draft rot 2012 rev28 (final)

PT PLN (PERSERO) P3B JAWA BALI

Cinere 16514 – Jakarta Selatan

No. Rekaman: 03/ROT/2012-001

Berlaku Efektif: 1 Januari 2012

Rencana Operasi 2012

RENCANA OPERASI

SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI

2012

PEMANTAUAN SASARAN MUTU ISO – 9001:2000BIDANG OPERASI SISTEM

2012

N

O

URAIAN SATUAN NILAI REALISASI

1. Penyusunan Rencana Operasi Tahunan tidak melebihi 15 Desember setiap tahun

%/Tahun 100

STATUS KETIDAKSESUAIAN PRODUK

Keterangan:- Hijau: Sasaran mutu terpenuhi- Merah: sasaran mutu tidak terpenuhi

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : i






PERNYATAAN

Rencana Operasi Tahun 2012 disiapkan dan dibuat semata-mata hanya untuk

tujuan penyediaan informasi. Tidak satupun pernyataan dalam dokumen ini dapat

dianggap sebagai suatu rekomendasi terbaik bagi solusi terhadap permasalahan

yang ada pada operasi sistem tenaga listrik Jawa-Bali. Dokumen ini juga tidak

dimaksudkan untuk menyediakan semua informasi yang diperlukan bagi pihak-

pihak yang membutuhkan.

Barang siapa yang ingin menggunakan informasi yang terdapat dalam dokumen

ini hendaknya maklum bahwa informasi yang digunakan pada dokumen ini

diambil oleh PLN P3B Jawa Bali dari beberapa sumber terkait, dan jika diperlukan

pembaca bisa melakukan pengecekan sendiri atas akurasi, kelengkapan, dan

kesesuaian informasi yang ada.

Semua informasi yang terdapat pada dokumen ini hanya merupakan indikasi

operasi sistem berdasarkan perkembangan kondisi sistem mutakhir pada saat

pembuatan dokumen ini. Mengingat kondisi sistem yang dinamis dan cenderung

untuk selalu berubah maka implementasi operasi sesungguhnya bisa berbeda

dari rencana operasi sesuai dokumen ini.

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : ii






EXECUTIVE SUMMARY

Rencana Operasi 2012 disiapkan dan dibuat dengan tujuan untuk penyediaan

informasi mengenai perkiraan kondisi operasi sistem Jawa Bali 2012 beserta

strategi operasinya.

Hal – hal yang perlu diperhatikan dalam pengoperasian sistem tenaga listrik Jawa

Bali selama 2012 antara lain adalah sebagai berikut :

1. Beban puncak netto diperkirakan mencapai 20.775, tumbuh 5,2% atau 1.036

MW tas beban puncak tahun 2011 sebesar 19.739 MW. Energi yang diterima

dari pembangkit sebesar 144.163 GWh, tumbuh 7.11% dibanding estimated

actual 2011 sebesar 134.588 GWh. Energi yang disalurkan ke Distribusi

direncanakan 141.323 GWh. Dengan demikian faktor beban (LF) Sistem Jawa

Bali diperkirakan 79%.

2. Rencana penambahan pembangkit baru pada 2012 adalah sebesar 5.540 MW,

PLTU Lontar #2 & #3 @290 MW (COD Januari 2012 dan COD Maret 2012),

PLTU Pelabuhan Ratu 2 x 290 MW (COD Agustus dan November 2012), dan

PLTU Pacitan 2 x 290 MW (COD Agustus dan November 2012), PLTU Paiton

#3: 645 MW & #9: 815 MW (COD @April 2012), PLTU Kanci 1 x 660 MW (COD

Agustus 2012), PLTU Tanjung Jati #4: 660 MW (COD Januari 2012), dan

PLTGU Priok Blok3: 720 MW (COD April 2012), PLTGU Muaratawar Blok5: 360

MW (COD Oktober 2012).

3. Dengan penambahan daya mampu tahun 2012 sebesar 5.540 MW, maka

Daya Mampu Netto (DMN) SJB pada akhir tahun akan mencapai 30.498 MW.

Adapun komposisi DMN per perusahaan pembangkit terhadap total DMN,

adalah sbb. :

PT Indonesia Power (PT IP) sebesar 8.115 MW atau 27 %,

PT Pembangkitan Jawa Bali (PT PJB) sebesar 7.020 MW atau 23 %,

PT Pembangkitan Tanjungjati-B (PT PLN TJB) sebesar 2.643 MW atau 9 %,

Unit Induk Pembangkitan Jawa Bali (PT PLN UI PJB) sebesar 7.113 MW atau

23 %,

Independent Power Producer (IPP) 17%. 5.606 MW atau 18%

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : iii






4. Berdasarkan analisis kecukupan daya, maka Sistem Jawa Bali sepanjang 2012

dalam kondisi normal, dengan margin cadangan kriteria N-1 sepanjang tahun

terpenuhi (53 pekan).

5. Bauran energi (Energy mix) diperkirakan sbb.: tenaga air 4,6%, panasbumi

5,9%, batubara 60,6%, gasbumi 19,9%, MFO 0,7% dan HSD 3,2%. Dengan

demikian, total proporsi BBM diperkirakan sebesar 3,9% dari total sistem.

6. Sesuai dengan kesepakatan SPK-TPA (Sekretariat Pelaksana Koordinasi Tata

Pengaturan Air) Citarum dan prakiraan Badan Meteorologi dan Geofisika maka

Pola Operasi Waduk Seri Citarum menggunakan 3 pola prakiraan air masuk,

yaitu Pola Normal, pola Kering dan Basah dengan mempertimbangkan

kebutuhan pengairan di hilir sungai Citarum.

