cadangan putar adalah besarnya


Subsistem awal

Subsistem setelah loop

PMT masuk

37


kapasitas pembangkit yang sudah masuk kedalam sistem dan tidak dibebani yang

setiap saat bisa melayani kenaikan beban.

Kebijakan besaran cadangan putar tidak ada besaran yang baku karena sangat

tergantung seberapa tinggi tingkat keandalan yang diharapkan. Sistem Jawa bali

menetapkan besarnya cadangan putar sebesar unit yang masuk kedalam Grid.

Karena unit terbesar saat ini adalah PLTU Tanjung Jati 660 MW, maka besarnya

cadangan operasi ditetapkan sebesar 660 MW tersebut.

Kebijakan besaran cadangan putar tersebut berlaku real time, artinya meskipun

dalam mengalami kondisi defisit, maka sistem harus tetap disediakan cadangan

putar. Strategi yang diterapkan untuk menyediakan cadangan putar adalah dengan

pelepasan beban sedemikian hingga sistem masih beroperasi dengan cadangan

putar sebesar unit.

G. Pola Operasi Sistem Tenaga Listrik Pada Hari Libur

Siklus operasi tenaga listrik mengikuti ritme kehidupan manusia pada umumnya.

Rutinitas dan perilaku manusia pada umumnya akan selalu terjadi pengulangan

sehingga akan berpengaruh langsung terhadap konsumsi tenaga listrik. Tetapi

rutinitas tersebut bisa terpengaruhi oleh suatu event atau kejadian yang

menyebabkan rutinitas berubah.

Karena Sistem tenaga listrik juga mengikuti ritme kehidupan, maka apabila terjadi

suatu event atau kejadian yang menyebabkan rutinitas manusia berubah pasti akan

menyebabkan konsumsi tenaga listrik juga berubah.

H. Skema Pengamanan Sistem

Untuk menjaga agar operasi sistem tidak mengalami gangguan total, maka

dilakukan tindakan pencegahan dengan menyusun skema pengamanan sistem

antara lain :

Brown Out

Load Curtailment

Manual Load Shedding

Load Shedding UFR


38


Island Operation

Over load Shedding Penghantar

Over load Shedding IBT

Contoh skema urutan pengamanan sistem seperti pada gambar tongkat frekuensi

pada gambar 5.5 dimana skema pengamanan sistem Jawa Bali dibagi dalam 7

tahap

Gambar 5.5 Tongkat Frekuensi Sistem Jawa Bali

1. Brown Out

Adalah penurunanan kualitas tegangan sistem pada rentang normal operasi dalam

rangka menurunkan. Brown Out dapat dilaksakan apabila tidak terjadi ekskursi

tegangan disistem.

Brown Out dilaksanakan pada:

- Saat fekuensi sistem dibawah nominal karena sistem kekurangan daya

(defisit).

- Saat beban sebuah instalasi (trafo, penghantar radial) telah mencapai

nilai nominalnya dan diperkirakan beban masih akan naik.

2. Load Curtailment


39


Permintaan Distribusi ke pelanggannya untuk secara sukarela mengurangi

pemakaian beban pada sistem kondisi defisit.

3. Manual Load Shedding

Pelaksanaan pelepasan beban secara manual dalam rangka mengatasi kondisi

defisit sistem, sudah ditetapkan lokasinya secara kesepakatan bersama antara

pusat pengatur beban dengan distribusi dan lokasinya bisa di penyulang atau trafo.

Manual load shedding dilakukan untuk:

- Mengurangi beban sistem karena sistem dalam kondisi defisit.

- Mengurangi beban subsistem karena sistem penyaluran dikhawatirkan

overload.

4. Load Shedding UFR

Load Shedding dilaksanakan apabila terjadi penurunan frekuensi dan menyentuh

setting rele yang disebabkan hilangnya pasokan daya system, pelepasan beban

dilakukan seketika dan secara otomatis dengan menggunakan relai UFR.

Untuk pengamanan sistem, skema pelepasan beban dapat dilaksakan dalam:

a. Pelepasan beban secara bertahap dengan UFR

Rele ini bekerja apabila terjadi penurunan frekuensi sampai batas setting

rele. Untuk menghindarkan pelepasan beban terlalu besar, strategi yang

adalah pelepasan beban dilakukan secara bertahap.

b. Pelepasan beban dengan rele df/dt.

Rele ini bekerja apabila terjadi penurunan frekuensi secara tiba-tiba

dengan kecuraman yang tinggi sehingga slope-nya telah mencapai

setting rele yang ditetapkan.

5. Island Operation

Islanding Operation adalah pola pengamanan sistem dengan memisahkan unit

pembangkit dari sistem tenaga listrik secara otomatis dengan hanya memikul

beban di sekitarnya terbatas sesuai kemampuan unit pembangkitnya apabila

sistem mengalami gangguan. Pelaksanaannya dengan membuka beberapa PMT di


40


gardu induk tertentu secara otomatis menggunakan UFR, sehingga terbentuk suatu

sistem yang terisolasi dari sistem interkoneksi.

Tujuan Island Operasi adalah untuk menghindarkan sistem mengalami blackout

atau padam total. Karena apabila sistem bertahan dalam beberapa subsistem

(island kecil), maka untuk penormalan akan lebih cepat dan lebih mudah.

Jika Island berhasil maka :

a) beberapa daerah tertentu masih mendapat pasokan daya listrik dan

b) proses pemulihan diharapkan dapat berjalan lebih lancar

Strategi yang diterapkan adalah, apabila sistem mengalami gangguan besar dan

pelepasan beban yang dilakukan oleh rele UFR maupun rele df/dt sudah tidak

sebanding dengan pembangkit yang keluar.

6. Hostload

Hostload adalah strategi pengamanan sistem yang terakhir yaitu mempertahankan

generator untuk tetap operasi dengan beban dirinya sendiri yaitu untuk peralatan

bantu. Apabila strategi hostload berhasil, diharapkan pemulihan sistem menjadi

lebih cepat karena tidak perlu start generator. Selain itu, dengan beroperasi

hostload maka pemakaian sendiri tidak akan terganggu.

7. Pelepasan Beban

Pola pengamanan sistem berupa pelepasan beban Manual Load Shedding, Load

Curtailment, Load Shedding UFR, Island Operation maupun OLS digunakan

untuk menjaga sekuriti sistem maupun mencegah terjadinya pemadaman yang

meluas atau bahkan pemadaman total, sehingga biaya kerugian dapat diperkecil

baik itu disisi PLN maupun disisi konsumen. Alokasi load shedding dibuat

tersebar merata secara proporsional di wilayah SJB. Oleh karena itu peran serta

konsumen sangat dibutuhkan untuk memaklumi terjadinya pemadaman beban

akibat bekerjanya pola pengaman tersebut demi kontinunitas pasokan listrik se

Jawa Bali yang lebih baik.


41


3.12 ANALISIS SISTEM TENAGA

3.12.1 Sistem Tenaga Listrik

Sistem tenaga listrik (Electric Power System) meliputi 3 komponen, yaitu :


42


1. Sistem Pembangkitan Tenaga Listrik

Pembangkitan, yaitu produksi tenaga listrik, dilakukan dalam pusat

tenaga listrik atau sentral, dengan menggunakan penggerak mula dan

generator.

2. Sistem Transmisi Tenaga Listrik

Transmisi, atau penyaluran adalah memindahkan tenaga listrik dari

pusat tenaga listrik dengan nilai tegangan transmisi ke Gardu Induk,

yang terletak berdekatan dengan pusat pemakaian berupa kota atau

industri besar. Saluran transmisi merupakan mata rantai penghubung

antara stasiun pembangkit dan sistem distribusi dan menghubungkan

dengan sistem-sistem daya lain melalui interkoneksi.

3. Sistem Distribusi Tenaga Listrik

Suatu sistem distribusi menghubungkan semua beban pada daerah

tertentu kepada saluran transmisi. Dari Gardu Induk tenaga listrik

didistribusikan ke Gardu Distribusi dan ke pemakai atau konsumen.

Pada analisa system tenaga ini meliputi beberapa hal berikut :

• Analisa Aliran Daya (Load Flow)

• Analisa Hubung Singkat

• Analisa Stabilitas Transien

• Analisa Stabilitas Dinamis

• Analisa Stabilitas Tegangan


43


• Analisa Harmonisa , dll.

Namun dalam hal ini hanya difokuskan ke dua pokok bahasan yaitu analisa aliran

daya dan analisa hubung singkat.

3.12.2. Analisa Aliran Daya

3.12.2.1 Manfaat Aliran Daya

Dalam menentukan operasi terbaik pada sistem-sistem tenaga listrik

dan dalam merencanakan perluasan sistem-sistem tenaga listrik, analisa

mengenai studi aliran beban memegang peranan penting.

Beberapa tujuan dari studi aliran beban ini adalah :

1. Untuk mengetahui komponen jaringan sistem tenaga listrik pada

umumnya.

2. Mengetahui besarnya tegangan pada setiap bus (rel) dari suatu sistem

tenaga listrik.

3. Menghitung aliran-aliran daya, baik daya nyata maupun daya reaktif

yang mengalir dalam setiap saluran, dan memeriksa apakah semua

peralatan yang ada dalam sistem cukup besar untuk menyalurkan daya

yang diinginkan.

4. Efek penataan kembali rangkaian-rangkaian dan penggabungan sirkit-

sirkit baru pada pembebanan sistem.

5. Kondisi-kondisi berjalan dan distribusi beban sistem yang optimum.

6. Kerugian-kerugian sistem yang optimum.

7. Rating tranformator dan tap range tranformator yang optimum.

8. Perbaikan dan pergantian ukuran konduktor dan tegangan sistem.

3.12.2.2 Metoda Perhitungan Aliran Daya

• Metode iterasi Gauss dengan menggunakan matrik admitansi bus atau

matrik impedansi bus.

• Metode iterasi Gauss – Seidel yang merupakan pengembangan dari

metode iterasi Gauss.

• Metode Newton – Raphson dengan menggunakan matrik admitansi bus.


44


• Metode Fast Decoupled yang merupakan penyederhanaan dari metode

Newton Raphson.

3.12.2.3 Prosedur Analisa Aliran Daya

Konversi data menjadi per unit (p.u)

Pemasukan data parameter jaringan.

Pemasukan data off-line serta topologi jaringan

Penentuan Skenario

Eksekusi Program

Analisis Hasil

Contoh :

Suatu sistem tenaga listrik dipasok dari Trafo 150/20 kV di Gardu induk,

dengan kapasitas 60 MVA mempunyai jaringan 20 kV dengan impedansi 10

Ohm , akan dicari nilai per unitnya.

Dipilih MVAdasar = 100 MVA

KVdasar = 150 kV di bus 150 kV, base di Bus 20 kV = 19/154 X

150 kV = 18,51 kV

I dasar = 100. 1000 /3.150 Amp = 384 Amp

Zdasar di Bus 20 kV = (18,51)2/100 = 3,4225 Ohm.

Sehingga diperoleh : ZL = 10 Ohm / 3,4225 Ohm = 2,922 pu.

3.12.2.4 Analisa Hubung Singkat

Analisa yang mempelajari kontribusi arus dari tiap cabang dan tegangan di

setiap busbar, saat terjadi gangguan hubung singkat. Yang diperhatikan :

- Arus yang mengalir di titik gangguan


60 MVA

150

kV

20

kV

ZL = 10

Ohm

Tap

trafo

154/19

kV

45


- Arus yang mengalir di setiap cabang

- Tegangan busbar di sekitar titik gangguan

Adapun tujuan dari analisa hubung singkat ini yakni menentukan level hubung

singkat tiap busbar (kapasitas CB) serta seting proteksi

Pada gambar dibawah terlihat proses terjadinya suatu gangguan. Sebutlah

sebuah pohon besar tumbang dan menimpa salah satu kawat penghantar, akhirnya

kawat tersebut putus. Pada saat kawat tersebut putus, kawat tersebut membelit

kedua kawat phasa lainnya, dan ketiganya menyentuh tanah. Sehingga pada titik

gangguan terjadi tegangan 0 (Nol). Hal ini sesuai dengan hukum Kirchoff, bahwa

tegangan tanah diasumsikan nol terhadap tegangan phasa. Pada saat tersebut,

terjadi beda tegangan yang sangat besar antara titik gangguan dengan GI/ Busbar

terdekat, sehingga mengalirlah arus hubung singkat/ gangguan yang besar, baik

dari sumber pasokan (incoming), maupun dari penghantar di sekitarnya. Sebutlah

di dekat titik gangguan terdapat transformator. Karena gangguan tersebut pada

transformator mengalir arus yang sangat besar, karena seolah-olah terdapat beban

yang sangat besar dekat transformator tersebut. Dengan mengalirnya arus yang

sangat besar tersebut, yang jauh melebihi kemampuan hantar arus kumparan/

belitannya, terjadilah pemanasan berlebih pada belitan tersebut, isolasi rusak,

yang pada akhirnya dapat membuat transformator tersebut rusak, meledak dan

terbakar. Secara statistik, hal lini sudah beberapa kali terjadi pada jaringan di

PLN.


BA

46


a. sebelum terjadi gangguan (normal)

b. setelah terjadi gangguan

3.12.2.5 Jenis Hubung singkat

• Hubung singkat 1 phasa ke tanah

• Hubung singkat 2 phasa

• Hubung singkat 2 phasa ke tanah

• Hubung singkat 3 phasa

3.13 SISTEM SCADA & TELEKOMUNIKASI

Dalam sistem penyaluran energi listrik ke konsumen haruslah memperhatikan

3 (tiga) faktor penting yang merupakan tujuan, antara lain :

Ekonomi


B A

47


Optimasi pengoperasian tenaga listrik tanpa melanggar batasan keamanan

dan mutu

Sekuriti

Kemampuan Sistem untuk menghadapi kejadian yang tidak direncanakan,

tanpa mengakibatkan pemadaman

Mutu

Kemampuan sistem untuk menjaga agar semua batasan operasi terpenuhi

Jaringan listrik interkoneksi difungsikan sebagai pusat jaringan listrik yang

membentang sepanjang pulau Jawa dan Bali. Dengan adanya sistem ini,

maka didirikan suatu pusat pengatur beban yang berfungsi agar daya listrik

yang disampaikan kepada konsumen dapat dilakukan secara ekonomis.

3.13.1 PENGERTIAN SCADA

Scada merupakan peralatan pengawasan untuk melakukan pengamatan dan

sarana untuk mengendalikan / merubah keadaan suatu peralatan dari jarak

jauh dengan sistem pengambilan data yang dipantau untuk dikirim ke pusat

kendali, dengan tingkat keandalan yang tinggi, serta tetap menjaga segi

kualitas dan ekonomis.

3.13.2 SISTEM SCADA

Sistem SCADA terdiri dri beberapa bagian yaitu :

Master Station (MS)

Peralatan yang terpasang di pusat pengaturan beban, sebagai pusat

pengelolaan data dari semua inputan beberapa RTU

Remote Terminal Unit (RTU)

Peralatan yang terpasang di GI dan di Pusat Pembangkit listrik

Saluran Komunikasi


48


Merupakan media komunikasi yang menghubungkan antara Master Station

dan RTU

PLC (Power Line Carrier)

FO (Fiber Optik)

3.13.2 Master Station (MS)

Merupakan pusat pengawasan atau inti pada suatu sistem SCADA yang

berfungsi sebagai :

Melakukan dialog dengan RTU di gardu induk atau Pusat Pembangkit

listrik yang berada dalam wewenangnya. Master Station memerintahkan

operasi kepada RTU dan kemudian RTU melaporkan operasi yang

dilakukannya ke Master Station

Mengolah secara real time setiap informasi yang diberikan oleh RTU

Memberi tanggapan terhadap interupsi-interupsi yang datang dari RTU

Komponen-komponen Master Station adalah:

o Main Computer

o Front End

o Tessalator Console Computer

o Terminal Server

o Operator Kerboard Console

o Printer Logger

o Hard Copy Facid

o Switchover Computer

o Pen Recorder

o Mimic Board

o Visual Display Unit (VDU)

3.13.3 Remote Terminal Unit (RTU)


49


RTU merupakan unit pengawas langsung dan juga merupakan unit pelaksana

operasi dari pusat kontrol (Master Station) sehingga dengan adanya RTU ini

memungkinkan Master Station mengumpulkan data dan melaksanakan

kontrol .

Adapun fungsi dari RTU yaitu:

Fungsi lokal, yaitu fungsi pengontrol piranti-piranti perangkat keras yang

dihubungkan ke Lokal Proses. Fungsi lokal ini selalu aktif selama RTU

beroperasi.

Fungsi Telekomunikasi, yaitu fungsi pengontrol piranti-piranti perangkat

keras yang berkenaan dengan transmisi data ke Master Station. RTU adalah

unit yang pasif di dalam fungsi telekomunikasi, walaupun ada perubahan

informasi di lokal proses, RTU tidak akan mengirim perubahan data tersebut

ke Master Station selama RTU tidak menerima perintah izin pengiriman data

dari Master Station.

Komponen-komponen RTU adalah:

a. Central Processing Unit (CPU)

b. Power Supply (PS)

c. Modem

d. Transmitter/Receiver (Tx/Rx)

e. Digital Input Card

f. Digital Output Card

g. Analog Input Card

h. Analog Output Card

i. Watchdog

3.13.4 Media Komunikasi

Merupakan sarana atau perangkat yang menghubungkan atau

mengkomunikasikan antara Master Station dengan RTU

Media Komunikasi ini terdiri dari beberapa macam yaitu:

Saluran telephone dari PT. Telkom


50


Radio Komunikasi (HF, VHF, UHF)

Power Line Carrier (PLC)

Kabel Pilot

Fiber Optic

PABX / PAX

a) Fiber Optik

Serat optik adalah saluran transmisi yang terbuat dari kaca atau plastik yang

digunakan untuk mentransmisikan sinyal cahaya dari suatu tempat ke tempat

lain.

Gambar 1. Bagian-bagian serat optik

b) Power Line Carrier (PLC)

Power Line Carrier (PLC) merupakan sarana transmisi data dan suara

yang dilewatkan atau medianya menggunakan kawat SUTT/SUTET.

PLC yang digunakan saat ini terdiri dari 2 jenis yaitu PLC Analog dan Digital

Adapun peralatan-peralatan yang ada pada PLC yaitu

Peralatan Indoor : Wave Trap (WT), Coupling Capacitor (CC), Protective

Device (PD) dan Line Matching Unit (LMU).


51


Peralatan Outdoor : Transceiver dan Receiver (Carrier set / SSB),

Protection signaling (Tele proteksi) dan Batere dan Batere Charger

3.13.5 FUNGSI SISTEM SCADA

Sistem SCADA memiliki 3 (tiga) fungsi yaitu :

1. Telecontrolling

2. Telesignaling

3. Telemetering

a. Telecontrolling

Telecontrolling, yaitu pengoperasian atau pengontrolan peralatan switching

pada Gardu Induk atau Pusat Pembangkit yang jauh dari pusat kontrol.

Gambar Proses Telecontrol

b. Telesignaling

Telesignaling atau teleindikasi, yaitu mengumpulkan informasi mengenai

kondisi sistem dan indikasi operasi, kemudian menampilkannya pada pusat

kontrol (dalam hal ini P3B)

Indikasi-indikasi yang dapat dipantau dari pusat kontrol yaitu :

Status PMT/PMS.

Alarm-alarm seperti proteksi dan peralatan lain.

Posisi kontrol jarah jauh.

Posisi perubahan tap transformator.

Titik pengesetan unit pembangkit tertentu.


Gambar. Proses Telecontrol.

remote station

A

D

master station

computer

OUTPUT INPUT

transmission

relays

analog

function keyboard

52


Gambar Proses Telesignaling

3.13.6 Telemetering

Telemetering, yaitu melaksanakan pengukuran besaran-besaran sistem tenaga

listrik pada seluruh bagian sistem, lalu menampilkannya pada Pusat Kontrol.

Besaran-besaran yang dapat diukur adalah sebagai berikut :

Tegangan dan Arus bus bar.

Daya aktif dan reaktif unit pembangkit.

Daya aktif dan reaktif trafo IBT 500/150 ataupun trafo 150/20 KV

Daya aktif dan reaktif penghantar/penyulang.

Frekuensi Sistem

Gambar Proses Telemetring

3.14 PENGOPERASIAN GARDU INDUK


53


Di sistem tenaga listrik Jawa Bali terdapat dua pola Pemantauan operasi

Gardu Induk, yaitu Gardu Induk yang dijaga operator (GI) dan Gardu Induk yang

tidak dijaga operator atau Gardu Induk patroli (GIPAT).

Pada Gardu Induk yang dijaga operator, pemantauan besaran listrik dan

pengoperasian PMT serta pencatatan kondisi peralatan dilakukan oleh operator

Gardu Induk.

Pada pola GIPAT, pemantauan besaran listrik dan pencatatan kondisi

peralatan dilakukan secara patroli. Sedangkan manuver pembukaan dan penutupan

PMT di Gardu Induk master dan GIPAT dilakukan oleh operator Gardu Induk

atas peritah dispatcher. Mengingat peranan yang sangat penting tersebut, seorang

operator Gardu Induk yang bertugas harus :

Memiliki kemampuan/pengetahuan tentang tugas dan tanggung jawabnya.

Memiliki disiplin dan semangat kerja yang tinggi

Sehat jasmani dan rohani.

Peran OGI (Operator Gardu Induk) :

1. Membantu Dispatcher melakukan manuver

2. Membebaskan instalasi untuk pemeliharaan

3. Melakukan pemulihan dari kondisi gangguan

4. Monitoring instalasi dan reseting relay

5. Melakukan tindakan pada kondisi "emergency"

Bagian dari sistem jaringan tenaga listrik yang mendistribusikan tenaga

listrik kepada konsumen. Instalasi Gardu Induk secara pokok yaitu :

1. Rel (busbar)

2. Bay transmisi (SUTT / SKTT)

3. Bay Transformator

4. Bay Kopel

5. PMT dan PMS

6. Perangkat Proteksi

7. Perangkat catu daya

8. SCADATel


54


Kondisi Operasi

Kondisi Normal :

Seluruh konsumen dapat dilayani, kendala operasi teratasi dan sekuriti

sistem dapat dipenuhi

Kondisi Siaga :

Seluruh konsumen dapat dilayani, kendala operasi dapat dipenuhi, tetapi

sekuriti sistem tidak dapat dipenuhi.

Kondisi Darurat :

Konsumen tidak dapat terlayani, kendala operasi tidak dapat dipenuhi.

Kondisi Pemulihan :

Peralihan kondisi DARURAT menjadi SIAGA maupun NORMAL.

a. Yang harus dilakukan Operator Gardu Induk saat kondisi

Normal

Serah Terima Tugas.

Datang 30 menit lebih awal dari jam

dinasnya

Memberi penjelasan kondisi akhir

peralatan instalasi kepada Operator pengganti

Mengisi logsheet

Menandatangani Berita Acara serah

terima tugas

Memeriksa seluruh peralatan secara

visual dan mengisi logsheet dan checklist seperti pada lampiran

Laporan secara periodik

Melaporkan secara periodik kepada

Dispatcher Region tentang pembebanan instalasi dan kondisi

peralatan Gardu Induk

Pengaturan On Load Tap Changer (OLTC)

OLTC Operasi Automatic


55


- Operator memonitor tegangan sisi sekunder trafo (IBT &

Distribusi).

OLTC Operasi manual

- Operator memonitor dan mengupayakan tegangan sisi

sekunder trafo distribusi pada tegangan nominal…..kV sesuai

kesepakatan/atas perintah UPD*) dengan cara mengubah

posisi Tap Changer

- Operator memonitor tegangan sisi sekunder trafo IBT dan

atas perintah Dispatcher melaksanakan perubahan posisi tap

changer

b. Yang harus dilakukan Operator Gardu Induk saat kondisi

gangguan

Mematikan bunyi sirene/Horn/Klakson.

Mengamati secara menyeluruh perubahan pada panel kontrol dan

indikasi pada lemari proteksi

Mencatat jam kejadian, annunciator pada panel kontrol dan

indikator rele yang bekerja, pada lemari proteksi, kemudian

direset.

Dalam hal gangguan yang mengakibatkan padam total Gardu

Induk,yakinkan bahwa tegangan 150 kV hilang dengan melihat

kV meter pada seluruh panel kontrol atau koordinasi dengan

Dispatcher Region Jabar.

Melaksanakan SOP Gardu Induk yang berlaku.

Melaporkan gangguan kepada Dispatcher Region Jabar.

Melaksanakan instruksi (dicatat) dari Dispatcher Region Jabar.

Melaporkan gangguan kepada piket dan Ass. Manager

Har/Manager UPT Bandung Timur.

c. Yang harus dilakukan Operator Gardu Induk saat kondisi

emergency

Membebaskan peralatan Gardu

Induk yang terganggu dari tegangan (jika memungkinkan)


56


Melaporkan kepada Dispatcher

Region Jabar, Piket/Ass Man.Har/Manager UPT Bandung Timur.

Melakukan Evakuasi (meninggalkan

tempat) untuk menyelamatkan diri.

d. Yang harus dilakukan Operator Gardu Induk saat kondisi

pemeliharaan

Memeriksa ijin/persetujuan pelaksanaan

pemeliharaan peralatan dan berkoordinasi dengan Dispatcher

Region Jabar.

Meneliti urutan manuver pada buku

prosedur K3 yang telah diisi.

Melaksanakan eksekusi manuver

pembebasan tegangan sesuai SOP yang berlaku.

Merubah posisi switch lokal/remote

scada*) di panel kontrol pada posisi lokal*) sesuai GI setempat.

Menutup PMS tanah sebagai pengaman.

Memasang taging di panel kontrol

bersama pengawas manuver.

Menandatangani dokumen Keselamatan

Kerja Form-4.

Mengikuti serah terima pembebasan

tegangan antara Pengawas Manuver (PM) dan Pengawas Pekerjaan

(PP).

Mengikuti serah terima pekerjaan

selesai dari Pengawas Pekerjaan (PP) kepada Pengawas Manuver

(PM).

Membuka PMS tanah.

Melepas taging di panel kontrol

bersama Pengawas Manuver (PM).

Merubah posisi switch lokal/remote

scada*) pada posisi remote*) sesuai kondisi GI setempat.


57


Berdasarkan perintah Dispatcher

Region Jabar melaksanakan eksekusi manuver pemberian tegangan

sesuai Sop yang berlaku.

Menandatangani dokumen Keselamatan

kerja Form-7

A. Manuver (Switching)

Manuver (Switching) merupakan kegiatan sebelum dan sesudah pekerjaan

instalasi, baik pada instalai penyaluran, pembangkitan maupun penyaluran, yaitu

kegiatan berupa pembukaan maupun penutupan komponen Sistem Tenaga Listrik

seperti PMT dan PMS. Dalam kegiatan ini diperlukan koordinasi yang baik antara

pihak-pihak yang terkait, supaya pekerjaan bisa nerlangsung dengan baik, lancar

dan aman.

Ada dua kegiatan utama dalam Manuver (Switching) :

1. Energize adalah pemberian tegangan pada suatu peralatan instalasi listrik

tegangan tinggi.

2. Deenergize pembebasan tegangan pada suatu peralatan instalasi listrik

tegangan tinggi.

Switching yang dilakukan pada Operasi Real Time :

a. Kondisi Normal :

- Pengaturan

Contoh: pada saat menghadapi beban puncak dilakukan pelepasan reaktor,

sedang pada saat beban terendah dilakukan pelepasan SUTT/SUTET dalam

rangka untuk pengaturan tegangan..

- Pelaksanaan pekerjaan yang

direncanakan / terjadwal.

Contoh: pengoperasian Transformator 150/20 kV baru

b. Kondisi Gangguan / Emergency

Dilakukan pada saat pemulihan setelah terjadi gangguan

Tegangan Operasi


58


Batas Tegangan

Level Tegangan 500 kV : Prosentase tegangan terendah Vn - 5 % Vn = 475 kV

Prosentase tegangan tertinggi Vn + 5 % Vn = 525 kV

Level Tegangan 150 kV : Prosentase tegangan terendah Vn - 10 % Vn = 135 kV

Prosentase tegangan tertinggi Vn + 5 % Vn = 157,5 kV

Sinkron

Hal yang perlu diperhatikan dalam proses sinkron antar sub sistem adalah

Prinsip paralel peralatan Instalasi Tenaga Listrik, yaitu :

• Tegangan Sama

• Beda sudut antara Tegangan dan Arus (Vektor Group) pada kedua sisi

sama

• Urutan Fasa Sama

Hal-hal yang dilakukan dalam mengatur tegangan agar sama :

• Mengatur Daya Reaktif (MVAr) Unit Pembangkit

• Mengoperasikan/melepas Reaktor, Kapasitor.

• Mengatur Tap Changer Transformator.

• Melakukan Tap Stagering pada Transformator 500/150 kV

Catatan :

• Perbedaan sudut pada kedua sisi, umumnya dapat dilakukan dengan

mengatur aliran daya.

B. Prosedur Pelaksanaan Pekerjaan pada Instalasi Listrik TT/ TET• Pengorganisasian Kerja

• Tugas dan Tanggung Jawab

• Pendelegasian Tugas

• Pelaksanaan Pendelegasian Tugas

• Tahapan Pelaksanaan Pekerjaan

• Dokumen Prosedur Pelaksanaan Pekerjaan-DP3

Persiapan


59


Sebelum melaksanakan pekerjaan ada beberapa tahapan seperti berikut :

1. Briefing

2. Pengawas Pekerjaan memeriksa alat kerja dan material yang diperlukan.

3. Pengawas K3 memeriksa peralatan keselamatan kerja yang diperlukan

(formulir 1)

4. Pengawas K3 memeriksa kesiapan jasmani/rohani personil yang akan

melaksanakan pekerjaan (formulir 2)

Briefing tentang rencana kerja yang akan dilaksanakan kepada seluruh

personil yang terlibat dalam pekerjaan dilaksanakan oleh :

• Pengawas Pekerjaan :

– Memberikan penjelasan mengenai pekerjaan yang akan dilaksanakan

dengan baik dan aman.

– Membagi tugas sesuai dengan kemampuan dan keahlian personil (formulir

3).

• Pengawas K3 :

– Memberikan penjelasan mengenai penggunaan alat pengaman

kerja/pelindung diri yang harus dipakai (formulir 1)

– Memberikan penjelasan pengamanan instalasi yang akan dikerjakan.

– Menjelaskan tempat2 yang berbahaya dan rawan kecelakaan terhadap

Pelaksana Pekerja.

• Pengawas Manuver :

– Menyampaikan hasil koordinasi dengan unit terkait.

– Menjelaskan langkah-langkah untuk manuver pembebasan dan pengisian

tegangan (formulir 4 dan 7)

Pembebasan Instalasi Untuk Dikerjakan

Dispatcher (P3B/Region) memberi ijin pembebasan instalasi kepada

Pengawas Manuver.

a Pelaksanaan Manuver Pembebasan Tegangan :

1. Pelaksana Manuver melaksanakan :

– Memposisikan Switch Lokal/Remote ke posisi Lokal.


60


– Manuver pembebasan tegangan, sesuai rencana manuver yang telah

dibuat (Formulir 4).

– Pemasangan taging pada panel kontrol dan memasang gembok

pengaman pada box PMT, PMS Line, PMS Rel dan PMS Tanah.

2. Semua pekerjaan manuver tersebut diatas diawasi oleh Pengawas Manuver

dan Pengawas K3.

3. Apabila lokasi pekerjaan diluar jangkauan pengamatan Operator Gardu

Induk, maka Pengawas Manuver dan Pengawas Pekerjaan agar menjalin

komunikasi.

b Pernyataan Bebas Tegangan

Pengawas Manuver membuat pernyataan bebas tegangan diserahkan kepada

Pengawas Pekerjaan disaksikan oleh Pengawas K3 (Formulir 5).

c Pelaksanaan Pekerjaan

1. Pelaksana Pekerjaan melaksanakan :

– Pemeriksaan tegangan pada peralatan/instalasi yang akan dikerjakan

dengan menggunakan tester tegangan.

– Pemasangan pentanahan lokal pada peralatan/instalasi listrik yang akan

dikerjakan. Perhatikan urutan pemasangan (kawat pentanahan lokal

dipasang pada sistem grounding/arde terlebih dahulu, baru kemudian

dipasang pada bagian instalasi yang akan dikerjakan), jangan terbalik

urutannya.

– Pengaman tambahan (pengaman berlapis) seperti : memasang gembok,

lock-pin dan memblokir rangkaian kontrol dengan membuka

MCB/fuse/Terminal.

– Pemasangan taging, gembok dan rambu pengaman di switchyard pada

daerah berbahaya dan daerah aman.

– Pekerjaan dilaksanakan sesuai rencana.

2. Semua pekerjaan tersebut diatas diawasi oleh Pengawas Pekerjaan dan

Pengawas K3. Jika pekerjaan belum selesai dan akan diserahkan ke regu

yang lain, gunakan Formulir 5 lanjutan.

d Pekerjaan Selesai


61


1. Bila pekerjaan telah selesai Pelaksana Pekerjaan melaksanakan :

– Melepas pentanahan lokal. Perhatikan urutan melepas (kawat

pentanahan lokal pada bagian instalasi dilepas terlebih dahulu,

kemudian kawat pentanahan lokal pada bagian sistem grounding / arde

dilepas).

– Melepas pengaman tambahan seperti gembok dan lock pin,

mengaktifkan rangkaian kontrol dengan menutup MCB/Fuse/Terminal.