7. Perubahan pasokan gas yang berpengaruh signifikan terhadap produksi

PLTG/GU gas adalah masuknya LNG (FSRT Nusantara Regas) sebesar 70

BBTUD mulai Februari 2012 dan naik menjadi 260 BBTUD mulai April 2012

untuk pembangkit Muarakarang dan Priok dan tambahan gas Gresik dari

Kangean mulai April 2012 sehingga pasokan gas naik dari 180 BBTUD menjadi

232 BBTUD.

8. Untuk sistem penyaluran 500 kV penambahan instalasi baru di tahun 2012

yaitu IBT-2 Depok 500 MVA 500/150 kV, IBT-2 Mandirancan 500 MVA 500/150

kV, dan GITET UjungBerung & IBT 2 x 500 MVA 500/150 kV.

9. Dari hasil studi aliran daya tahun 2012, diestimasikan kontingensi N-1 tidak

terpenuhi di sistem 500kV untuk ruas SUTET Suralaya-Balaraja 1,2, ruas

SUTET MuaraTawar-Cawang, SUTET Cibinong-Bekasi, dan ruas SUTET

Ungaran-TanjungJati 1,2.

10. Mengingat pembangunan double phi ruas SUTET Cibinong-Bekasi diperkirakan

selesai sekitar akhir tahun 2012, kendala kontingensi N-1 SUTETE

MuaraTawar-Cawang dan Cibinong-Bekasi akan diatasi dengan skema

pengaman OLS yang akan dioperasikan Januari 2012.

11. Beberapa projek penting yang membutuhkan prioritas penyelesaian di 2012

antara lain:

Penggantian T/L bay penghantar Angke-Ancol untuk fleksibilitas operasi

dan transfer daya dari SS Muarakarang – Priok.

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : iv






SUTT 150kV PLTU Lontar-Tangerang baru untuk mengoptimalkan pasokan

daya PLTU Lontar 3 unit dan untuk memudahkan rekonfigurasi jaringan

dalam rangka penghematan BBM.

SUTT 150kV Gandul-Serpong guna mengoptimalkan IBT-3 500/150kV

Gandul dan mengurangi pembebanan IBT Balaraja.

Outlet untuk menyalurkan pasokan daya dari PLTU Jabar2 (Pelabuhan

Ratu) : SUTT 150kV baru PLTU Pelabuhan Ratu-Cibadak Baru,

rekonduktoring Bogor Baru-Sentul, uprating/rekonduktoring SUTT

CibadakBaru-Ciawi, uprating/rekonduktoring Ciawi-BogorBaru.

Outlet untuk evakuasi daya PLTU Cirebon: rekonduktoring/baru SUTT

Kanci-Brebes-Kebasen.

Outlet untuk evakuasi daya PLTU Pacitan ke sub sistem Kediri;

uprating/rekonduktoring PLTU Pacitan-Pacitan-Manisrejo.

Untuk peningkatan kehandalan sistem 500kV yaitu SUTET 500kV Suralaya-

Bojanegara-Balaraja baru guna evakuasi daya PLTU Suralaya-8,

pembangunan double phi SUTET Cibinong-Bekasi untuk penyaluran daya

dengan pengoptimalan IBT 4x500MVA Bekasi dan IBT 2x500 MVA Cawang

Ruas SUTT 150 kV TanjungJati-Sayung sebagai keandalan outlet evakuasi

PLTU Tanjung Jati #3&4 melalui IBT 1,2 TanjungJati 500 MVA.

SKLT 150 kV Jawa-Bali 3 & 4 baru untuk penyaluran daya dan

mengantisipasi defisit sub sistem Bali.

12. Subsistem yang rawan dan berpotensi mengalami defisit daya adalah :

Subsistem Bali dengan beban puncak 634 MW, pertumbuhan 15.8%

sedang mampu pasok maksimal mencapai 669 MW, sehingga subsistem

Bali tetap berpotensi mengalami pemadaman dengan Energy Not Served

(ENS) mencapai 0,2 GWh, diantaranya yaitu pada saat pemeliharaan tipe-

C dan tipe-A PLTG Gilimanuk yaitu pada minggu ke-7 s.d. 12 dan minggu

ke-31 s.d 32. Selain itu potensi pemadaman akan terjadi jika terjadi

gangguan pada pembangkit besar atau kabel laut. Potensi pemadaman

akan berkurang setelah masuknya tambahan kabel laut 3-4 sebesar 200

MW di awal Agustus 2012, tetapi untuk menjaga kualitas tegangan di

subsistem tersebut maka total transfer kabel laut 1-4 dibatasi 350 MW

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : v






Subsistem Jakarta terutama subsistem Balaraja memiliki potensi

mengalami Manual Load Shedding (MLS) karena beban IBT 500/150 KV

sudah mendekati batas kemampuannya. Potensi MLS akan terjadi jika

terjadi penurunan kemampuan pasok pada pembangkit baik karena

kendala bahan bakar, pemeliharaan maupun gangguan pembangkit atau

gangguan pada penghantar.

14. Potensi penurunan ketersediaan gas (short fall), kondisi hidrologi tahun

kering, dan derating pembangkit batubara diperkirakan dapat mencapai

5.041 GWh yang membutuhkan substitusi energi BBM. Jika unit pembangkit

proyek 10.000 MW yang akan mulai beroperasi tahun 2012 diasumsikan

mundur masing-masing satu bulan dari jadwal COD semula maka berpotensi

terjadi kenaikan BBM sebesar 2156 GWh atau setara dengan 0.6 juta kilo liter

BBM.

15. Dengan mempertimbangkan kondisi operasi 2012 tersebut di atas, maka

strategi operasi yang perlu diterapkan pada tenaga listrik Jawa Bali adalah :

Memperketat jadual pemeliharaan instalasi;

Mengoptimalkan pengoperasian pembangkit Batubara dan Gas untuk

meminimalkan pemakaian BBM;

Mengurangi jumlah GI yang mengalami ekskursi tegangan;

Meningkatkan jumlah pembangkit yang aktif dalam aksi free-governor dan

LFC untuk menjaga kestabilan frekuensi.