– Melepas taging, gembok dan rambu pengaman di switchyard

– Merapikan peralatan kerja.


Pengawas K3

e Pernyataan Pekerjaan Selesai

Pengawas Pekerjaan membuat Pernyataan Pekerjaan Selesai dan diserahkan

kepada Pengawas Manuver disaksikan oleh Pengawas K3 (Formulir 6).

f Pernyataan Instalasi Siap Diberi Tegangan

Pengawas Manuver menyatakan kepada Dispatcher (P3B/Region) bahwa

instalasi listrik siap diberi tegangan kembali.

g Pelaksanaan Manuver Pemberian Tegangan

1. Pelaksana Manuver melaksanakan :

– Melepas gembok pengaman pada PMS Line dan PMS Rel serta PMS

Tanah.

– Membuka PMS Tanah.

– Melepas taging pada panel kontrol.

– Memposisikan switch Lokal/Remote pada posisi Remote.

– Jika remote kontrol Dispatcher gagal, maka berdasarkan perintah

Dispatcher, posisi switch Lokal/Remote diposisikan Lokal dan

Pelaksana Manuver melaksanakan manuver penutupan PMT untuk

pemberian tegangan.

2. Pekerjaan selesai dan instalasi telah normal kembali


Pengawas K3.


62


C. Urutan Manuver

1. Urutan manuver harus dilakukan dengan benar.

2. Sebelum melakukan manuver harus terlebih dahulu diawali dengan membuat

rencana manuver (digambar dan dicatat) yang harus diperiksa dengan teliti

sebelum digunakan sebagai panduan.

3. Harus diingat, bahwa jika terjadi kesalahan manuver dapat mengakibatkan

gangguan listrik, kerusakan alat dan sangat mungkin kecelakaan dari

manusia / petugas manuver.

4. Dalam manuver pemberian tegangan, yang pertama harus dilakukan adalah

membebaskan peralatan dari pentanahan yaitu melepas pentanahan lokal dan

membuka PMS Tanah, kemudian menutup PMS Rel dan PMS Line,

selanjutnya PMT ditutup dan peralatan bertegangan / energize (check

tegangan).

5. Manuver pembebasan tegangan, yang pertama harus dilakukan adalah

membuka PMT, membuka PMS Rel dan PMS Line serta menutup PMS Tanah

jika diperlukan (check tegangan sebelum menutup PMS Tanah).

D. Petugas Manuver

1. Dispatcher, sebagai pengelola operasi sistem tenaga listrik yang mempunyai

wewenang melakukan manuver untuk :

a). rekonfigurasi jaringan,

b). pemulihan (recovery),

c). darurat / emergency.

Dispatcher juga dapat melakukan manuver pembukaan atau penutupan PMS

secara remote control dari ruang pengatur beban (dispatching).

2. Operator Gardu Induk, sebagai pelaksana manuver untuk keperluan :

a). rekonfigurasi jaringan,

b). pemulihan (recovery),

c). darurat / emergency,


63


d). pelaksanaan pekerjaan pemeliharaan.

Manuver rekonfigurasi jaringan dan manuver pemulihan (recovery)

dilakukan atas instruksi dari Dispatcher, manuver dalam kondisi darurat /

emergency dilakukan langsung oleh OGI dan manuver untuk pelaksanaan

pekerjaan pemeliharaan dilakukan sesuai dengan dokumen DP3 (Dokumen

Prosedur Pelaksanaan Pekerjaan).

Dalam melakukan manuver untuk pelaksanaan pekerjaan

pemeliharaan, OGI diawasi oleh Kepala Gardu Induk sebagai Pengawas

Manuver atau oleh personil lain yang ditunjuk sebagai Pengawas Manuver.

E. Komunikasi Manuver

1. Komunikasi operasional manuver dilakukan antara dua personil (petugas)

yaitu :

- Dispatcher sebagai pemberi order (instruksi) manuver dan

- Operator GI sebagai penerima instruksi dan pelaksana manuver.

2. Dispatcher sebagai pemberi order manuver kepada Operator Gardu Induk

memberikan ordernya dengan suara / voice melalui sarana telekomunikasi

telepon (HP – Telpon publik – PLC – Fiber Optic) dan melalui Radio

Komunikasi (rakom).

3. Sebelum memberikan instruksi manuver, Dispatcher membuat rencana

manuver terlebih dahulu.

4. Instruksi manuver dari Dispatcher dicatat dan diulang oleh Operator Gardu

Induk.

5. Setelah melakukan manuver sesuai instruksi, Operator GI melaporkan hasil

manuvernya kepada Dispatcher.

6. Instruksi manuver harus diberikan secara bertahap (tidak sekaligus).

F. Pelaksanaan Manuver

Manuver dapat dilaksanakan :

• Oleh Dispatcher secara remote control (RC) dari ruang kontrol Dispatching,

atau


64


• Oleh Operator GI secara lokal GI (remote control dari panel kontrol GI),

atau

• Oleh Operator GI secara lokal switchyard di marshaling kiosk.

G. Jenis Manuver

No Jenis ManuverPerintah /

OrderPelaksana

Yang di manuver

A. Manuver untuk keperluan operasi sistem tenaga listrik

1 Manuver rekonfigurasi jaringan.

Dispatcher OGI PMT Kopel dan PMS Rel.

2 Manuver pemulihan (recovery).

Dispatcher OGI PMT

3 Manuver dalam kondisi darurat / emergency.

OGI OGI PMT

B. Manuver untuk pelaksanaan pekerjaan pemeliharaan

1 Manuver untuk pelaksanaan pekerjaan pemeliharaan

Dispatcher / Pengawas Manuver

OGI PMT, PMS Rel, PMS Line, PMS Tanah.


65


Contoh Manuver Pembebasan dan Pemberian Tegangan


66


3.15 PEMELIHARAAN PERALATAN GARDU INDUK

3.15.1 Current Transformer

Trafo Arus (Current Transformator) yaitu peralatan yang digunakan untuk melakukan pengukuran besaran arus pada intalasi tenaga listrik disisi primer (TET, TT dan TM) yang berskala besar dengan melakukan transformasi dari besaran arus yang besar menjadi besaran arus yang kecil secara akurat dan teliti untuk keperluan pengukuran dan proteksi.CT digunakan untuk pengukuran arus listrik sisi primer yang berskala besar dengan melakukan transformasi dari besaran arus yang besar menjadi besaran arus yang kecil untuk keperluan pengukuran dan proteksi.

Prinsip kerja trafo arus adalah sebagai berikut:

Untuk trafo yang dihubung singkat :

Untuk trafo pada kondisi tidak berbeban:

Dimana

,

sehingga ,

jumlah lilitan primer, dan

jumlah lilitan sekunder.


P1

P2

S2

S1

I2I1

N1 N2

Gambar 1. Rangkaian pada Trafo Arus

67


3.15.1.1 Jenis- jenis CT

3.15.1.1.1 Jenis trafo arus menurut tipe kontruksi dan pasangannya.

1. Tipe Konstruksi

Tipe cincin (ring / window type) Gbr. 1a dan 1b.

Tipe cor-coran cast resin (mounded cast resin type) Gbr. 2.

Tipe tangki minyak (oil tank type) Gbr. 3.

Tipe trafo arus bushing

2. Tipe Pasangan

Pasangan dalam (indoor)

Pasangan luar (outdoor)

3.15.1.1.2 Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi belitan primer:

Sisi primer batang (bar primary) dan

Sisi tipe lilitan (wound primary).


Gambar 3.2. Bar Primary

68


3.15.1.1.3 Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi jenis inti

Trafo arus dengan inti besi

Trafo arus dengan inti besi adalah trafo arus yang umum digunakan, pada arus

yang kecil (jauh dibawah nilai nominal) terdapat kecenderungan kesalahan dan

pada arus yang besar (beberapa kali nilai nominal) trafo arus akan mengalami

saturasi.

Trafo arus tanpa inti besi

Trafo arus tanpa inti besi tidak memiliki saturasi dan rugi histerisis,

transformasi dari besaran primer ke besaran sekunder adalah linier di seluruh

jangkauan pengukuran, contohnya adalah koil rogowski (coil rogowski)

3.15.1.1.4 Jenis trafo arus berdasarkan jenis isolasi

Berdasarkan jenis isolasinya, trafo arus dibagi menjadi dua kelompok, yaitu:

Trafo arus kering

Trafo arus kering biasanya digunakan pada tegangan rendah, umumnya

digunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor).

Trafo arus Cast Resin


Gambar 3.3 Wound Primary

69


Trafo arus ini biasanya digunakan pada tegangan menengah, umumnya

digunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor), misalnya trafo arus tipe cincin

yang digunakan pada kubikel penyulang 20 kV.

Trafo arus isolasi minyak

Trafo arus isolasi minyak banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan

tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan

trafo arus tipe bushing yang digunakan pada pengukuran arus penghantar

tegangan 70 kV dan 150 kV.

Trafo arus isolasi SF6 / Compound

Trafo arus ini banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi,

umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus

tipe top-core.

3.15.1.1.5 Jenis trafo arus berdasarkan pemasangan

Berdasarkan lokasi pemasangannya, trafo arus dibagi menjadi dua kelompok,

yaitu:

Trafo arus pemasangan luar ruangan (outdoor)

Trafo arus pemasangan luar ruangan memiliki konstruksi fisik yang

kokoh, isolasi yang baik, biasanya menggunakan isolasi minyak untuk rangkaian

elektrik internal dan bahan keramik/porcelain untuk isolator ekternal.

Trafo arus pemasangan dalam ruangan (indoor)

Trafo arus pemasangan dalam ruangan biasanya memiliki ukuran yang lebih

kecil dari pada trafo arus pemasangan luar ruangan, menggunakan isolator dari

bahan resin.

3.15.1.1.6 Jenis Trafo arus berdasarkan jumlah inti pada sekunder

Trafo arus dengan inti tunggal

Contoh: 150 – 300 / 5 A, 200 – 400 / 5 A, atau 300 – 600 / 1 A.


70


Trafo arus dengan inti banyak

Trafo arus dengan inti banyak dirancang untuk berbagai keperluan yang

mempunyai sifat pengunaan yang berbeda dan untuk menghemat tempat.

Contoh:

Trafo arus 2 (dua) inti 150 – 300 / 5 – 5 A (Gambar XX).

Penandaan primer: P1-P2

Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2 (untuk pengukuran)

Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2 (untuk relai arus lebih)

Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A (Gambar 11).

Penandaan primer: P1-P2

Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2 (untuk pengukuran)

Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2 (untuk relai arus lebih)

Penandaan sekunder inti ke-3: 3S1-3S2 (untuk relai jarak)

Penandaan sekunder inti ke-4: 4S1-4S2 (untuk proteksi rel)

Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A


P1 P2

1S1 1S2 2S1 2S2

300/5 A

300/5 A

Gambar 3.4. Trafo Arus dengan 2 Inti

71


3.15.1.1.2 Bagian-bagian CT dan Fungsinya

a. Komponen Trafo Arus

Tipe cincin (ring / window type) dan Tipe cor-coran cast resin

(mounded cast resin type)

Keterangan

Terminal utama (primary terminal)

Terminal sekunder (secondary terminal).

Kumparan sekunder (secondary winding).

CT tipe cincin dan cor-coran cast resin biasanya digunakan pada kubikel

penyulang (tegangan 20 kV dan pemasangan indoor). Jenis isolasi pada CT cincin

adalah Cast Resin


Gambar 3.5. CT tipe cincin

Gambar 3.6. Komponen CT tipe cincin

72


Tipe Tangki

Komponen Trafo arus tipe tangki

1. Bagian atas Trafo arus (transformator head).

2. Peredam perlawanan pemuaian minyak (oil resistant expansion bellows).

3. Terminal utama (primary terminal).

4. Penjepit (clamps).

5. Inti kumparan dengan belitan berisolasi utama (core and coil assembly with

primary winding and main insulation).

6. Inti dengan kumparan sekunder (core with secondary windings).

7. Tangki (tank).

8. Tempat terminal (terminal box).

9. Plat untuk pentanahan (earthing plate).

Jenis isolasi pada trafo arus tipe tangki adalah minyak. Trafo arus isolasi

minyak banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya


Gambar 3.7. Komponen CT tipe tangki

73


digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipe

bushing yang digunakan pada pengukuran arus penghantar tegangan 70 kV, 150

kV dan 500 kV.

3.15.2 Potential Transformer

Trafo tegangan adalah peralatan yang mentransformasi tegangan sistem yang

lebih tinggi ke suatu tegangan sistem yang lebih rendah untuk peralatan indikator,

alat ukur / meter dan relai.

Gambar 3.8. Prinsip Kerja Trafo Tegangan

Dimana:

a = perbandingan /rasio transformasi

N1 = Jumlah belitan primer

N2 = Jumlah belitan sekunder

E1 = Tegangan primer

E2 = Tegangan sekunder

Gambar 1 Rangkaian Ekivalen Trafo Tegangan

Dimana:


74


Im = arus eksitasi/magnetisasi

Ie = arus karena rugi besi

Trafo tegangan memiliki prinsip kerja yang sama dengan trafo tenaga

tetapi rancangan Trafo tegangan berbeda yaitu :

- Kapasitasnya kecil (10 – 150 VA), karena digunakan hanya pada alat-alat

ukur, relai dan peralatan indikasi yang konsumsi dayanya kecil.

- Memiliki tingkat ketelitian yang tinggi.

- Salah satu ujung terminal tegangan tingginya selalu ditanahkan.

3.15.2.1 Jenis – jenis PT

Trafo tegangan dibagi dibagi menjadi dua jenis yaitu

• Trafo tegangan magnetik (Magnetik Voltage Transformer / VT)

Disebut juga Trafo tegangan induktif. Terdiri dari belitan primer dan sekunder

pada inti besi yang prinsip kerjanya belitan primer menginduksikan tegangan

kebelitan sekundernya.

• Trafo tegangan kapasitif (Capasitive Voltage Transformer / CVT)

Trafo Tegangan ini terdiri dari rangkaian seri 2 (dua) kapasitor atau lebih yang

berfungsi sebagai pembagi tegangan dari tegangan tinggi ke tegangan rendah pada

primer, selanjutnya tegangan pada satu kapasitor ditransformasikan mengunakan

trafo tegangan yang lebih rendah agar diperoleh teganggan sekunder.

3.15.2.1.1 Trafo Tegangan Jenis Magnetik

Kertas / Isolasi Minyak

Berfungsi mengisolasi bagian yang bertegangan (belitan primer) dengan

bagian bertegangan lainnya (belitan sekunder) dan juga dengan bagian badan

(body). Terdiri dari minyak trafo dan kertas isolasi

Rangkaian Electromagnetic


75


Berfungsi mentransformasikan besaran tegangan yang terdeteksi disisi

primer ke besaran pengukuran yang lebih kecil.

Dehydrating Breather

Adalah sebagai katup pernapasan untuk menyerap udara lembab pada

kompartemen akibat perubahan volume minyak karena temperatur,

sehingga mencegah penurunan kualitas isolasi minyak

Terminal Primer

Satu terminal terhubung pada sisi tegangan tinggi (fasa) dan satu lagi

terhubung pada sistim pentanahan (grounding)

Inti

Terbuat dari plat besi yang dilapisi silicon yang berfungsi untuk jalannya

flux.

Struktur Mekanikal

Struktur mekanikal adalah peralatan yang menyokong berdirinya trafo

tegangan.

Terdiri dari :

- Pondasi

- Struktur penopang VT

- Isolator (keramik/polyester)

Sistem Pentanahan

Sistem pentanahan adalah peralatan yang berfungsi mengalirkan arus lebih

akibat tegangan surja atau sambaran petir ke tanah


76


Gambar 2. Bagian bagian VT

3.15.2.1.2 Trafo Tegangan Jenis Kapasitif

a. Dielectric

Minyak Isolasi

Berfungsi untuk mengisolasi bagian-bagian yang bertegangan dan sebagai

media dielectric untuk memperoleh nilai kapasitansi dari 2 (dua) kapasitor

atau lebihsebagai pembagi tegangan yang terhubung seri.

Kertas-plastik film (paper-polypropylane film)

Berfungsi sebagai media dieletric untuk memperoleh nilai kapasitansi dari

2 (dua) kapasitor atau lebih sebagai pembagi tegangan yang terhubung seri

bersama-sama minyak isolasi.

Pembagi Tegangan (Capacitive Voltage Devider)

Berfungsi sebagai pembagi tegangan tinggi untuk diubah oleh trafo

tegangan menjadi yang lebih rendah.

Electromagnetic Circuit

Berfungsi sebagai penyesuai tegangan menengah ( medium voltage choke)

untuk mengatur/menyesuaikan agar tidak terjadi pergeseran fasa antara

tegangan masukan (Vi) dengan tegangan keluaran (Vo) pada frekuensi

dasar.


77


Trafo Tegangan

Berfungsi untuk mentransformasikan besaran tegangan listrik dari

tegangan menengah yang keluar dari kapasitor pembagi ke tegangan

rendah yang akan digunakan pada rangkaian proteksi dan pengukuran.

Expansion Chamber

Rubber bilow adalah sebagai katup pernapasan (dehydrating breather)

untuk menyerap udara lembab pada kompartemen yang timbul akibat

perubahan temperatur. Hal ini mencegah penurunan kualitas minyak

isolasi.

Terminal Primer

Satu terminal terhubung pada sisi tegangan tinggi (fasa) dan satu lagi

terhubung pada sistim pentanahan (grounding).

Struktur Mekanikal

Struktur mekanikal adalah peralatan yang menyokong berdirinya trafo

tegangan.

Terdiri dari :

- Pondasi

- Struktur penopang CVT

- Isolator penyangga (porselen/polyester). tempat kedudukan kapasitor

dan berfungsi sebagai isolasi pada bagian-bagian tegangan tinggi.

Sistem Pentanahan

Sistem pentanahan adalah peralatan yang berfungsi mengalirkan arus lebih

akibat tegangan surja atau sambaran petir ke tanah.


78


Gambar 2. Bagian Bagian CVT

3.15.3 Transformator Tenaga

Transformator atau trafo adalah suatu alat listrik yang dapat memindahkan

tenaga listrik dari satu rangkaian listrik ke rangkaian listrik yang lain, melalui

gandengan magnetis dan berdasarkan prinsip induksi elektromagnetik.

Gambar 3. Arus bolak balik mengelillingi inti besi

Arus yang mengalir pada belitan primer akan menginduksi inti besi

transformator sehingga didalam inti besi akan mengalir flux magnet dan flux

magnet ini akan menginduksi belitan sekunder sehingga pada ujung belitan

sekunder akan terdapat beda potensial.


79


Gambar 4. Prinsip kerja transformator

A) Jenis – Jenis Tranformator

Berdasarkan fungsinya transformator tenaga dapat dibedakan menjadi:

Trafo pembangkit

Trafo gardu induk / penyaluran

Trafo distribusi

Transformator tenaga untuk fungsi penyaluran dapat dibedakan menjadi:

Trafo besar

Trafo sedang

Trafo kecil

B) Bagian – Bagian Transformator

Electromagnetic Circuit (Inti besi)

Inti besi digunakan sebagai media jalannya flux yang timbul akibat induksi

arus bolak balik pada kumparan yang mengelilingi inti besi sehingga dapat

menginduksi kembali ke kumparan yang lain. Dibentuk dari lempengan –

lempengan besi tipis berisolasi yang di susun sedemikian rupa.

Current carying circuit (Winding)

Belitan terdiri dari batang tembaga berisolasi yang mengelilingi inti besi,

dimana saat arus bolak balik mengalir pada belitan tembaga tersebut, inti besi

akan terinduksi dan menimbulkan flux magnetik.


http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/6/64/Transformer3d_col3.svg

80


Bushing

Bushing merupakan sarana penghubung antara belitan dengan jaringan

luar. Bushing terdiri dari sebuah konduktor yang diselubungi oleh isolator.

Isolator tersebut berfungsi sebagai penyekat antara konduktor bushing dengan

body main tank transformator.

Pendingin

Suhu pada transformator yang sedang beroperasi akan dipengaruhi oleh

kualitas tegangan jaringan, losses pada trafo itu sendiri dan suhu lingkungan.

Suhu operasi yang tinggi akan mengakibatkan rusaknya isolasi kertas pada

transformator. Oleh karena itu pendinginan yang efektif sangat diperlukan.

Minyak isolasi transformator selain merupakan media isolasi juga

berfungsi sebagai pendingin. Pada saat minyak bersirkulasi, panas yang berasal

dari belitan akan dibawa oleh minyak sesuai jalur sirkulasinya dan akan

didinginkan pada sirip – sirip radiator. Adapun proses pendinginan ini dapat

dibantu oleh adanya kipas dan pompa sirkulasi guna meningkatkan efisiensi

pendinginan.

Tabel Macam macam pendingin pada transformator


81


Oil preservation & expansion (Konservator)

Saat terjadi kenaikan suhu operasi pada transformator, minyak isolasi akan

memuai sehingga volumenya bertambah. Sebaliknya saat terjadi penurunan suhu

operasi, maka minyak akan menyusut dan volume minyak akan turun.

Konservator digunakan untuk menampung minyak pada saat transformator

mengalamui kenaikan suhu.

Seiring dengan naik turunnya volume minyak di konservator akibat

pemuaian dan penyusutan minyak, volume udara didalam konservator pun akan

bertambah dan berkurang. Penambahan atau pembuangan udara didalam

konservator akan berhubungan dengan udara luar. Agar minyak isolasi

transformator tidak terkontaminasi oleh kelembaban dan oksigen dari luar, maka

udara yang akan masuk kedalam konservator akan difilter melalui silicagel.

Dielectric ( Minyak isolasi transformator & Isolasi kertas )

Minyak isolasi pada transformator berfungsi sebagai media isolasi,

pendingin dan pelindung belitan dari oksidasi. Minyak isolasi trafo merupakan

minyak mineral yang secara umum terbagi menjadi tiga jenis, yaitu parafinik,

napthanik dan aromatik. Antara ketiga jenis minyak dasar tersebut tidak boleh

dilakukan pencampuran karena memiliki sifat fisik maupun kimia yang berbeda.

Isolasi kertas berfungsi sebagai isolasi, pemberi jarak, dan memiliki kemampuan

mekanis.

Tap Changer

Kestabilan tegangan dalam suatu jaringan merupakan salah satu hal yang

dinilai sebagai kualitas tegangan. Transformator dituntut memiliki nilai tegangan

output yang stabil sedangkan besarnya tegangan input tidak selalu sama. Dengan

mengubah banyaknya belitan pada sisi primer diharapkan dapat merubah ratio

antara belitan primer dan sekunder dan dengan demikian tegangan output /

sekunder pun dapat disesuaikan dengan kebutuhan sistem berapapun tegangan

input / primernya. Penyesuaian ratio belitan ini disebut Tap changer.

Proses perubahan ratio belitan ini dapat dilakukan pada saat trafo sedang

berbeban (On load tap changer) atau saat trafo tidak berbeban (Off load tap

changer). Tap changer terdiri dari :


82


Selector Switch

Selector switch merupakan rangkaian mekanis yang terdiri dari terminal

terminal untuk menentukan posisi tap atau ratio belitan primer.

Diverter Switch

Diverter switch merupakan rangkaian mekanis yang dirancang untuk

melakukan kontak atau melepaskan kontak dengan kecepatan yang tinggi.

Tahanan transisi

Tahanan transisi merupakan tahanan sementara yang akan dilewati arus

primer pada saat perubahan tap.

Dikarenakan aktifitas tap changer lebih dinamis dibanding dengan belitan

utama dan inti besi, maka kompartemen antara belitan utama dengan tap changer

dipisah.

Media pendingin atau pemadam proses switching pada diverter switch

yang dikenal sampai saat ini terdiri dari dua jenis, yaitu media minyak dan media

vaccum. Jenis pemadaman dengan media minyak akan menghasilkan energi

arcing yang membuat minyak terurai menjadi gas C2H2 dan karbon sehingga

perlu dilakukan penggantian minyak pada periode tertentu. Sedangkan dengan

metoda pemadam vaccum proses pemadaman arcing pada waktu switching akan

dilokalisir dan tidak merusak minyak.

NGR (Neutral Grounding Resistant)

Salah satu metoda pentanahan adalah dengan menggunakan NGR. NGR

adalah sebuah tahanan yang dipasang serial dengan neutral sekunder pada

transformator sebelum terhubung ke ground/tanah. Tujuan dipasangnya NGR

adalah untuk mengontrol besarnya arus gangguan yang mengalir dari sisi neutral

ke tanah. Ada dua jenis NGR yaitu, Liquid dan Solid.


83


Gambar 3.3. Perbandingan grounding langsung dan NGR

C) Proteksi Transformator

Rele Bucholz

Pada saat transformator mengalami gangguan internal yang berdampak

kepada suhu yang sangat tinggi dan pergerakan mekanis didalam transformator,

maka akan timbul tekanan aliran minyak yang besar dan pembentukan gelembung

gas yang mudah terbakar. Tekanan atau gelembung gas tersebut akan naik ke

konservator melalui pipa penghubung dan rele bucholz. Tekanan minyak maupun

gelembung gas ini akan dideteksi oleh rele bucholz sebagai indikasi telah

terjadinya gangguan internal.

Rele Jansen

Sama seperti rele Bucholz yang memanfaatkan tekanan minyak dan gas

yang terbentuk sebagai indikasi adanya ketidaknormalan / gangguan, hanya saja

rele ini digunakan untuk memproteksi kompartemen OLTC.

Suden Pressure

Rele ini didesain sebagai titik terlemah saat tekanan didalam trafo muncul

akibat gangguan. Dengan menyediakan titik terlemah maka tekanan akan

tersalurkan melalui sudden pressure dan tidak akan merusak bagian lainnya pada

maintank.

Rele Thermal

Suhu pada transformator yang sedang beroperasi akan dipengaruhi oleh

kualitas tegangan jaringan, losses pada trafo itu sendiri dan suhu lingkungan.


84


Suhu operasi yang tinggi akan mengakibatkan rusaknya isolasi kertas pada

transformator.

Untuk mengetahui suhu operasi dan indikasi ketidaknormalan suhu operasi

pada transformator digunakan rele thermal. Rele thermal ini terdiri dari sensor

suhu berupa thermocouple, pipa kapiler dan meter penunjukan.

D) Pedoman Pemeliharaan

1. In Service Inspection

In Service inspection adalah kegiatan inspeksi yang dilakukan pada saat

transformator dalam kondisi bertegangan / operasi. Tujuan dilakukannya in

service inspection adalah untuk mendeteksi secara dini ketidaknormalan yang

mungkin terjadi didalam trafo tanpa melakukan pemadaman.

Subsistem trafo yang dilakukan in service inspection adalah sebagai

berikut:

• Bushing

• Pendingin

• Pernafasan

• Sistem kontrol dan proteksi

• OLTC

• Struktur mekanik

• Meter suhu / temperature

• Sistem monitoring thermal

• Belitan

• NGR – Neutral grounding Resistor

• Fire Protection

2. In Service Measurement

In Service Measurement adalah kegiatan pengukuran / pengujian yang

dilakukan pada saat transformator sedang dalam keadaan bertegangan / operasi (in

service). Tujuan dilakukannya in service measurement adalah untuk mengetahui

kondisi trafo lebih dalam tanpa melakukan pemadaman.


85


• Thermovisi / Thermal image

• Dissolved Gas Analysis (DGA)

• Pengujian kualitas minyak isolasi (Karakteristik)

• Pengujian Furan

• Pengujian Corrosive Sulfur

• Pengujian Partial Discharge

• Vibrasi & Noise

3. Shutdown testing / measurement

Shutdown testing / measurement adalah pekerjaan pengujian yang

dilakukan pada saat transformator dalam keadaan padam. Pekerjaan ini dilakukan

pada saat pemeliharaan rutin maupun pada saat investigasi ketidaknormalan.

3.15.4 Kapasitor

Bank kapasitor (capacitor banks) adalah peralatan yang digunakan untuk

memperbaiki kualitas pasokan energi listrik antara lain memperbaiki mutu

tegangan di sisi beban, memperbaiki faktor daya (cos φ) dan mengurangi rugi-

rugi transmisi. Kekurangan dari pemakaian bank kapasitor adalah menimbulkan

harmonisa pada proses switching dan memerlukan desain khusus PMT atau

switching controller.

Kapasitor berfungsi untuk memperbaiki faktor daya jaringan, mengurangi

rugi-rugi (losses) jaringan, menetralkan/meniadakan jatuh tegangan dan

memperbaiki stabilitas tegangan.

Gambar 3. Kapasitor

a. Elemen kapasitor


Bank kapasitor Unit kapasitor Elemen kapasitor

86


Elemen kapasitor merupakan bagian terkecil dari kapasitor yang berupa

belitan aluminium foil dan plastic film.

b. Unit kapasitor

Sebuah unit kapasitor terdiri dari elemen-elemen kapasitor yang

dihubungkan dalam suatu matriks secara seri dan parallel (gambar-2). Unit

kapasitor rata-rata terdiri dari 40 elemen-elemen. Elemen-elemen kapasitor

dihubungkan secara seri untuk membangun tegangan dan dihubungkan

secara paralel untuk membangun daya (VAR) pada unit kapasitor. Unit

kapasitor dilengkapi dengan resistor yang berfungsi sebagai elemen

pelepasan muatan kapasitor (discharge device). Rating tegangan unit

kapasitor bervariasi dari 240 V sampai 25 kV dan rating kapasitas dari 2,5

kVAR sampai 1 MVAR.

c. Bank kapasitor

Unit-unit kapasitor terpasang dalam rak baja galvanis untuk membentuk

suatu bank kapasitor dari unit-unit kapasitor fasa tunggal. Jumlah unit-unit

kapasitor pada sebuah bank ditentukan oleh tegangan dan daya yang

dibutuhkan. Untuk daya dan tegangan yang lebih tinggi, unit-unit kapasitor

dihubungkan secara seri maupun paralel.

Hal – hal yang termasuk dalam perbaikan kualitas pasokan energi listrik,

antara lain:

Memperbaiki mutu tegangan di sisi beban,

Memperbaiki faktor daya (cos φ), dan

Mengurangi rugi-rugi transmisi.

Memperbaiki stabilitas tegangan.

A) Jenis Kapasitor yang Digunakan Pada Sistem Tenaga Listrik

Kapasitor daya yang terdiri dari 3 (tiga) jenis yaitu kapasitor shunt,

seri dan penyadap.

Kapasitor gandeng, yaitu kapasitor yang digunakan untuk pembawa

sinyal komunikasi antar gardu induk atau antar pusat pembangkit.


87


Kapasitor pembagi tegangan, yaitu kapasitor yang digunakan untuk

pengukuran tegangan transmisi dan rel daya.

Kapasitor filter yaitu kapasitor yang digunakan untuk konverter,

terutama pada sistem transmisi arus searah.

Kapasitor perata, yaitu kapasitor yang digunakan untuk meratakan

distribusi tegangan pada peralatan tegangan tinggi seperti pada

pemutus daya (circuit breaker).

B) Bagian - bagian Kapasitor

Bushing

Fuse (cut out),

Unit kapasitor,

Dielectric (isolator),

Mechanical structure,

Grounding,

Switching kapasitor bank tegangan tinggi dapat menghasilkan arus

transient yang signifikan. Metode switching kapasitor yang dikenal saat ini adalah

reaktor, pre-insertion resistor, pre-insertion induktor dan pengaturan switching

(controlled switching).

Pada saat pemasukan kapasitor dapat terjadi keadaan hubung singkat

apabila kondisi kapasitor kosong muatan yang akan menghasilkan arus yang

sangat besar (arus inrush) dan kedip tegangan yang cukup dalam di sistem.

Persyaratan pemasukan PMT kapasitor adalah pada saat pemasukan, tegangan

sesaat pada kontak PMT sama dengan nol. Dengan mengatur saat penutupan PMT

maka akan mengurangi arus inrush pada bank kapasitor. Pengaturan pemasukan

PMT pada bank kapasitor tergantung pada sistem pentanahan netral bank

kapasitor.

C) Pedoman Pemeliharaan

Bagian-bagian kapasitor yang di inspeksi visual saat beroperasi ialah

sebagai berikut :

- Bushing


88


- Kondisi Bushing kapasitor

- Kondisi clamp bushing

- Kebocoran minyak bushing

- Body kapasitor

- Fuse cut out

- Kondisi fuse/cut out kapasitor

- Kondisi clamp fuse cut out

- Sambungan/klem/jumper

- Kondisi mur baut-mur baut sambungan kapasitor

- Kondisi rel bar sambungan antar unit kapasitor

- Kondisi jumper antar capasitor

- Kondisi sambungan rangkaian kapasitor ke CT/CVT

- Kondisi sambungan pentanahan

- Mechanical Structure

- Kondisi isolator support

- Kondisi serandang

Bagian-bagian kapasitor yang perlu diukur suhunya adalah sebagai

berikut:

• Bodi unit kapasitor

• Bushing

• Klem konduktor bushing

• Klem-klem sambungan

• Fuse link

• Rel pengumpul arus

Pengukuran yang dilakukan:

Pengukuran tahanan isolasi kapasitor

Pengukuran resistansi AC kapasitor

Pengujian kapasitansi kapasitor

3.15.5 Reaktor


89


Reaktor merupakan peralatan utama atau peralatan yang terintegrasi, baik

dalam jaringan sistem distribusi maupun transmisi. Dikatakan bahwa reaktor

merupakan peralatan utama jika pemasangannya tidak menjadi bagian dari

paralatan dasar lainnya. Dikatakan bahwa reaktor merupakan peralatan

terintegrasi jika reaktor tersebut merupakan bagian dari suatu peralatan dengan

unjuk kerja tertentu.