Melaksanakan strategi load shedding yang lebih luas dan lebih efektif

pada saat terjadi defisit daya.

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : vi






DAFTAR ISI

PERNYATAAN ii

EXECUTIVE SUMMARY iii

DAFTAR ISI vii

1. PENDAHULUAN 1

1.1. Tujuan 1

1.2. Ketentuan Grid Code 1

1.3. Lingkup Bahasan 2

2. DESKRIPSI SINGKAT SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI 3

2.1. Operasi Sistem 3

2.2. Karakteristik Beban dan Pembangkit 3

2.3. Karakteristik Beban & Model Sistem5

2.4. Partisipasi Konsumen7

3. ACUAN RENCANA OPERASI 8

4. BEBAN DAN ENERGI 15

4.1. Beban 15

4.2. Energi 16

4.3. Neraca Energi17

5. PEMBANGKITAN 19

5.1. Komposisi Pembangkitan 19

5.2. Kondisi Hidrologi 19

5.3. Jadual Pemeliharaan Pembangkit 22

5.4. Komposisi Energi 22

6. PENYALURAN 24

6.1. Komposisi Penyaluran 24

6.2. Konfigurasi Penyaluran 24

6.3. Analisis Aliran Daya 36

6.4. Analisis Hubung Singkat 38

7. ANALISIS KECUKUPAN DAYA 39

7.1. Neraca Daya 39

7.2. Energy Not Served (ENS) 39

7.3. Pemadaman Beban 40

7.4. Sub-Sistem Wilayah Jakarta 40

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : vii






7.5. Sub-Sistem BandungSelatan – UjungBerung 44

7.6. Sub Sistem Wilayah Jawa Tengah & DIY 45

7.7. Subsistem Bali 48

8. KENDALA PENYALURAN 50

8.1. Kriteria N-1 50

8.2. Kualitas Tegangan 53

9. STRATEGI OPERASI 55

9.1. Pengendalian Frekuensi 55

9.2. Island Operation 58

9.3. Pengendalian Tegangan 60

9.4. Pelepasan Beban dan Pembangkit Melalui Skema OLS & OGS 61

10. STUDI SENSITIVITAS 62

10.1. Tahun Kering, Derating PLTGU Gasbumi dan PLTU Batubara 62

10.2. Pertumbuhan energi 2012 7,9% terhadap 2011 62

10.3. Sensitivitas Kecukupan Daya 64

10.4. Dampak Mundurnya Pembangkit Proyek 10.000 MW 65

11. TINJAUAN KONDISI SISTEM 2013 67

11.1. Neraca Energi67

11.2. Analisis Kecukupan Daya Sistem Jawa Bali 68

11.3. Analisis Kecukupan Daya Sub-Sistem Wilayah Jakarta 69

11.4. Analisis Kecukupan Daya Subsistem Jawa Tengah & DIY 69

11.5. Analisis Kecukupan Daya Subsistem Bali 70

LAMPIRAN-LAMPIRAN

Lampiran – 1 : Pembelian Energi Listrik 2012

Lampiran – 2 : Jadual Pemeliharaan Pembangkit 2012

Lampiran – 3 : Proyeksi Neraca Daya Sistem Jawa Bali 2012

Lampiran – 4 : Proyeksi Neraca Daya Sub Sistem Jakarta 2012

Lampiran – 5 : Proyeksi Neraca Daya Sub Sistem Bali 2012

Lampiran – 6 : Daya Mampu Netto Unit Pembangkit Sistem Jawa Bali 2012

Lampiran – 7 : Projek Penyaluran 2012

Lampiran – 8 : Daya Hubung Singkat 3 Phasa

Lampiran – 9 : Jadual Pekerjaan Instalasi Penyaluran 500 kV 2012

Lampiran – 10 : Konfigurasi Sistem Jawa Bali 500 kV dan 150 kV

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : viii






Lampiran – 11 : Skema Island Operation

Lampiran – 12 : Skema OLS & OGS

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : ix






1. PENDAHULUAN

1.1. Tujuan

Pembuatan Rencana Operasi ini bertujuan untuk menyediakan informasi awal

mengenai kondisi operasi sistem tenaga listrik Jawa-Bali, termasuk kendala

pasokan dan penyaluran yang dihadapi pada 2012. Dengan informasi yang

tersedia diharapkan pengguna jaringan dan pihak terkait lainnya dapat

mengambil langkah-langkah antisipasi atau memberikan kontribusi untuk

meminimumkan dampak negatif yang mungkin akan dialami. Disamping itu,

dokumen ini akan digunakan sebagai dasar perencanaan operasi sistem tenaga

listrik dalam horison yang lebih sempit, yaitu bulanan, mingguan dan harian.

1.2. Ketentuan Grid Code

Dokumen ini disusun untuk memenuhi kewajiban PLN P3B Jawa Bali mengenai

pembuatan rencana operasi jangka panjang dua tahunan sesuai ketentuan pada

Scheduling & Dispatch Code (SDC) 2.0 dari Aturan Jaringan Jawa-Madura-Bali

sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 03 tahun 2008.

Ketentuan tersebut mengharuskan perencanaan operasi meliputi hal-hal berikut:

Alokasi bulanan produksi pembangkit dan tingkat beban.

Rencana pengeluaran (outages) unit pembangkit.

Operasi bulanan waduk (PLTA) dengan memperhatikan kondisi lingkungan

dan kebutuhan irigasi.

Projeksi harga energi.

Perkiraan energi tak terlayani.

Alokasi pengambilan minimum energi dari pembangkit ber-kontrak take-or-

pay.