Aplikasi pemasangan reaktor dalam sistem tenaga listrik pada prinsipnya

untuk membentuk suatu reaktansi induktif dengan tujuan tertentu. Tujuannya

yakni antara lain untuk:

o membatasi arus gangguan,

o membatasi arus inrush pada motor dan kapasitor,

o menyaring harmonisa,

o mengkompensasi VAR,

o mengurangi arus ripple,

o mencegah masuknya daya pembawa signal

o pentanahan titik netral,

o peredam surja transient

o mereduksi flicker pada aplikasi tanur listrik,

o circuit detuning,

o penyeimbang beban, dan

o power conditioning.

A) Jenis – jenis Reaktor

Reaktor terdiri dari tipe kering (dry type) dan tipe terendam minyak (oil

immersed). Berdasarkan jenis konstruksinya, reaktor tipe kering terdiri dari inti

udara (air-core) atau inti besi (iron-core). Bagian – bagian reaktor adalah :

Electromagnetic Circuit (Inti besi)

Kumparan/Belitan (Winding)

Terminal / Bushing

Pendingin

Oil Preservation dan Expansion (Konservator)


90


Dielectric (Minyak Isolasi dan Isolasi kertas)

Proteksi Internal Pada Reaktor Tipe Minyak :

Rele Bucholz

Suden Pressure

Meter Temperature

B) Pedoman Pemeliharaan

In service inspection yang dilakukan adalah sebagai berikut :

Reaktor kering

Pemeriksaan belitan reaktor,

Pemeriksaan clamp sambungan,

Pemeriksaan support insulator,

Pemeriksaan serandang/steel structure

Pemeriksaan pondasi

Pemeriksaan perangkat system pembumian

Reaktor minyak

Pemeriksaan bushing

Pemeriksaan perangkat system pendingin

Pemeriksaan perangkat system ekspansi minyak

Perangkat system proteksi internal

Pemeriksaan pondasi

Pemeriksaan perangkat system pembumian.

Kegiatan pengukuran yang dilakukan pada saat reaktor sedang dalam

keadaan bertegangan/operasi.

Pengukuran Temperature Reaktor

Dissolved Gas Analysis (DGA)

Pengujian Karakteristik Fisika Dan Kimia Minyak

Shutdown measurement yang dilakukan antara lain :

- Pengukuran Tahanan Isolasi Belitan

- Pengukuran Tangen Delta


91


- Pengukuran tahanan DC (Rdc)

- Pengukuran Induktansi Belitan

Shutdown function check adalah pekerjaan yang bertujuan menguji fungsi

sistem proteksi internal dan indikator / meter yang terpasang pada reaktor. adapun

peralatan yang harus diuji adalah sbb :

- Rele Bucholz

- Rele Sudden Pressure

- Meter Temperature

- Oil Level

Treatment merupakan tindakan korektif pada saat shutdown 2 tahunan,

berdasarkan hasil in service inspection, pra/paska in service measurement,

pra/paska shutdown measurement atau pra/paska shutdown function check. Hal –

hal yang harus dilakukan antara lain :

Purification/ Filter

Reklamasi

Penggantian Minyak

Cleaning

Tightening

Replacing parts

Greasing

3.15.6 SVC

Static VAR Compensator (atau disebut SVC) adalah peralatan listrik untuk

menyediakan kompensasi fast-acting reactive power pada jaringan transmisi

listrik tegangan tinggi. SVC adalah bagian dari sistem peralatan AC transmisi

yang fleksibel, pengatur tegangan dan menstabilkan sistem.

Jika power sistem beban reaktif kapasitif (leading), SVC akan menaikkan

daya reaktor untuk mengurangikan VAR dari sistem sehingga tegangan sistem

turun. Pada kondisi reaktif induktif (lagging), SVC akan mengurangi daya reaktor

untuk menaikkan VAR dari sistem sehingga tegangan sistem akan naik.


92


Pada SVC pengaturan besarnya VAR dan tegangan dilakukan dengan

mengatur besarnya kompensasi daya reaktif induktif pada reaktor, sedangkan

kapasitor bank bersifat statis.

Fungsi SVC adalah :

1. Meningkatkan kapasitas system transmisi.

2. Kontrol tegangan.

3. Reaktif control power / reaktif control aliran power.

4. Penurunan dan atau pembatasan frekuensi overvoltage power

disebabkan load rejection.

5. Memperbaiki stabilitas jaringan AC.

6. Mencegah terjadinya ketidakstabilan tegangan

A) Jenis-Jenis SVC

Secara umum macam-macam kontrol yang digunakan adalah :

SVC Berdasarkan Kontrol yang Digunakan

1. SVC menggunakan TCR dan fixed Capasitor (FC)

2. SVC menggunakan TCR dan Thyristor Switched Capasitor (TSC)

3. SVC menggunakan Forced Commutation Inverters

SVC Berdasarkan pemasangan pada transmisi

1. TCSR (Thyristor Controlled Series Reactor)

2. TCSC (Thyristor Controlled Series Capasitor)

3. TCPR (Thyristor Controlled Phasa Angle Regulator)

4. 4. UPFC (Unified Power Flow Controller)

B) Bagian-Bagian SVC

- Thyristor Valve Tower

- Reaktor

- Kapasitor

- Cooling system

3.15.7 Sistem Suplai AC dan DC


93


Pengoperasian suatu Gardu Induk memerlukan pasilitas pendukung yaitu

sumber tegangan rendah AC 380 Volt yang diperlukan untuk sistem Kontrol,

Proteksi, maupun untuk sistem mekanik penggerak peralatan di Gardu Induk.

Pada gardu Induk 150 kV sumber AC dipasok dari trafo pemakaian sendiri (PS)

sedangkan pada GITET 500 KV, selain Trafo PS dilengkapi juga dengan

Generator Set yang diperlukan untuk keadaan darurat atau pada saat trafo

pemakaian sendiri (PS) mengalami gangguan atau sedang dipelihara.

Pemakaian sendiri di Gardu Induk berfungsi untuk memenuhi kebutuhan

Tenaga Listrik peralatan bantu, pada umumnya dibutuhkan untuk memasok daya

listrik ke peralatan di Gardu Induk antara lain :

Pengisi Batere ( Charger )

Motor Kipas Pendingin

Motor Sirkulasi minyak

Motor OLTC

Motor Mekanik PMS

Penerangan Gedung

Penerangan Panel kontrol

Pemanas (Heater)

dll

Selain sumber AC, di Gardu Induk juga diperlukan sumber arus searah

(DC). Sumber tenaga untuk kontrol selalu harus mempunyai keandalan dan

stabilitas yang tinggi. Karena persyaratan inilah dipakai batere sebagai sumber

arus searah.

Untuk kebutuhan operasi relai dan kontrol di PLN terdapat dua sistem catu

daya pasokan arus searah yaitu DC 110V dan DC 220V, sedangkan untuk

kebutuhan scadatel menggunakan sistem Catu Daya DC 48V. Diagram instalasi

Sistem DC dapat dilihat pada Gambar 5.1.


94


BEBAN DC

REL DC

FUSE

REL 20KV

RECTIFIER

TRAFO PS

MCB

BATERE

BEBAN DC

REL DC

FUSE

REL 20KV

RECTIFIER

TRAFO PS

MCB

BATERE

Gambar 3.

I. Bagian – Bagian Sistem AC – DC

Bagian-bagian Peralatan Utama Sistem AC

Umumnya peralatan instalasi Supply AC yang terpasang di Gardu Induk

adalah sebagai berikut :

Load Breaker Switch ( LBS)

Trafo Pemakaian sendiri

NPB

MCB

Panel Distribusi AC

Bagian-bagian Peralatan Utama Sistem DC

a) Rectifier / Charger.

Rectifier atau Charger adalah suatu rangkaian alat listrik untuk mengubah

arus listrik bolak- balik (AC) menjadi arus searah (DC). Umumnya Rectifier yang

terpasang di Gardu berfungsi untuk mengisi muatan batere, memasok daya secara

kontinu ke beban dan menjaga batere agar tetap dalam kondisi penuh.

b) Batere

Suatu alat penyimpan energi listrik arus searah, yang berfungsi sebagai

sumber cadangan ke beban.

c) Konduktor


95


Berfungsi sebagai penghantar energi listrik arus searah dari sumber ke

beban.

d) Terminal – terminal

Berfungsi sebagai tempat pencabangan dimana energi listrik akan dikirim

atau dibagi ke beban-beban.

II. PEDOMAN PEMELIHARAAN

In service inspection / Inspeksi dalam keadaan operasi

In service inspection adalah adalah kegiatan inspeksi yang dilakukan

dalam keadaan operasi tanpa pembebasan tegangan pada Sistem DC. Metode

yang digunakan dalam melakukan In service inspection adalah :

Pengecekan dengan panca indera (visual, penciuman, pendengaran),

Periodik pelaksanaan in service inspection, pada sistem DC dibagi menjadi :

a. Inspeksi mingguan

b. Inspeksi bulanan

Inspeksi Mingguan

a. Suhu Panel Rectifier

b. Kelembaban ruangan

c. Pemeriksaan kebersihan panel rectifier

d. Pemeriksaan Tegangan dan arus pengisian rectifier

e. Lampu indikator rectifier

f. Kondisi Fuse/MCB/NFB

Inspeksi Bulanan

a. Pemeriksaan kebersihan komponen utama pada rectifier

b. Pemeriksaan kipas ventilasi

c. Pemeriksaan pemanas (heater)

d. Pemeriksaan level elektrolit

e. Pemeriksaan sel (container)

f. Pemeriksaan kebersihan sel dan rak baterai

g. Pemeriksaan kesiapan penerangan darurat


96


In service Measurement

Adalah kegiatan pengukuran yang dilakukan dalam keadaan operasi tanpa

pembebasan tegangan pada sistem DC (Tersambung ke rectifier dan beban)

disesuaikan dengan jadwal pemeliharaan periodik Sistem DC adalah :

Mingguan,Bulanan dan 6 bulanan. Pemeriksaan menggunakan alat ukur sederhana

(AVO meter, Hidrometer dan IR Thermogun).

Periode Mingguan

a. Pengukuran Tegangan input AC pada rectifier

b. Pengukuran tegangan pada sel yang kondisinya di bawah standar

dari hasil pengukuran sebelumnya.

c. Pengukuran berat jenis pada sel yang kondisinya di bawah standar

dari hasil pengukuran sebelumnya (khusus Lead Acid).

Periode Bulanan

a. Pengukuran Volt meter tegangan input AC

b. Pengukuran Ampere meter arus output DC

c. Pengukuran DC ground (khusus sistem 110 Volt)

d. Pengukuran tegangan per-sel dan total

e. Pengukuran arus pada rangkaian baterai pada kabel antar rak sel

baterai (gunakan tang ampere)

Periode 6 Bulanan

a. Melakukan pengisian Equalizing

b. Penyesuaian (adjustment) tegangan equalizing pada rectifier

c. Pengukuran tegangan dan arus pada saat pengisian equalizing

d. Pengukuran tegangan per-sel dan total (equalizing)

e. Thermovisi saat pengisian equalizing pada :

- Terminal-terminal sel baterai dan Rectifier

- Terminal pencabangan pada rangkaian beban dan

panel distribusi DC

- Komponen utama rectifier.


97


Pengujian dan Pengukuran 1 Tahunan

Pengujian dan pengukuran pada rectifier dan baterai dalam keadaan tidak

tersambung ke beban. Pada Gardu Induk yang terpasang 2 (dua) unit maka dapat

dilakukan secara bergantian, tetapi apabila terpasang hanya 1 unit maka harus

menggunakan baterai dan rectifier cadangan.

a. Penyesuaian (adjustment) tegangan dan arus output rectifier

b. Pengukuran ripple tegangan

c. Pengukuran positif, negatif terhadap ground (khusus sistem 110V /

220V)

d. Kondisi kebersihan komponen pada rectifier

e. Pemeriksaan lampu indikator

f. Pengukuran Tahanan isolasi transformator utama rectifier

g. Pemeriksaan kekencangan mur baut pada terminal utama

transformator

h. Kondisi filter

i. Kondisi fuse/ pengaman pada rectifier

j. Kondisi MCB / NFB pada rectifier

k. Kondisi terminal-terminal dan pengawatan pada rectifier

l. Kondisi kontaktor

m. Kondisi PCB modul elektronik (visual)

n. Kondisi socket pada PCB

o. Kalibrasi Amper meter dan volt meter pada rectifier (bila perlu)

p. Kondisi voltage droper menggunakan dummy load

q. Pembersihan klem sel baterai dan rak baterai

r. Pengujian open circuit pada rangkaian baterai (khusus baterai

asam)

s. Pengukuran berat jenis cairan elektrolit (khusus baterai Nicad)

Pengujian dan Pengukuran 2 Tahunan

Pengujian dan pengukuran pada rectifier dan baterai dalam keadaan tidak

tersambung ke beban. Pada Gardu Induk yang terpasang 2 unit maka dapat


98


dilakukan secara bergantian, tetapi apabila terpasang hanya 1 unit maka harus

menggunakan baterai dan rectifier cadangan.

Pemeliharaan pada periode 2 tahunan adalah sebagai berikut :

a. Pengujian Kapasitas baterai

b. Pengukuran suhu elektrolit sel baterai

c. Pengujian kandungan karbon ( bila akan dilakukan rekondisi)

d. Pentanahan (grounding)

e. Uji Fungsi pada rectifier antara lain :

Sistem pengisian pada rectifier ( floating, equalizing dan

boost )

Sistem alarm dan indikator

Limit current

Earth fault

Over voltage

Under voltage

Voltage droper

Pemeliharaan / Pengujian setelah Gangguan

Pemeliharaan setelah gangguan adalah pemeliharaan yang dilakukan

setelah terjadi gangguan pada peralatan Sistem DC yang memerlukan penormalan

segera agar pasokan sumber DC tetap andal.

3.15.8 Serandang

Serandang merupakan salah satu komponen yang terpasang di Gardu

Induk, berfungsi sebagai terminal interkoneksi yang menghubungkan antar

peralatan gardu induk. Pada umumnya Serandang mempunyai desain tower

gantry, ada pula yang menggunakan desain beton/ concrete. Berikut merupakan

contoh serandang yang ada pada GI.


99


Gambar 3. Serandang

3.15.9 Pentanahan pada Serandang

Gambar 3. Pentanahan Tiang

Pentanahan pada Serandang (diletakan di kaki tower) adalah perlengkapan

pembumian yang berfungsi untuk meneruskan arus surja petir dari kawat

penangkap petir ke tanah. Pentanahan tiang terdiri dari kawat tembaga atau kawat

baja yang diklem pada pipa pentanahan yang ditanam di dekat pondasi tiang, atau

dengan menanam plat aluminium/ tembaga disekitar pondasi tiang. Besarnya nilai

tahanan pentanahan adalah dibawah 1 Ohm.

Jenis-jenis bahan pentanahan di bawah kaki tiang pada Serandang :


100


1. Electrode bar, yaitu suatu rel logam yang ditanam di dalam tanah.

Pentanahan ini paling sederhana dan efektif, dimana nilai tahanan tanah

adalah rendah (< 1 Ohm).

2. Electrode plat, yaitu plat logam yang ditanam di dalam tanah secara

horisontal atau vertikal.

Sistem pentanahan pada Serandang :

1. Driven, yaitu suatu pentanahan menggunakan batang konduktor yang

ditancapkan di dalam tanah secara vertikal.

2. Counter poise electrode, yaitu suatu konduktor yang digelar secara

horisontal di dalam tanah. Pentanahan ini dibuat pada daerah yang nilai

tahanan tanahnya tinggi atau untuk memperbaiki nilai tahanan pentanahan.

3. Mesh electrode, yaitu sejumlah konduktor yang digelar secara horisontal di

tanah, dan saling dihubungkan satu dengan yang lain.

3.15.10 GIS (Gas Insulated Substation)

Gas Insulated Substation (GIS) didefinisikan sebagai rangkaian beberapa

peralatan yang terpasang di dalam sebuah metal enclosure dan diisolasi oleh gas

bertekanan. Gas Insulated Line (GIL) didefinisikan sebagai konduktor penghantar

yang menghubungkan suatu substation dengan trafo atau substation lainnya dalam

sebuah metal enclosure dan diisolasi oleh gas bertekanan. Pada umumnya gas

bertekanan yang digunakan adalah Sulfur Hexafluoride (SF6). Enclosure adalah

selubung pelindung yang berfungsi untuk menjaga bagian bertegangan terhadap

lingkungan luar.