Penentuan kendala transmisi permanen.

Alokasi tingkat cadangan putar dan cadangan dingin yang memadai, dan

tingkat keandalan bulanan sesuai definisi margin keandalan pada Operating

Code (OC) 2.2.

Edisi : 01 Revisi : 00 Halaman : 1






1.3. Lingkup Bahasan

Selaras dengan keharusan penyediaan informasi sebagaimana terdapat pada

Aturan Jaringan Jawa-Madura-Bali SDC 2.0., maka Rencana Operasi Tahun 2012

ini akan mencakup hal-hal tersebut dengan urutan pembahasan sebagai berikut:

Acuan Rencana Operasi

Beban dan Energi

Pembangkitan

Penyaluran

Analisa Kecukupan Daya

Kendala Penyaluran

Strategi Operasi

Studi Sensitifitas

Sebagian besar informasi ditampilkan dalam skala waktu mingguan selama satu

tahun.

Perkiraan biaya energi (biaya bahan bakar dan variabel O&M) dihitung mengacu

kepada Deklarasi harga bahan bakar Desember 2011 serta Heatrate dan nilai

kalor 2011.

Dokumen ini hanya membahas sistem tenaga listrik 500 kV, 150 kV dan 70 kV

yang tanggung jawab pengelolaannya berada di tangan PLN P3B Jawa Bali.

Terdapat dokumen lain yang terkait dengan Rencana Operasi Tahun 2012 ini,

yaitu dokumen tentang: Pola Operasi Waduk Kaskade Citarum 2012, Pola Island

Operation Jawa-Bali dan Prosedur Pemulihan Sistem.







2. DESKRIPSI SINGKAT SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI

2.1. Operasi Sistem

Operasi sistem tenaga listrik Jawa-Bali dibagi menjadi 4 (empat) Area (Jakarta &

Banten dengan call sign Area 1, Jawa Barat dengan call sign Area 2, Jawa Tengah

dan DIY dengan call sign Area 3, serta Jawa Timur dan Bali dengan call sign Area

4). Operasi sistem untuk masing-masing Area dikendalikan oleh satu Area Control

Center (ACC), yaitu ACC Cawang untuk Area Jakarta dan Banten, ACC Cigereleng

untuk Area Jawa Barat, ACC Ungaran untuk Area Jawa Tengah dan DIY, ACC Waru

untuk Area Jawa Timur dan ACC Bali untuk Area Bali. Untuk seluruh sistem

terdapat Jawa-Bali Control Center (JCC) di Gandul yang bertanggung jawab

terhadap sekuriti sistem tenaga listrik keseluruhan, mengendalikan mutu

frekuensi dan mengatur tegangan di Sub-Sistem 500 kV, manajemen energi serta

switching sistem transmisi 500 kV. Area Control Center bertanggung jawab

terhadap sekuriti kawasan yang menjadi daerah pengendaliannya, mengatur

tegangan di Sub-Sistem 150 kV dan 70 kV, pelaksanaan switching transmisi 150

kV dan 70 kV, serta melanjutkan perintah JCC mengenai pembebanan

pembangkit. Kecuali Area 1, batas-batas operasi Area ini telah diupayakan untuk

mengikuti batas-batas wilayah operasi unit-unit PLN Distribusi di sistem Jawa-Bali.

2.2. Karakteristik Beban dan Pembangkit

Masing-masing Area memiliki karakteristik beban dan komposisi pembangkit

yang berbeda-beda. Karakterisitik beban Area Jakarta dan Banten adalah beban

industrial sedangkan karakteristik beban Area lainnya adalah beban residensial.

Tipikal komposisi beban masing-masing Area pada saat beban puncak dan

komposisi pembangkit pada masing masing Area adalah sebagai berikut:

Prosentase Beban Prosentase Pembangkit

Jakarta & Banten 40.39% 34%

Jawa Barat 20.70% 20%

Jawa Tengah dan DIY 15.69% 17%

Jawa Timur & Bali 23.21% 29%







Sedangkan prosentase beban per wilayah Distribusi adalah sebagai berikut:

Prosentase Beban

Distribusi Jaya dan Tangerang 28.82%

Distribusi Jawa Barat dan Banten 33.49%

Distribusi Jawa Tengah 14.20%

Distribusi Jawa Timur 20.98%

Distribusi Bali 2.52%

Beban harian tipikal Sistem dan Area dapat dilihat pada Gambar-2.1 dan kurva

pertumbuhan beban tahunan Sistem Jawa-Bali pada Gambar-2.2.

Beban Harian Tipikal Sistem Jawa Bali dan Area

8392

43013260

4822

644

20775

0

5000

10000

15000

20000

25000

1 8 15 22 29 36 43

Jam

MW

Area 1 Area 2 Area 3 Area 4 Area 5 Sistem

Gambar-2.1. Beban Harian Tipikal Sistem Jawa-Bali dan Area







Tahun 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Beban Puncak 13374 13682 14398 14821 15396 16251 16301 17211 18100 19739 20775

Pertumbuhan 6.3 2.3 5.2 2.9 3.9 5.6 0.3 5.6 5.2 9.1 5.2

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 20126000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

Gambar-2.2. Beban Sistem 2002 – 2012

2.3. Karakteristik Beban & Model Sistem

Karakteristik beban harian memiliki beberapa langgam (patterns), yaitu langgam

hari kerja, hari Sabtu, Minggu dan hari libur khusus. Beban puncak Minggu

umumnya hanya mencapai 90% dari beban puncak hari kerja, sedangkan beban

puncak pada hari libur lebih rendah lagi dari beban puncak Minggu. Beban

puncak terendah umumnya terjadi pada hari Lebaran dengan periode beban

rendah mulai dari hari H-10 s.d. H+10 Lebaran. Karakteristik beban harian bisa

dilihat pada Gambar-2.3.







Beban Harian Tipikal Sistem Jawa Bali

14000

19529

18680

20775

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

24000

1 8 15 22 29 36 43

Jam

MW

Idul Fitri Sabtu Minggu B. Puncak 2011

.

Gambar-2.3. Karakteristik Tipikal Beban Harian Sistem

Aliran daya sistem Jawa-Bali pada saat beban puncak hari kerja adalah seperti

terlihat pada Gambar-2.4 dan Gambar-2.5 di bawah ini. Aliran daya energi dari

timur ke barat dan besarnya akan sangat tergantung pada komposisi operasi

pembangkit dan topologi jaringan.







Gambar-2.4. Aliran Daya Tipikal Saat Beban Puncak Siang Hari Kerja

Gambar-2.5. Aliran Daya Tipikal Saat Beban Puncak Malam Hari Kerja

2.4. Partisipasi Konsumen

Partisipasi dari sisi beban khususnya untuk beban-beban industri pada Waktu

Beban Puncak (WBP) diperlukan untuk menurunkan beban apabila sistem

mempunyai kecenderungan defisit daya. Saat ini langkah partisipasi dari sisi







beban adalah berupa pengurangan beban Manual Load Shedding (MLS) yang

dilakukan atas perintah PLN P3B Jawa Bali selaku operator sistem kepada PLN

Distribusi. Langkah pengurangan beban secara real time saat ini dilakukan secara

sukarela oleh beberapa konsumen (Load Curtailment).







3. ACUAN RENCANA OPERASI

Acuan yang digunakan dalam proses pembuatan Rencana Operasi Tahun 2012

adalah :

Beban dan Energi

Untuk pertumbuhan beban puncak netto dan energi, angka yang digunakan

adalah berdasarkan tren 2011. Beban puncak netto diperkirakan mencapai

20.775 MW dan energi yang disalurkan ke Distribusi mencapai 141.323 GWh.

Pembangkitan

Total Daya Mampu Netto Sistem Jawa Bali pada awal tahun 2012 adalah

24.957 MW, selanjutnya sesuai rencana operasi pembangkit baru, asumsi

tambahan pembangkit baru hingga akhir tahun 2012 *) adalah sebagaimana

terdapat di Tabel 3.1.a.

Tabel-3.1.a. Jadwal COD Pembangkit Baru 2012

No Pembangkit Unit DMN (MW) COD1 Paiton 9 645 Maret 2 Paiton 3 815 April3 CEP 1 600 Mei4 Pelabuhan Ratu 1 290 Agustus5 Pelabuhan Ratu 2 290 November6 Lontar 2 290 Januari7 Lontar 3 290 Maret 8 Pacitan 1 290 Agustus9 Pacitan 2 290 November

10 Tanjung jati 4 660.8 Januari11 Muaratawar Blok 5 360 Oktober12 Priok Blok 3 720 April

*)berdasarkan Rapat Rencana Alokasi Energi Bulan Desember 2011 tanggal 21 November

2011.

Khusus untuk PT Indonesia Power (IP) dan PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB),

kapasitas dan kemampuan minimum pembangkit yang dinyatakan dalam

dokumen ini adalah daya mampu netto yang dideklarasikan kedua perusahaan

pembangkit, sedangkan daya minimum diambil berdasarkan technical minimum







loading masing-masing pembangkit. Untuk listrik swasta, kapasitas pembangkit

diperoleh dari kontrak jual beli.

Penyaluran

Asumsi penyelesaian proyek penyaluran yang digunakan pada dokumen ini

mengacu kepada informasi dari Bidang Perencanaan, Bidang Pengembangan

Penyaluran dan Area mengenai jadwal penyelesaian proyek penyaluran.

Asumsi penambahan instalasi baru penting di sistem 500 kV pada tahun

2012 *), yaitu:

Subsistem AREA 1: IBT-3 500/150kV Depok,

Subsistem AREA 2: GITET 500kV Ujung Berung, IBT-1 500/150kV Ujung

Berung, IBT-2 500/150kV Mandirancan

*)berdasarkan Rapat Persiapan Rencana Operasi Tahunan 2011 tanggal 24-26 Oktober 2011.

Untuk dapat menyalurkan pasokan daya dari pembangkit baru atau dari IBT

500/150kV terdapat beberapa tambahan instalasi baru dan rekonduktoring di

sistem 150kV yang merubah topologi. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada

Tabel-3.1.b, Tabel-3.1.c, dan Lampiran 7.

Tabel-3.1.b. Projek penyaluran penting di tahun 2011-2012, IBT 500/150 kV







Tabel-3.1.c. Projek penyaluran penting di tahun 2012, saluran transmisi







Dari Tabel 3.1. di atas terdapat beberapa instalasi baru yang cukup penting

dalam menunjang keandalan, antara lain :

1. Beroperasi PLTU Lontar meningkatkan pasokan daya ke sub sistem

Kembangan dan sub sistem Gandul-Muarakarang.

2. Masuknya IBT-2 Depok meningkatkan keandalan dan menambah

pasokan daya di sub sistem Depok-Cawang

3. SUTT PLTU Lontar-Tangerang baru untuk bisa mengoptimalkan

pasokan daya PLTU Lontar 3 x 290MW, dan rekonfigurasi guna

pengalihan beban mengurangi konsumsi BBM pembangkitan

Muarakarang dan Priok.

4. Rekonduktoring SUTT Ancol-Angke-Muarakarang, meningkatkan

fleksibilitas rekonfigurasi guna membantu penyaluran daya ke sub

sistem Cawang-Depok-Bekasi-Gandul.

5. Pengoperasian ruas baru SUTT Gandul-Serpong untuk meningkatkan

fleksibilitas dan keandalan subsistem Gandul Muarakarang dan

Balaraja.