101


Gambar 3. GIS

a) Pedoman Pemeliharaan GIS

In Service Inspection

In service inspection merupakan pemeriksaan peralatan dalam keadaaan

bertegangan dengan menggunakan panca indera dan dilakukan dengan periode

harian, mingguan, dan bulanan.

In Service Measurement

In service measurement adalah pemeliharaan dalam bentuk pengukuran

peralatan yang dilakukan dalam keadaan bertegangan dengan menggunakan alat

bantu, antara lain: pengukuran tahanan pentanahan, pengukuran suhu, pengujian

kualitas gas SF6, dan pengukuran partial discharge. Diantaranya

Pengukuran tahanan tanah

Pengukuran Suhu

Pengujian Kualitas Gas SF6

Purity (Kemurnian)

Dew point (berapa banyak partikel air yang berada dalam isolasi

gas SF6)

Decomposition Product (produk hasil dekomposisi terjadi karena

ketidaksempurnaan pembentukan kembali gas SF6 )

Pengukuran Partial Discharge


102


Shutdown Testing / Measurement

Shutdown testing / measurement merupakan merupakan pemeliharaan

yang dilakukan dengan periode waktu tertentu dan termasuk pemeriksaan dalam

keadaaan tidak bertegangan. Shutdown testing/measurement dilakukan untuk

mengetahui unjuk kerja dari peralatan dalam keadaan tidak bertegangan, antara

lain terdiri dari: pengujian tahanan kontak, pengujian keserempakan, pengukuran

tahanan isolasi.

3.16 Regulasi Operasi dan SOP

3.16.1 Regulasi Operasi Sistem


103


3.16.1.1 Undang-Undang Ketenagalistrikan

Adalah ketentuan dasar yang mengatur, memberi visi dan orientasi

didalam pengelolaan ketenagalistrikan.

Perjalanan Undang-Undang Ketenagalistrikan

Gambar 3. Perjalanan UU Ketenagalistrikan

Putusan Mahkamah Konstitusi

No. 001-021-022/PUU-2003, 15 Desember 2004

• Pembatalan UU NO. 20 Tahun 2002

• Kembali ke UU 15 Tahun 1985

• PT PLN (PERSERO) berubah status dari PIUPTL kembali menjadi PKUK

Catatan :

• PKUK : Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan

• PIUPTL : Pemegang Ijin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik

Amar Putusan Mahkamah Konstitusi

Undang-Undang No. 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan dinyatakan

tidak mempunyai kekuatan hukum mengikat. Semua kontrak atau perizinan yang

telah dibuat / dikeluarkan berdasarkan Undang-Undang No. 20 Tahun 2002


104


dianggap berlaku sampai dengan masa berlaku kontrak atau perizinan tersebut

habis.

Menyatakan bahwa Undang-Undang No. 15 Tahun 1985 tentang

Ketenagalistrikan berlaku kembali. Pemerintah agar menyiapkan rancangan

Undang-Undang ketenagalistrikan yang baru sesuai semangat Pasal 33 UUD

1945.

Perubahan UU Ketenagalistrikan

UU No. 20 Tahun 2002

Secara implisit mengakui keberadaan

sifat komoditi dari listrik;

Mengakui ke-khas-an daerah RUKD;

Mengakui ke-ekonomi-an per daerah;

Membuka kemungkinan untuk mencapai

efisiensi melalui kompetisi;

Sebagai konsekuensinya, daerah layanan

yang dinyatakan sebagai daerah

kompetisi perlu memiliki usaha-usaha

yang ‘unbundled’

Ada syarat-syarat untuk melaksanakan

‘unbundling’ dan kompetisi (9

‘prerequisite’)


Secara tegas menyebutkan negara

menyediakan listrik melalui

BUMN-PKUK;

Selain PKUK ada PIUKU dan

PIUKS;

Perencanaan terpusat (sentralistik

RUKN);

Tarif ditentukan Presiden, seragam.

Sudah ada preseden, BATAM

ditentukan lain;

Kompetisi tidak ada. Yang ada

adalah peran swasta ‘membantu’

negara;

Unbundling’ tidak dikenal.


1. Secara tegas menyebutkan negara

menyediakan listrik melalui BUMN -

PKUK;

2. Selain PKUK ada PIUKU dan

PIUKS;

3. Perencanaan terpusat (sentralistik,

PP No. 3 Tahun 2005

1. Perencanaan RUKN yang

didasari RUKD;

2. Ada ketetapan Jaringan Nasional;

3. Jaringan Transmisi Nasional

PIUKU wajib terbuka;

4. Izin listrik swasta oleh Menteri,


105


RUKN)

4. Tarif ditentukan Presiden, seragam.

Sudah ada preseden, BATAM

ditentukan lain;

5. Kompetisi tidak ada. Yang ada adalah

peran swasta ‘membantu’ negara;

6. ‘Unbundling’ tidak dikenal.

Gubernur dan Bupati sesuai

kewenangan lintas daerahnya;

5. PKUK dan PIUKU mempunyai

‘obligation to supply’

6. PIUKS dapat diberi izin di daerah

PKUK/ PIUKU, bila:

- PKUK/PIUKU tak mampu- PIUKS lebih ekonomis

Status PT PLN (Persero)

UU No. 15 Tahun 1985 : status PLN menjadi Pemegang Kuasa Usaha

Ketenagalistrikan (PKUK)

UU No. 20 Tahun 2002 : status PLN berubah dari Pemegang Kuasa

Usaha Ketenagalistrikan menjadi Pemegang Izin Penyediaan Tenaga

Listrik (PIUPTL);

Putusan MK No. 001-021-022/PUU-2003, 15 Desember 2004 : PLN

kembali menjadi PKUK.

3.16.1.2 Aturan Jaringan

Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali merupakan

bagian tak terpisahkan dari Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

Nomor 03 Tahun 2007 tanggal 29 Januari 2007 tentang Aturan Jaringan Sistem

Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali.

Aturan Jaringan ini merupakan seperangkat peraturan, persyaratan dan

standar untuk menjamin keamanan, keandalan serta pengoperasian dan

pengembangan sistem yang efisien dalam memenuhi peningkatan kebutuhan

tenaga listrik.

Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali disusun

berdasarkan kondisi struktur Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali saat ini,

untuk diberlakukan kepada semua pelaku usaha pada sistem Jawa-Madura-Bali,

yaitu PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa-Bali (P3B)

selaku pengelola jaringan transmisi sekaligus pengoperasi sistem, PT Indonesia


106


Power, PT Pembangkitan Jawa-Bali, perusahaan pembangkit listrik swasta (IPP),

PT PLN Persero Distribusi se Jawa dan Bali serta konsumen besar yang

instalasinya secara langsung terhubung ke jaringan transmisi.

Para pelaku usaha pada Sistem Jawa-Madura-Bali tersebut berkewajiban

memenuhi semua ketentuan dalam Aturan Jaringan ini sebagai dasar untuk

pengoperasian instalasi penyediaan tenaga listrik yang dimilikinya. Di samping

itu, ketentuan-ketentuan pada Aturan Jaringan ini akan memberikan kejelasan

mengenai kewajiban masing-masing pelaku usaha pada Sistem Jawa-Madura-

Bali.

Aturan Jaringan Sistem Jawa-Madura-Bali ini merupakan dokumen yang

bersifat dinamis sehingga harus selalu dimutakhirkan oleh Komite Manajemen

Jaringan (Grid Management Committee) seiring dengan perkembangan kondisi

sistem dan struktur usaha serta perubahan kompleksitas sistem kelistrikan.

Elemen Dari Aturan Jaringan Jawa Bali

Aturan Manajemen Jaringan (Grid Management Code)

Aturan Penyambungan (Connection Code)

Aturan Operasi (Operations Code)

Aturan Perencanaan dan Pelaksanaan Operasi (Scheduling/Dispatch Code)

Aturan Setelmen (Settlement Code)

Aturan Pengukuran (Metering Code)

Aturan Kebutuhan Data (Data Requirement Code)

Terminologi dan Definisi

Aturan Tambahan

a. Aturan Manajemen Jaringan (Grid Management Code-GMC)

Aturan Manajemen Jaringan ini adalah untuk menerangkan prosedur

umum mengenai perubahan/revisi Aturan Jaringan (Grid Code), penyelesaian

perselisihan, dan penilaian kembali secara periodik pengoperasian dan manajemen

jaringan transmisi (grid). Penerapan prosedur-prosedur tersebut akan mendorong

terciptanya keandalan dan keamanan Jaringan, memacu efisiensi ekonomis dan

efisiensi pengoperasian, serta memfasilitasi pengembangan dan investasi Jaringan.


107


Komite Manajemen Aturan Jaringan (the Grid Code Management

Committee - GMC), yang selanjutnya disebut Komite Manajemen, adalah komite

yang dibentuk untuk menjalankan prosedur-prosedur yang digariskan dalam

Aturan Manajemen Jaringan ini.

Beberapa Aturan Manajemen Jaringan yang telah dibuat antara lain

sebagai berikut:

GMC 1.0 Keadaan Tak Terduga

GMC 2.0 Komite Managemen

GMC 3.0 Penyelesaian Perselisihan

GMC 4.0 Perubahan Aturan

GMC 5.0 Pemaksaan (Enforcement)

GMC 6.0 Pelaporan

GMC 7.0 Interpretasi Umum Aturan Jaringan

Berisi tata cara pembentukan Komite Manajemen Aturan Jaringan (Grid

Code Management Committee) dan prosedur umum untuk:

Revisi Aturan Jaringan

Penyelesaian perselisihan (Dispute)

Review periodik atas operasi dan pengelolaan jaringan

Pelaporan kepada badan regulasi

b. Aturan Penyambungan (Connection Code - CC)

Aturan Penyambungan ini menyatakan persyaratan minimum teknis dan

operasional untuk setiap Pemakai Jaringan, baik yang sudah maupun akan

tersambung ke jaringan transmisi, serta persyaratan minimum teknis dan

operasional yang harus dipenuhi oleh P3B di titik-titik sambungan dengan para

Pemakai Jaringan.

Tujuan Aturan Penyambungan ini adalah untuk memastikan bahwa

persyaratan teknis dan operasional yang harus dipenuhi oleh Pemakai Jaringan

dalam rangka penyambungan dengan jaringan transmisi dinyatakan secara jelas,

dan pemakai Jaringan dihubungkan dengan jaringan transmisi hanya apabila

persyaratan teknis dan operasional yang dinyatakan dalam Aturan Penyambungan


108


ini dipenuhi. Aturan Penyambungan ini diberlakukan untuk P3B dan semua

Pemakai Jaringan, antara lain:

Perusahaan Pembangkit yang terhubung langsung dengan Jaringan;

Unit-unit Distribusi pada titik-titik sambungan dengan Jaringan;

Konsumen Besar yang terhubung langsung ke Jaringan;

Agen/Perusahaan yang bekerja untuk para Pemakai Jaringan tersebut

di atas, seperti Kontraktor Pembangunan dan Kontraktor Pemeliharaan

dan lain-lain

P3B dan semua Pemakai Jaringan harus berusaha semaksimal mungkin

agar pada setiap titik sambungan, unjuk kerja yang harus dipenuhi yaitu frekuensi

nominal 50 Hz, diusahakan untuk tidak lebih rendah dari 49,5 Hz. atau lebih

tinggi dari 50,5 Hz, dan selama waktu keadaan darurat (emergency) dan

gangguan, frekuensi Sistem diizinkan turun hingga 47.5 Hz atau naik hingga 52.0

Hz sebelum unit pembangkit diizinkan keluar dari operasi. Tegangan Sistem harus

dipertahankan dalam batasan sebagai berikut:

Tegangan Nominal Kondisi Normal

500 kV +5%, -5%

150 kV +5%, -10%

70 kV +5%, -10%

20 kV +5%, -10%

Distorsi harmonik total maksimum pada setiap titik sambungan dalam

kondisi operasi normal dan pada kondisi-kondisi keluar terencana maupun tak

terencana harus memenuhi sebagai berikut:

Tegangan Nominal Distorsi Total

500 kV tidak termasuk

150 kV 3%

70 kV 3%

20 kV 3%

Komponen urutan negatif maksimum dari tegangan fasa dalam jaringan

tidak boleh melebihi 1% pada kondisi operasi normal dan keluar terencana, serta

tidak melebihi 2% selama kejadian tegangan impuls sesaat (infrequently short


109


duration peaks), fluktuasi tegangan pada suatu titik sambungan dengan beban

berfluktuasi, harus tidak melebihi batasan 2% dari tingkat tegangan untuk setiap

perubahan step, yang dapat terjadi berulang. Setiap kejadian ekskursi tegangan

yang besar di luar perubahan step dapat diizinkan hingga 3% asalkan tidak

menimbulkan risiko terhadap jaringan transmisi, atau instalasi Pemakai Jaringan.

Kedip tegangan hingga 5% saat menjalankan motor listrik yang tidak sering

terjadi, dapat ditolerir. Flicker jangka-pendek 1.0 unit dan jangka-panjang 0.8 unit

yang terukur dengan flicker meter sesuai dengan spesifikasi IEC-868. Faktor-daya

(Cos ) di titik sambung antara instalasi Pemakai Jaringan dengan Jaringan

minimum sebesar 0.85 lagging.

Kedua belah pihak berkewajiban memasang power quality meter yang

dapat memantau secara terus menerus dan terekam berupa softcopy. Karakteristik

unjuk kerja Jaringan yang dinyatakan pada CC 2.1 mungkin saja tidak terpenuhi

pada kondisi gangguan yang parah pada Sistem, seperti terpecahnya Sistem,

keluarnya komponen yang besar dari Sistem dan/atau terjadi voltage collapse.

P3B serta seluruh Pemakai Jaringan wajib berkoordinasi untuk menjamin

tercapainya karakteristik unjuk kerja jaringan transmisi pada butir CC 2.1, kecuali

pada kondisi sangat parah.

c. Aturan Operasi (Operation Code-OC)

Aturan Operasi ini menjelaskan tentang peraturan dan prosedur yang

berlaku untuk menjamin agar keandalan dan efisiensi operasi Sistem Jawa-

Madura-Bali dapat dipertahankan pada suatu tingkat tertentu.

Bagian ini merangkum prinsip-prinsip operasi Sistem yang aman dan

andal yang harus diikuti. Bagian ini juga menetapkan kewajiban yang mendasar

dari semua Pemakai Jaringan dalam rangka berkontribusi terhadap operasi yang

aman dan andal.

Berisi aturan operasi, prosedur dan tanggung jawab untuk menjamin grid

reliability dan operasi yang efisien.

d. Aturan Perencanaan dan Pelaksanaan Operasi (Scheduling and Dispatch

Code – SDC)


110


Berisi peraturan dan prosedur untuk perencanaan transaksi dan alokasi

(scheduling) pembangkit.

e. Aturan Setelmen (SETTELMENT CODE-SC)

Berisi ketentuan dan prosedur untuk metering, billing dan settlement

f. Aturan Pengukuran ( METERING CODE-MC)

Berisi persyaratan minimum teknis dan operasional untuk meter transaksi

yaitu meter utama dan meter pembanding yang harus dipasang oleh P3B dan

Pemakai Jaringan transmisi pada titik-titik sambungan.

g. Aturan Kebutuhan Data (DATA REQUIREMENT CODE-DRC)

Aturan Kebutuhan Data merangkum kebutuhan data yang dinyatakan

dalam Aturan Jaringan, merupakan data teknis detail yang dibutuhkan oleh P3B

dari semua Pemakai Jaringan, termasuk Perusahaan Pembangkit (PJB - IPP),

Usaha Distribusi Tenaga Listrik dan Konsumen Besar. Pusat Pengatur Beban

memerlukan data detail tersebut untuk mengevaluasi kesesuaiannya dengan

berbagai standar operasi dan teknis yang ditentukan dalam Aturan Jaringan guna

meyakinkan keamanan, keandalan dan efisiensi operasi Sistem.

Kebutuhan data tambahan tertentu (misalnya: data jadwal pemeliharaan

unit pembangkit, dan lain lain) yang secara jelas dinyatakan dalam Appendix

masing-masing Aturan lainnya dalam Aturan Jaringan tidak dicantumkan lagi

dalam Aturan ini. Apabila terdapat hal-hal yang tidak konsisten dalam hal

kebutuhan data di masing-masing bagian Aturan Jaringan dengan yang terdapat

dalam Aturan ini, maka ketentuan yang terdapat dalam bagian Aturan Jaringan

yang diikuti

Berisi ketentuan tentang kompilasi data dari Pemakai-Jaringan yaitu

pembangkit, unit distribusi dan konsumen besar. P3B memerlukan data tersebut

untuk evaluasi kesesuaian dengan Aturan Jaringan dalam rangka memastikan grid

reliability, security dan operational efficiency.

h. Terminologi dan Definisi (Glossary)

Glossary ini mendefinisikan terminologi yang digunakan dalam Aturan

Jaringan ini. Penggunaan yang konsisten atas definisi-definisi tersebut akan

mengurangi kemungkinan terjadinya kesalahpahaman ketentuan dalam Aturan


111


Jaringan. Dalam hal dimana sebuah terminologi atau kata dinyatakan secara

khusus pada suatu Bagian dalam Aturan Jaringan, maka pernyataan dalam Aturan

Jaringan tersebut yang diutamakan dibandingkan dengan penjelasan dalam

Glossary ini.