6. Selesainya uprating Rangkas Bitung, uprating/rekonduktoring SUTT

150kV Rangkasbitung-Kopo 1 & 2 meningkatkan keandalan penyaluran

pasokan daya di Subsistem Cilegon, dan memperbaiki kualitas

tegangan di wilayah Saketi dan Rangkasbitung.

7. Penyelesaian SUTT 150kV Pelabuhanratu-Cibadakbaru perlu mendapat

prioritas. Bila SUTT ini belum selesai maka PLTU Pelabuhan Ratu

belum bisa sinkron. Beroperasinya PLTU Pelabuhan Ratu membantu

dan meningkatkan pasokan daya sub sistem Cibinong.

8. Selesainya pekerjaan uprating/ rekonduktoring SUTT Cibadakbaru-

Ciawi, uprating/ rekonduktoring Ciawi-Bogorbaru akan meningkat

keandalan sub sistem Cibinong.

9. Masuknya IBT-1 Ujung Berung akan mengurangi pembebanan IBT-1&2

BandungSelatan dan meningkatkan keandalan sub sistem

BandungSelatan.







10. Untuk mengoptimalkan IBT-1&2 Tanjung Jati diperlukan penyelesaian

SUTT 150kV TanjungJati–Sayung.







11. Masuknya SKLT Jawa-Bali 3&4 akan meningkatkan transfer daya dari

Jawa ke Bali, sehingga dapat mengurangi konsumsi BBM di Bali. Untuk

mengoptimalkan transfer SKLT Jawa-Bali dan tetap menjaga kualitas

tegangan di Bali pengoperasian tambahan kapasitor baru diharapkan

sesuai jadwal.

Weekend Shutdown, Reserve Shutdown dan Technical Minimum

Loading

Dalam upaya pengendalian BBM, beberapa pembangkit akan dilakukan

perubahan pola operasi seperti pada Tabel-3.2

Tabel-3.2. Pola Operasi Pembangkit BBM 2012

NoJenis

PembangkitPembangkit Unit Pola Operasi

1 PLTGU Tambaklorok Blok 1 Pembangkit beban puncak2 Tambaklorok Blok 2 Pembangkit beban puncak3 Gresik Blok 2 Pembangkit beban puncak/Standby4 Gresik Blok 3 Pembangkit beban puncak/Standby5 PLTG Muaratawar Blok 2 Pembangkit beban puncak/Standby6 Muaratawar Blok 3 Pembangkit beban puncak7 Muaratawar Blok 4 Pembangkit beban puncak8 Sunyaragi 1 Pembangkit blackstart9 Gresik 1 Pembangkit blackstart

10 Gresik 2 Pembangkit blackstart11 PLTU Priok 3 Reserve shutdown12 Priok 4 Reserve shutdown13 Tambaklorok 1 Reserve shutdown14 Tambaklorok 2 Reserve shutdown15 Tambaklorok 3 Reserve shutdown16 Perak 4 Reserve shutdown

Selain perubahan pola operasi diatas, untuk penghematan BBM akan

dilakukan kebijakan weekend shutdown, technical minimum loading dan

optimalisasi cadangan putar masih akan diberlakukan.







Margin Cadangan

Kriteria margin cadangan yang digunakan mengacu pada OC 2.2 dari Aturan

Sistem Jawa-Madura-Bali Edisi 29 Januari 2008, yaitu pada setiap saat harus

tersedia cadangan sebagai berikut:

Cadangan Berputar > kapasitas pembangkit terbesar yang terhubung

ke sistem (815 MW); berupa sisa kapasitas pembangkit yang

beroperasi yang tidak dibebani dan sisanya berupa PLTG dan PLTA

standby.

Cadangan berputar + cadangan dingin > dua pembangkit terbesar

yang terhubung ke sistem (1.476 MW); (Paiton#3: 815 MW + Tjati#3

661 MW)

Cadangan berputar + cadangan dingin + cadangan jangka panjang >

dua pembangkit terbesar + margin keandalan yang ditentukan.

Cadangan dingin meliputi pembangkit yang dapat diasut dan disinkronkan ke

sistem dalam waktu empat jam. Sedangkan cadangan jangka panjang

meliputi pembangkit yang dapat diasut dan disinkronkan ke sistem dalam

waktu lebih dari empat jam tetapi kurang dari dua hari.

Untuk keperluan perencanaan operasi tahunan dan bulanan, saat ini PLN P3B

Jawa Bali mengacu pada margin cadangan operasi sebesar 1.476 MW dan

untuk perencanaan mingguan menggunakan margin cadangan 815 MW. Pada

perencanaan harian digunakan margin cadangan yang disebar di pembangkit-

pembangkit yang sinkron ke sistem sebesar kapasitas unit terbesar (815 MW).

Status IPP

IPP yang beroperasi adalah sebagai berikut:

Perum Jasa Tirta II : PLTA Ir H. Juanda, Jatiluhur

PT Cikarang Listrindo Power Company : PLTG Cikarang Listrindo

PT Geo Dipa : PLTP Dieng

Star Energy Geothermal Ltd : PLTP Wayang Windu 1 dan 2

PT Dayabumi Salak Pratama Ltd : PLTP Gunung Salak 4, 5 dan 6

Chevron Texaco Energy Indonesia Ltd : PLTP Darajat II, III







PT Jawa Power : PLTU Paiton 5, 6

PT Paiton Energy : PLTU Paiton 3, 7, 8

PT Sumber Segara Primadaya : PLTU Cilacap.1, 2

PT Pertamina Geothermal Indonesia : PLTP Kamojang 4.

PT Cirebon Elektric Power : PLTU Kanci

Pengoperasian pembangkit swasta (PT Paiton Energy, PT Jawa Power, PT

Dayabumi Salak Pratama Ltd dan Star Energy Geothermal Ltd) kesepakatan

hasil renegosiasi kontrak dengan perusahaan listrik swasta (IPP).