Kata-kata dan pernyataan berikut yang digunakan dalam Aturan Jaringan

diartikan seperti tabel berikut, kecuali permasalahannya memerlukan pengertian

lain.

i. Aturan Tambahan

Aturan tambahan ini mengatur pengecualian instalasi-instalasi Pemakai

Jaringan (Grid) yang tersambung ke Sistem Tenaga Listrik Jawa Madura Bali

berdasarkan kontrak kesepakatan Power Purchase Agreement (PPA) and Energy

Sales Contract (ESC) yang telah ditandatangani sebelum berlakunya Grid Code.

3.16.1.3 Ketentuan Operasi

Kebutuhan Aturan Jaringan

a. Memastikan reliability, security dan safety dari operasi sistem tenaga

listrik;

b. Menyediakan ketentuan operasional dan teknikal, serta standar dan

prosedur yang berlaku bagi semua Pemakai-Jaringan;

c. Menciptakan level playing field bagi semua Pemakai-Jaringan untuk akses

dan penggunaan Jaringan.

Mekanisme Aturan Jaringan Bekerja

a. Pembuatan Aturan Jaringan harus transparan, terbuka dan tidak

bias/menguntungkan salah satu pihak;

b. Aturan Jaringan diberlakukan dengan suatu dasar hukum yang kuat: misal

keputusan badan regulator, keputusan Pemerintah, dsb;

c. Aturan Jaringan harus dipatuhi oleh semua Pemakai-Jaringan;

d. Badan regulasi akan mengawasi kepatuhan atas Aturan Jaringan dengan

rekomendasi dari Komite Manajemen Jaringan;

e. Aturan Jaringan harus terus direvisi sesuai dengan perubahan kondisi

sistem, struktur industri dan faktor penting lainnya.


112


Kriteria Aturan Jaringan

a. Fleksibel dan akomodatif terhadap perubahan kondisi sistem;

b. Implementable;

c. Fair / tidak bias kepada salah pihak tertentu;

d. Jelas;

e. Komprehensif;

f. Konsisten dengan policy pemerintah atau aturan lain terkait;

g. Mencakup mekanisme Compliance Monitoring & Enforcement.

Industry Codes

Grid Code adalah salah satu dari beberapa formal Codes dan Standard

yang umum ada pada industri tenaga listrik (kompetitif):

a. Grid Code,

b. Distribution Code,

c. Tariff Code,

d. Service Quality Standard,

e. Planning & Competitive Tendering Code,

f. Pool / Market Rules.

Contoh Queensland Grid Code

a. Part A: Connection and Access

b. Part B: Network Service Pricing

c. Part C: System and Network Control

d. Part D: Settlements

e. Part E: Schedules

Contoh UK & Thailand Grid Code

a. Glossary & Definitions

b. Planning Procedure

c. Connection Conditions

d. Operating Procedures

e. Scheduling & Dispatch Procedures

f. Data Registration Requirements (UK Only)


113


g. General Conditions

Contoh System Code - State of Victoria Australia

a. Part 1: Introduction

b. Part 2: System Security

c. Part 3: Connection To System

d. Part 4: Large Units

e. Part 5: Scheduling & Dispatch

f. Part 6: Planning

g. Part 7: Reporting & Information

h. Part 8: Testing & Other Technical Requirements

i. Part 9: General

Contoh Transmission Code - Singapore

a. Planning Code

b. Use of System Code / Connection Conditions

c. Operating Code

d. Scheduling & Despatch Code

e. Data Registration Code

f. General Conditions

g. Metering Code

h. Transmission Code Advisory Committee

i. Glossary And Definitions

Prosedur Pedoman Operasi

Yang dimaksud dengan Pedoman Operasi adalah Prosedur yang mengatur

tatacara untuk mengoperasikan sistem tenaga listrik berikut masing-masing

komponen di dalamnya.

Pedoman Operasi Terdiri Dari:

a. Petunjuk Pengoperasian GI/GITET :

Berisi panduan bagi operator gardu induk (GI) / Gardu Induk Tegangan

Ekstra Tinggi (GITET) melakukan tugas operasional langsung pada

peralatan-peralatan (instalasi) di gardu induk.


114


b. Prosedur Pelaksanaan Pekerjaan pada Instalasi Listrik Tegangan Tinggi /

Ekstra Tinggi (Dokumen K3) :

Berisi prosedur keamanan dan keselamatan kerja untuk melaksanakan

pekerjaan di instalasi listrik tegangan tinggi / ekstra tinggi.

c. Pedoman Operasi GI/GITET :

Berisi panduan bagi dispatcher di pusat pengatur, operator GI /GITET dan

operator pembangkit mengoperasikan instalasi sistem tenaga.

d. Pedoman Pemulihan Sistem :

Berisi panduan bagi dispatcher di pusat pengatur memulihkan sistem

tenaga dari kondisi gangguan dan interaksinya dengan operator GI /

GITET dan pembangkit serta dengan dispatcher di pusat pengatur lainnya.

e. Prosedur Komunikasi Operasi :

Berisi panduan berupa tatacara (etika, alur) komunikasi di dalam

mengoperasikan sistem tenaga listrik.

f. Prosedur Akses Ke Jaringan Untuk Pekerjaan Dalam Keadaan

Bertegangan (PDKB) Pada Instalasi Tegangan Tinggi / Ekstra Tinggi.

3.16.2 SOP (Standart Operating Procedure)

SOP adalah suatu bentuk ketentuan tertulis yang berisi prosedur / langkah-

langkah kerja yang dipergunakan untuk melaksanakan suatu kegiatan. Dalam

bahasa Indonesia SOP disebut dengan Prosedur Tetap dan disingkat Protap.

Tujuan SOP

Agar pekerjaan berjalan dengan baik & lancer

Agar pekerjaan tidak menemui kesalahan

Agar waktu dalam kerja efektif, cepat & efisien

Agar keselamatan dalam bekerja terjaga

Agar peralatan aman dan kualitas hasil kerja memuaskan

Cara Membuat SOP

Inventarisasi prosedur yang dibutuhkan

Analisa & evaluasi prosedur yang sudah berjalan dan dilakukan, dengan

mencari positif dan negatifnya


115


Membuat dokumentasi urutan pelaksanaan untuk membuat SOP dimulai

dari perencanaan

Melakukan tinjauan dan evaluasi SOP secara berkala untuk revisi

Kerangka SOP

Lembar pengesahan, daftar pendistribusian, catatan perubahan dokumen

Kata pengantar

Daftar Isi, daftar gambar, daftar tabel

Pendahuluan & latar belakang

Isi SOP (berisi prinsip dan cara kerja)

Lampiran, daftar pustaka, daftar istilah & kosakata

S O P Pedoman Pemulihan Sistem

Terdiri atas 4 bagian yaitu :

1. Pendahuluan menjelaskan pentingnya pedoman pemulihan dan fasilitas

blackstart

2. Kondisi gangguan menjelaskan asumsi kejadian gangguan padam total dan

padam partial serta hal-hal yang perlu diperhatikan

3. Pelaksanaan pemulihan menjelaskan jalur pengiriman tegangan dan cara

pemulihan gangguan sampai dengan cara merangkai subsistem

4. Penutup menjelaskan tindakan khusus yang harus diperhatikan dan

dilaksanakan bila terjadi penyimpangan dan rekonfigurasi system

Persiapan pengiriman / penerimaan tegangan pada gardu induk saat

system, pengiriman tegangan dilaksanakan melalui sirkit 1, sedang untuk

penerimaan tegangan melalui sirkit 2. operator membuka pmt yg belum terbuka

sesuai daftar RTN tanpa harus melapor terlebih dahulu ke dispatcher region,

meyakinkan operator gi sebelum pengiriman tegangan bahwa pmt yg harus dibuka

oleh rtn apakah sudah terbuka, apakah ada kelainan instalasi untuk mempermudah

proses pengiriman maupun penerimaan tegangan.

S O P Operasi Gardu Induk

Pedoman operasi gardu induk terdiri atas 8 bagian yaitu :


116


1. Pendahuluan menjelaskan sop ini merupakan petunjuk bagi operator dan

dispatcher untuk pelaksanaan manuver untuk mengatasi gangguan, serta

deklarasi bahwa operasi sistem adalah wewenang dispatcher

2. Tugas dan Wewenang menjelaskan mengenai wewenang para pelaksana

SOP yaitu : Operator GI, Operator PLT serta Dispatcher

3. Kondisi Normal menjelaskan konfigurasi normal GI serta ketentuan bahwa

switch ACC harus pada posisi ON/Supervisori

4. Kondisi Gangguan menjelaskan mengenai tindakan yang harus dilakukan

oleh para pelaku SO apabila terjadi kelainan/penyimpangan/gangguan di

GI.

5. Penormalan Kembali menjelaskan mengenai tindakan yang harus

dilakukan oleh Operator GI atas komando Dispatcher.

6. Kondisi Darurat menjelaskan bahwa Operator GI dapat mengamankan

peralatan pada kondisi darurat (kebakaran, banjir, perlatan membara),

tanpa menunggu komando Dispatcher.

7. Komunikasi Operasional menjelaskan komunikasi antara Piket UPT,

Dispatcher dan Operator GI.

8. Aturan Tambahan menjelaskan mengenai kesepakatan beberapa kondisi.

S O P Prosedur Pelaksanaan Pekerjaan Pada Instalasi TT / TET

Pedoman pelaksanaan pekerjaan pada instalasi TT/TET terdiri atas 4

bagian yaitu :

1. Pendahuluan menjelaskan mengenai latar belakang, tujuan serta ruang

lingkup, serta penekanan bahwa semua personel yang terkait dengan

pemeliharaan harus mentaati sop ini.

2. Pengorganisasian Kerja menjelaskan harus dibentuk organisasi yang jelas

dengan beberapa personel sebagai supervisor, peran dan tugas dan

tanggung jawab setiap personel yang jelas.


117


3. Tahapan Pelaksanaan Kerja menjelaskan persiapan yang harus dilakukan,

pembebasan tegangan, manuver, pelaksanaan pekerjaan sampai pekerjaan

selesai.

4. Dokumen Prosedure Pelaksanaan Pekerjaan menjelaskan mengenai

formulir yang harus diisi mulai persiapan s.d pekerjaan selesai.

Hal – hal yang harus diperhatikan dalam pelaksanaan pekerjaan

penyaluran yaitu :

Pengawas Manuver, Pengawas Pekerjaan serta Pengawas K3 tidak boleh

dirangkap.

Formulir-formulir harus diisi sesuai dengan prosedure.

Koordinasi dengan baik antara Para Pengawas dengan Pelaksana

Pekerjaan, Operator GI dan Dispatcher.

Pada saat pekerjaan berlangsung, Pengawas K3 dan Pengawas Pekerjaan

harus berada dilokasi.

S O P Petunjuk Pengoperasian Gardu Induk

Pedoman petunjuk pengoperasian gardu induk terdiri atas 3 bagian yaitu :

1. Pendahuluan menjelaskan mengenai latar belakang, peranan Operator

Gardu Induk, pola pemantatuan serta maksud dan tujuan.

2. Tugas Operator Gardu menjelaskan mengenai yang harus dilakukan oleh

operator dari kondidi normal, kondisi gangguan dsd. Juga mengenai

pengoperasian perlatan yang ada di GI terkait.

3. Petunjuk Pengoperasian GI menjelaskan mengenai data peralatan yang

ada serta cara-cara pengoperasiannnya.

Pelaksanaan manuver untuk melayani pekerjaan pemeliharaan, atau

meningkatkan keandalan, serta penormalan kembali setelah gangguan, operator gi

harus melaksanakan (eksekusi) manuver.

S O P Pedoman Komunikasi

Alur komunikasi operasi sistem jawa bali seperti pada diagram alur

dibawah ini,


118


Gambar 3. Alur Komunikasi Operasi Sistem

Bagan waktu penanganan dampak non teknis gangguan sistem kelistrikan

yang berskala nasional adalah sebagai berikut

Gambar 3. Bagan Penanganan Dampak Non Teknis Gangguan Sistem Kelistrikan

S O P Pedoman Operasi Khusus

Pedoman operasi khusus terdiri atas 7 bagian yaitu :

1. Pendahuluan menjelaskan mengenai dibuatnya SOP untuk mengantisipasi

peristiwa-peristiwa tertentu (Hari Raya Idul Fitri, Pemilu Legislatif dll).


119


2. Pengaturan dan pengendali menjelaskan mengenai kondisi operasi sistem,

normal atau gangguan serta cara pemulihannya.

3. Strategi Operasi menjelaskan mengenai pasokan listrik, ke lokasi penting

serta pengamanannya serta prakiraan beban sistem.

4. Permasalahan penyaluran menjelaskan mengenai permasalahan yang ada

pada sistem penyaluran berikut strategi antisipasinya

5. Sistem SCADA dan Komunikasi menjelaskan mengenai kondisi SCADA

serta peralatan komunikasi berikut nomor telepon atau radio komunikasi

GI.

6. Komunikasi Operasion menjelaskan mengenai SOP komunikasi yang

berlaku

7. Jadwal Piket berisi jadwal dinas Piket Pimpinan, Piket Khusus serta Piket

lainnya.

Hal – hal yang perlu diperhatikan dalam pedoman operasi khusus yaitu :

Peristiwa-peristiwa tertentu atau hari-hari tertentu operasi sistem berbeda

dengan hari-hari biasa, karena sifat bebannya atau karena sifat

peristiwanya.

Antisipasi harus dituangkan dalam SOP sehingga setiap personel yang

terlibat mempunyai persepsi yang sama mengenai operasi sistem saat itu.

Perubahan yang sifatnya kondisional harus segera diantisipasi, dengan

demikian perlu peningkatan kewaspadaan di semua lini.

Tindakan pada saat terjadi gangguan, apabila terjadi gangguan maka

announciator pada panel kontrol dan indikator pada panel proteksi akan menyala

(bekerja), operator gardu induk harus :

Mematikan klakson

Mencatat announciator dan mereset indikasi relay, proteksi di lemari

proteksi.

Melapor kepada Dispatcher


120


3.17 PEMELIHARAAN SUTT & SUTET

3.17.1 KOMPONEN DAN FUNGSI

Berdasarkan fungsi dari tiap-tiap komponennya, sistem transmisi SUTT &

SUTET dikelompokkan sebagai berikut :

1. Isolasi

Isolasi berfungsi untuk mengisolasi bagian yang bertegangan dengan

bagian yang tidak bertegangan / ground baik secara elektrik maupun mekanik.

Isolasi pada SUTT & SUTET dibedakan menjadi 2, yaitu :

Isolasi Padat (Insulator)

Insulator Menurut Material

- Insulator Keramik (Porselen & Gelas)

Insulator porselen mempunyai keunggulan tidak mudah pecah,

tahan terhadap cuaca. Sedangkan insulator gelas digunakan

hanya untuk insulator jenis piring.

- Insulator non-Keramik (Komposit)

Insulator non-keramik (komposit) terbuat dari bahan polimer.

Insulator komposit dilengkapi dengan mechanical load-


121


bearing fiberglass rod, yang diselimuti oleh weather shed

polimer untuk mendapatkan nilai kekuatan eletrik yang tinggi.

Insulator Menurut Bentuk

- Insulator Piring

Dipergunakan untuk insulator penegang dan insulator gantung,

dimana jumlah piringan insulator disesuaikan dengan tegangan

sistem.

- Insulator tipe post

Dipergunakan sebagai tumpuan dan memegang bagi konduktor

diatasnya untuk pemasangan secara vertikal dan sebagai

insulator dudukan

- Insulator long rod

adalah insulator porselen atau komposit yang digunakan untuk

beban tarik.

Insulator Menurut Pemasangan

- “I” string

Gambar Insulator “I” string

- “V” string


122


Gambar Insulator “V” string

- Horizontal string

Gambar Insulator horizontal string

- Single string

Gambar Insulator single string

- Double string


123


Gambar 1 Insulator double string

- Quadruple

Gambar 2 Insulator quadruple

Isolasi Udara

Isolasi udara berfungsi untuk mengisolasi antara bagian yang bertegangan

dengan bagian yang tidak bertegangan / ground dan antar fasa yang

bertegangan secara elektrik. Kegagalan fungsi isolasi udara disebabkan

karena breakdown voltage yang terlampaui (jarak yang tidak sesuai,

perubahan nilai tahanan udara, tegangan lebih).