Transaksi Energi

Heat Rate, nilai kalor, dan harga bahan bakar digunakan dalam melakukan

unit commitment dan economic dispatch unit pembangkit dimana PT

Indonesia Power, PT PJB dan PT PLN (Persero) unit Pembangkitan

mendeklarasikan kesiapan daya dan harga bahan bakar ke PLN P3B Jawa Bali

sesuai Aturan Transaksi 2010.







4. BEBAN DAN ENERGI

4.1. Beban

Beban Puncak Netto

Perkiraan beban puncak mingguan 2012 adalah seperti Tabel- 4.1. Beban puncak

mingguan tertinggi terjadi pada minggu ke-47 sebesar 20.775 MW, sedangkan

beban puncak mingguan terendah terjadi pada minggu ke-34 sebesar 17.369

MW. (Lihat Gambar-4.1)

Tabel-4.1. Prakiraan Beban Puncak Mingguan 2012

Beban Beban Beban Beban

MW MW MW MW

1 18865 14 19527 27 20023 40 20382

2 18964 15 19736 28 20163 41 20508

3 19037 16 19801 29 20166 42 20564

4 19282 17 19759 30 20199 43 20551

5 19233 18 19862 31 20266 44 20560

6 19307 19 19990 32 20174 45 20710

7 19317 20 19883 33 20018 46 20754

8 19327 21 20086 34 17369 47 20775

9 19381 22 20138 35 19592 48 20755

10 19404 23 20117 36 20090 49 20687

11 19399 24 20102 37 20276 50 20607

12 19518 25 20053 38 20314 51 20437

13 19464 26 20102 39 20442 52 19744

Minggu ke

Minggu ke

Minggu ke

Minggu ke







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-4.1. Beban Puncak Mingguan 2011 (Realisasi) dan Rencana 2012

4.2. Energi

Perhitungan optimasi dispatch oleh PROSYM menghasilkan alokasi produksi

energi (dalam GWh dan faktor kapasitas (CF)) masing-masing jenis pembangkit

untuk perusahaan pembangkit di Sistem Jawa Bali seperti terlihat pada Tabel-4.2.

Adapun perkiraan pengiriman energi ke Distribusi sebesar 141.323 GWh (Lihat

Tabel 4-3).







Tabel-4.2. Alokasi Pembelian Energi dari Perusahaan Pembangkit 2012

Perusahaan PembangkitROT 2012

(GWh)CF (%)

PT Indonesia Power 38,058 50%

PT PJB 26,776 47%

PT PLN Tanjung Jati B 20,060 87%

PT PLN UI PJB 23,569 50%

PT SSP (Cilacap) 2,484 50%

PJT II 936 59%

PT Cikarang Listrindo 1,897 72%

PT Geodipa (Dieng) 274 69%

Star Energy (W. Windu) 1,702 86%

DSPL (Salak) 1,562 97%

Chevron T (Darajat II, III) 1,629 95%

PT Pertamina G (Kamojang 4) 435 82%

PT Paiton Energi 12,466 79%

PT Jawa Power 8,989 84%

Cirebon 3,328 86%

Rincian penerimaan energi untuk setiap pusat pembangkit dapat dilihat pada

Lampiran-1

4.3. Neraca Energi

Neraca Energi Sistem Jawa-Bali disusun sedemikian sehingga memberikan

gambaran tentang kondisi kebutuhan Energi dari masing-masing Distribusi di

Sistem Jawa-Bali dan jumlah pasokan yang diperlukan untuk mencukupinya

seperti terlihat pada Tabel-4.3.







Tabel-4.3. Perkiraan Neraca Energi Sistem Jawa-Bali Tahun 2012

U r a i a n Satuan Energi

Produksi Pembangkit GWh 150.191

PS Pembangkit GWh 6.028

% 4.01

Pembelian P3B GWh 144.163

PS Gardu Induk GWh 100.9

% 0,06

Susut Transmisi GWh 3.056

% 2,12

Lain-lain GWh 317

% 0,02

Kebutuhan Distribusi GWh 141.323 Distribusi Jaya & Tangerang 40.724 Distribusi Jawa Barat & Banten 47.325 Distribusi Jawa Tengah & DIY 20.066

Distribusi Jawa Timur 29.647

Bali 3.561

Beban Puncak Netto MW 20.775

Faktor Beban % 79







5. PEMBANGKITAN

5.1. Komposisi Pembangkitan

Daya Mampu Nominal (DMN) pembangkit sistem Jawa-Bali pada akhir 2012

mencapai 30.498 MW. Rincian daya terpasang per jenis pembangkit (dalam MW,

jumlah unit dan %) untuk masing-masing perusahaan pembangkit dapat dilihat

pada Tabel-5.1.

Tabel-5.1. Komposisi DMN Pembangkit Sistem Jawa-Bali 2012

Perusahaan Pembangkit MW Unit %

PT IP 8,115 123 27

PT PJB 7,020 74 23

PT PLN TJB 2,643 4 9

PT PLN UI PJB 7,113 28 23

IPP 5,606 26 18

5.2. Kondisi Hidrologi

Rencana operasi waduk seri sungai Citarum 2012 disusun berdasarkan asumsi

siklus hidrologi Januari - Desember pada daerah aliran sungai Citarum yang

dihitung berdasarkan realisasi aliran air masuk ke sungai Citarum dari tahun 1989

sampai dengan Desember 2011, rencana kebutuhan pengairan tahun 2012

Perum Jasa Tirta II Jatiluhur dan parameter operasional ketiga waduk. Dari

prakiraan tersebut disusun Pola Operasi Waduk Seri Sungai Citarum 2012 dengan

3 (tiga) skenario untuk digunakan sebagai panduan dalam mengoperasikan

waduk yaitu pola normal untuk kondisi hidrologi tahun normal, pola kering untuk

kondisi hidrologi tahun kering dan pola basah untuk kondisi hidrologi tahun

basah. Rencana operasi waduk seri Citarum tersebut dapat dilihat pada Gambar-

5.1, Tabel-5.2, Tabel-5.3 dan Tabel-5.4. Pola Operasi Waduk Seri Sungai Citarum

2012 ini menggunakan perkiraan TMA 1 Januari 2012 pukul 00.00 WIB, sebagai

TMA awal tahun.