2. Pembawa Arus

Komponen-komponen yang termasuk fungsi pembawa arus, yaitu :


124


Konduktor Penghantar

Merupakan suatu media untuk menghantarkan arus listrik yang

direntangkan lewat tiang-tiang SUTT & SUTET melalui insulator-

insulator sebagai penyekat konduktor dengan tiang.

Jenis-jenis konduktor berdasarkan bahannya :

- Konduktor jenis tembaga (BC : Bare copper)

Konduktor ini merupakan penghantar yang baik karena memiliki

konduktivitas tinggi dan kekuatan mekanik yang cukup baik.

- Konduktor jenis aluminium

Konduktor dengan bahan aluminium lebih ringan daripada konduktor

jenis tembaga, konduktivitas dan kekuatan mekaniknya lebih rendah.

Jenis-jenis konduktor alumunium antara lain :

a. Konduktor ACSR (Alumunium Conductor Steel Reinforced)

Konduktor jenis ini, bagian dalamnya berupa steel yang mempunyai

kuat mekanik tinggi, sedangkan bagian luarnya berupa aluminium

yang mempunyai konduktivitas tinggi. Karena sifat elektron lebih

menyukai bagian luar konduktor daripada bagian sebelah dalam

konduktor, maka pada sebagian besar SUTT maupun SUTET

menggunakan konduktor jenis ACSR.

Untuk daerah yang udaranya mengandung kadar belerang tinggi

dipakai jenis ACSR/AS, yaitu konduktor jenis ACSR yang

konduktor steelnya dilapisi dengan aluminium.

b. Konduktor jenis TACSR (Thermal Aluminium Conductor Steel

Reinforced)

Konduktor jenis ini mempunyai kapasitas lebih besar tetapi berat

konduktor tidak mengalami perubahan yang banyak, tapi

berpengaruh terhadap sagging.

Sambungan Konduktor (Compression Joint)

Sambungan konduktor adalah material untuk menyambung konduktor penghantar

yang cara penyambungannya dengan alat press tekanan tinggi.

Sambungan (joint) harus memenuhi beberapa syarat antara lain :


125


a. Konduktivitas listrik yang baik

b. Kekuatan mekanik yang besar

Ada 2 jenis teknik penyambungan konduktor penghantar ACSR & TACSR, yaitu

a. Sambungan dengan puntiran (sekarang sudah jarang

dipergunakan)

b. Sambungan dengan press

Penempatan compression joint harus memperhatikan hal-hal sebagai

berikut :

a. Diusahakan berada di tengah-tengah gawang atau bagian terendah

dari andongan konduktor.

b. Tidak boleh berada di dekat tower tension

c. Tidak boleh di atas jalan raya, rel KA, SUTT, dll

Konduktor Penghubung (Jumper)

Konduktor penghubung digunakan sebagai penghubung konduktor pada tiang

tension. Besar penampang, jenis bahan, dan jumlah konduktor pada konduktor

penghubung disesuaikan dengan konduktor yang terpasang pada SUTT / SUTET

tersebut.

Jarak konduktor penghubung dengan tiang diatur sesuai tegangan operasi dari

SUTT / SUTET konduktor pada tiang tension SUTET umumnya dipasang counter

weight sebagai pemberat agar posisi dan bentuk konduktor penghubung tidak

berubah.

Klem Konduktor Penghantar

Klem konduktor penghantar digunakan untuk memegang konduktor penghantar

terhadap insulator.

Macam-macam klem konduktor penghantar :

o Klem penegang (tension clamp)

Dipergunakan untuk pengikat konduktor fasa pada insulator penegang

pada tiang penegang.

Ada 2 (dua) macam klem penegang konduktor penghantar yang

umumnya dipergunakan, yaitu :

a. Klem penegang dengan mur baut (strain clamp)


126


b. Klem penegang dengan press

o Klem jembatan (paralel groove clamp)

Klem ini digunakan pada tiang-tiang tipe penegang (tiang tension) yang

berfungsi sebagai penggandeng (penyambung) kedua ujung konduktor

dari klem penegang satu dengan klem penegang lainnya.

3. KONSTRUKSI DAN PONDASI

Komponen utama dari Fungsi Konstruksi dan Pondasi pada sistem transmisi

SUTT & SUTET adalah Tiang (Tower). Tiang adalah konstruksi bangunan yang

kokoh untuk menyangga / merentang konduktor penghantar dengan ketinggian

dan jarak yang aman bagi manusia dan lingkungan sekitarnya dengan sekat

insulator.

3.1 Tiang Menurut Fungsi

1. Tiang penegang (tension tower)

Tiang penegang terdiri dari :

a. Tiang sudut (angle tower)

b. Tiang akhir (dead end tower)

2. Tiang penyangga (suspension tower)

3. Tiang penyekat (section tower)

4. Tiang transposisi

5. Tiang portal (gantry tower)

6. Tiang kombinasi (combined tower)

3.2 Tiang Menurut Bentuk

1. Tiang pole

Konstruksi SUTT dengan tiang beton atau tiang baja, pemanfaatannya

digunakan pada perluasan SUTT dalam kota yang padat penduduk dan

memerlukan lahan relatif sempit.

Berdasarkan materialnya, terbagi menjadi :

a. Tiang pole baja

b. Tiang pole beton

2. Tiang kisi-kisi (lattice tower)


127


Terbuat dari baja profil, disusun sedemikian rupa sehingga

merupakan suatu menara yang telah diperhitungkan kekuatannya

disesuaikan dengan kebutuhannya. Berdasarkan susunan / konfigurasi

penghantarnya dibedakan menjadi 3 (tiga) kelompok besar, yaitu :

a. Tiang delta (delta tower)

Gambar 3 Tiang delta

b. Tiang zig-zag (zig-zag tower)


128


Gambar 4 Tiang zig-zag

c. Tiang piramida (pyramid tower)

Gambar 5 Tiang piramida

4. PROTEKSI PETIR

adalah semua komponen pada SUTT & SUTET yang berfungsi dalam melindungi

saluran transmisi dari sambaran petir, yang terdiri dari :


129


4.1 Konduktor Tanah (Earth Wire)

Konduktor tanah atau Earth wire adalah media untuk melindungi konduktor fasa

dari sambaran petir. Jumlah konduktor tanah pada SUTT maupun SUTET paling

sedikit ada satu buah di atas konduktor fasa, namun umumnya dipasang dua buah.

Pemasangan satu buah konduktor tanah untuk dua penghantar akan membuat

sudut perlindungan menjadi besar sehingga konduktor fasa mudah tersambar petir.

4.2 Konduktor Penghubung Konduktor Tanah

Untuk menjaga hubungan konduktor tanah dengan tiang, maka pada ujung travers

konduktor tanah dipasang konduktor penghubung yang dihubungkan ke

konduktor tanah. Konduktor penghubung terbuat dari konduktor tanah yang

dipotong dengan panjang yang disesuaikan dengan kebutuhan.

4.3 Arcing Horn

Arcing horn berfungsi memotong tegangan impuls petir secara pasif (tidak

mampu memadamkan follow current dengan sendirinya).

4.4 Konduktor Penghubung Konduktor Tanah ke Tanah

Konduktor penghubung ini berfungsi agar arus petir yang menyambar konduktor

tanah maupun tiang SUTT / SUTET dapat langsung disalurkan ke tanah dengan

pertimbangan bahwa nilai hambatan konduktor lebih kecil dibandingkan nilai

hambatan tiang.

4.5 Pentanahan (Grounding)

Pentanahan tower adalah perlengkapan pembumian sistem transmisi yang

berfungsi untuk meneruskan arus listrik dari tiang SUTT maupun SUTET ke

tanah.

Jenis-jenis pentanahan tiang pada SUTT & SUTET :

Electroda bar,

Electroda plat,

Counter poise electrode,

Mesh electrode.

Komponen-komponen pentanahan tiang :

Konduktor pentanahan

Klem pentanahan atau sepatu kabel


130


Batang pentanahan

Klem sambungan konduktor pentanahan

5. AKSESORIS

Aksesoris pada sistem transmisi SUTT / SUTET adalah semua komponen

pendukung fungsi isolasi, fungsi konstruksi dan fungsi K3 dari sistem tersebut.

Berdasarkan perannya sebagai komponen pendukung, aksesoris dibedakan

menjadi :

1. Aksesoris insulator

Merupakan semua komponen pendukung agar insulator dapat terhubung secara

mekanis dengan tower dan konduktor. Komponen ini terdiri dari :

Klem penyangga (suspension clamp)

Suspension yoke

Socket clevis

Bolt clevis

Socket link bolt

Spacer

Clevis clamp suspension

Turnbucle / span scrup

Damper

Clamp OPGW

Extention link

Adjuster link

Dead end press

Compression dead end press

Konduktor penghubung clamp

Shackle

Counter weight

Link panjang

2. Aksesoris panjat (fungsi konstruksi)


131


Komponen pendukung yang memudahkan petugas untuk melakukan pemanjatan

ke atas tower, yaitu Baut panjat (step bolt) yang berfungsi untuk pijakan petugas

sewaktu naik maupun turun dari tower

3. Aksesoris K3

Komponen pendukung yang bertujuan untuk memberikan peringatan bahaya dan

informasi di sekitar saluran transmisi.

Penghalang panjat / ACD (Anti Climbing Device)

Penghalang panjat berfungsi untuk menghalangi orang yang tidak

berkepentingan untuk naik tower.

Tanda penghantar & nomor tiang

Komponen ini berfungsi untuk identitas tower.

Tanda bahaya

Komponen ini berfungsi untuk memberikan peringatan bahaya tegangan

tinggi.

Ball sign

Komponen ini berfungsi untuk memberi tanda bagi pesawat yang lewat

yang terpasang pada konduktor dan konduktor petir.

Lampu penerbangan (aviation light)

Adalah rambu peringatan berupa lampu terhadap lalu lintas udara,

berfungsi untuk memberi tanda kepada pilot pesawat terbang bahwa

terdapat konduktor transmisi. Jenis lampu penerbangan adalah sebagai

berikut :

- Lampu penerbangan yang terpasang pada tower dengan suplai

dari jaringan tegangan rendah

- Lampu penerbangan yang terpasang pada konduktor penghantar

dengan sistem induksi dari konduktor penghantar.

3.17.2 FAILURE MODE AND EFFECT ANALYSIS (FMEA)

Failure Modes and Effects Analysis (FMEA) adalah prosedur analisa dari model

kegagalan (failure modes) yang dapat terjadi dalam sebuah sistem untuk

diklasifikasikan berdasarkan hubungan sebab-akibat dan penentuan efek dari

kegagalan tersebut terhadap sistem.


132


PROSEDUR PEMBUATAN FMEA

Gambar 6 Flowchart prosedur pembuatan FMEA

1. Mendefinisikan fungsi utama dari sistem / peralatan

2. Menentukan sub sistem dan fungsinya

3. Menentukan komponen dan sub komponen sistem

4. Menentukan functional failures dan failures modes

3.17.3 PEDOMAN PEMELIHARAAN SUTT & SUTET

Pemeliharaan SUTT & SUTET adalah proses kegiatan yang bertujuan

mempertahankan atau menjaga kondisi SUTT & SUTET, sehingga dalam

pengoperasiannya SUTT & SUTET dapat selalu berfungsi sesuai dengan

karakteristik desainnya dan mencegah terjadinya gangguan yang merusak. Jadi,

efektifitas dan efisiensi dari pemeliharaan SUTT & SUTET dapat dilihat dari :

- Peningkatkan reliability, avaibility dan efficiency SUTT & SUTET

- Perpanjangan umur SUTT & SUTET

- Perpanjangan interval overhaul (pemeliharaan besar) pada SUTT &

SUTET

- Pengurangan resiko terjadinya kegagalan atau kerusakan pada SUTT &

SUTET

- Peningkatan safety

- Pengurangan lama waktu padam

- Waktu pemulihan yang efektif.

- Biaya pemeliharaan yang efisien/ekonomis.


133


Gambar Metode Pemeliharaan SUTT & SUTET

3.17.3.1 PEMELIHARAAN PREVENTIF (PREVENTIVE MAINTENANCE)

Adalah pemeliharaan yang dilaksanakan untuk mencegah terjadinya

kerusakan secara tiba-tiba dan untuk mempertahankan unjuk kerja yang optimal

sesuai umur teknisnya, melalui inspeksi secara periodik dan pengujian fungsi atau

melakukan pengujian dan pengukuran untuk mendiagnosa kondisi peralatan.

Pemeliharaan ini dapat dibagi menjadi 2 (dua), yaitu :

3.17.3.2 PEMELIHARAAN RUTIN (ROUTINE MAINTENANCE)

Adalah pemeliharaan secara periodik / berkala dengan melakukan

inspeksi dan pengujian fungsi untuk mendeteksi adanya potensi kelainan atau

kegagalan pada peralatan dan mempertahankan unjuk kerjanya. Dalam

pelaksanaannya, pemeliharaan rutin pada SUTT & SUTET terdiri dari :

- Pemeliharaan mingguan (Ground patrol)

- Pemeliharaan 5 tahunan (Climb up Inspection) atau 20% dari panjang

SUTT & SUTET pertahun.

Secara garis besar, ruang lingkup pemeliharaan Routine meliputi :


134


In Service Visual Inspection

Adalah pekerjaan pemantauan / pemeriksaan secara berkala / periodik

kondisi peralatan saat operasi dengan hanya memanfaatkan 5 (lima) panca indera

dan alat ukur bantu sederhana sebagai pendeteksi. Tujuan In Service Visual

Inspection untuk mendapatkan indikasi awal ketidaknormalan peralatan (anomali)

sebagai bahan untuk melakukan

Pada SUTT & SUTET, In Service Visual Inspection terbagi menjadi :

1. Ground Patrol

Ground patrol adalah jenis pekerjaan pemantauan / pemeriksaan secara berkala /

periodik terhadap jalur transmisi (SUTT & SUTET) tanpa memanjat tower, yang

dilakukan oleh Line walker (Petugas Ground Patrol).

2. Climb up Inspection

Climb up inspection adalah jenis pekerjaan pemeriksaan secara berkala / periodik

terhadap tower berikut perlengkapannya dilakukan oleh Climber (petugas

pemeliharaan) dengan cara memanjat tower pada SUTT / SUTET yang dalam

keadaan bertegangan.

3.17.3.3 PREDICTIVE MAINTENANCE

Disebut juga dengan Pemeliharaan Berbasis Kondisi (Condition Based

Maintenance). Adalah pemeliharaan yang dilakukan dengan cara melakukan

monitor dan membuat analisa trend terhadap hasil pemeliharaan untuk dapat

memprediksi kondisi dan gejala kerusakan secara dini. Ruang lingkup Predictive

Maintenance meliputi :

In Service Measurement

Adalah pengujian yang dilakukan saat peralatan operasi (bertegangan) untuk dapat

memprediksi kondisi dan gejala kerusakan peralatan secara dini yang waktu

pelaksanaannya disesuaikan dengan kondisi peralatan. Untuk SUTT & SUTET,

uraian kegiatan yang dilaksanakan meliputi pengujian Thermovisi, Korona,

Puncture Insulator, Resistansi pentanahan tower.


135


Shutdown Testing / Measurement

Adalah pengujian contoh yang dilakukan saat peralatan tidak operasi

(padam) untuk dapat memprediksi kondisi dan gejala kerusakan peralatan secara

dini. Khususnya pada transmisi yang sudah habis masa manfaatnya.

3.17.3.4 PEMELIHARAAN PASCA GANGGUAN

Adalah pemeliharaan yang dilaksanakan setelah peralatan mengalami

gangguan dengan kegiatan pemeliharaan yang dilaksanakan meliputi In

ServiceVisual Inspection.

Bila diketahui kondisi peralatan masih baik, maka peralatan dapat

dioperasikan kembali; namun bila diketahui telah terjadi kerusakan yang

memerlukan perbaikan, maka perlu ditindaklanjuti dengan Corrective

Maintenance.

- CORRECTIVE MAINTENACE

Adalah pemeliharaan yang dilakukan ketika peralatan mengalami

kelainan / unjuk kerja rendah pada saat menjalankan fungsinya atau kerusakan

(berdasarkan Condition Assesment dari Preventive Maintenance), dengan tujuan

untuk mengembalikan pada kondisi semula melalui perbaikan (repair) ataupun

penggantian (replace). Di dalam pelaksanaannya, Corrective Maintenance dapat

dibagi menjadi 2 (dua), yaitu :

- PLANNED

Acuan tindak lanjut yang digunakan pada Planned Corrective

Maintenance berdasarkan hasil pemeriksaan Ground patrol, Climb up dan

pengujian pada Predictive Maintenance.

- UNPLANNED

Disebut juga dengan Pemeliharaan Breakdown. Adalah pemeliharaan yang

dilakukan ketika peralatan mengalami kerusakan secara tiba-tiba sehingga

menyebabkan pemadaman. Untuk mengembalikan pada kondisi semula perlu

dilakukan perbaikan besar (repair) atau penggantian (replace).


bab 3.doc

Documents