Tabel-5.2. Pola Normal Waduk Seri Citarum 2012

WadukTMA* awal J an. 2012 (m)**

TMA* maksimum awal J uni 2012 (m)

TMA akhir Des. 2012 (m)

Perkiraan Produksi (GWh)

Saguling 626.00 642.18 632.80 2,094.08Cirata 210.00 219.02 210.35 1,228.22Ir.H.Djuanda 95.44 105.81 94.84 912.82

Tabel-5.3. Pola Kering Waduk Seri Citarum 2012


TMA* maksimum awal Mei 2012 (m)



Saguling 626.00 638.95 626.64 1,519.93Cirata 210.00 215.53 206.68 903.35Ir.H.Djuanda 95.44 101.49 89.88 687.43

Tabel-5.4. Pola Basah Waduk Seri Citarum 2012


TMA* maksimum awal J uni 2012 (m)



Saguling 626.00 642.83 639.02 2,913.23Cirata 210.00 219.79 215.61 1,673.77Ir.H.Djuanda 95.44 106.75 101.58 1,219.01

Keterangan:

*): TMA = tinggi muka air

**): m = meter di atas permukaan laut







Gambar-5.1. Pola Operasi Waduk Seri Sungai Citarum 2012

5.3. Jadual Pemeliharaan Pembangkit

Jadual pemeliharaan unit pembangkit disusun berdasarkan usulan rencana

pemeliharaan oleh pemilik unit pembangkit yaitu PT IP, PT PJB dan IPP dan

analisis kecukupan daya Sistem Jawa-Bali agar besar cadangan operasi sepanjang

2012 sedapat mungkin merata dan kebutuhan untuk melakukan pemeliharaan

tahunan pembangkit dapat dipenuhi. Berdasarkan hasil rapat 19 September 2011

di P3B Jawa Bali Region Jakarta Banten dan mempertimbangkan perkembangan

beban terakhir telah disepakati bersama Jadual Pemeliharaan Pembangkit untuk

unit-unit pembangkit Sistem Jawa Bali 2012 (Lampiran–2). Dari Tabel Neraca

Daya (Lampiran-3) terlihat bahwa sepanjang tahun 2012 sistem dalam keadaan

normal (53 pekan).

5.4. Komposisi Energi

Perkiraan produksi energi 2012 untuk setiap jenis pembangkit serta setiap

perusahaan pembangkit dapat dilihat pada Lampiran – 1 serta Gambar-5.2 &

Gambar-5.3 di bawah ini.







Gambar-5.2. Komposisi Produksi Energi Per Energi Primer 2012 (GWh)

PT Indonesia Power38,058

PT PJB26,776

PT PLN Tanjung Jati B20,060

PT PLN UPJB23,569

PT Paiton Energi12,466

PT Jawa Power8,989

Cirebon3,328

IPP Lainnya10,919

Gambar-5.3. Komposisi Produksi Energi Per Perusahaan Pembangkit 2012

(GWh)







6. PENYALURAN

6.1. Komposisi Penyaluran

Tambahan fasilitas penyaluran pada 2012, antara lain dapat dilihat pada Tabel-

6.1.

Tabel-6.1. Komposisi Instalasi Penyaluran Tahun 2011 – 2012

Unit/ Cct kms/ MVA Unit/ Cct kms/ MVA Unit/ Cct kms/ MVA

500 kV 25 - 1 - 26 -150 kV 318 - 46 - 364 -70 kV 99 - 1 - 100 -

500 kV 68 5052 0 0 68 5052150 kV 622 12427 105 1211.72 727 13638.7270 kV 188 3473 2 100 190 3573

150 kV 87 441 14 72 101 51370 kV 4 23.7 0 0 4 23.7

500/150 kV 49 24000 3 1500 52 25500150/70 kV 60 3719 0 0 60 3719150/20 kV 598 29879 156 8858.8 754 38737.870/20 kV 127 2707 9 346 136 3053

Saluran Udara

Saluran Kabel

Transformator

Instalasi2011

Instalasi BaruJumlah Total

2012

Gardu Induk

6.2. Konfigurasi Penyaluran

Kondisi sistem penyaluran 500 kV terdiri dari SUTET jalur Utara dan Selatan

dimana pembebanan jalur Utara hampir dua kali jalur Selatan. Kondisi ini

dipengaruhi banyaknya pembangkit dan beban yang terhubung di jalur Utara

sistem 500 kV. Salah satunya PLTU Tanjung Jati (4x661 MW) yang hanya

mempunyai 2 sirkit SUTET dan 2 buah IBT 500/150 kV sebagai jalur evakuasinya.

Kondisi yang sama juga terjadi pada PLTU Suralaya (4x400 MW, 4x600 MW),

sehingga untuk mengamankan evakuasi kedua pusat pembangkit tersebut







dipasang skema OGS (Over Generation Shedding). Untuk tahun 2012, PLTU

Paiton juga mempunyai kerawanan untuk evakuasi daya dengan tambahan 2 unit

baru, Paiton#9 (645 MW) dan Paiton#3 (815 MW), sementara jalur evakuasi

terdiri dari 4 sirkit SUTET dan 3 IBT 500/150 kV. Tetapi kondisi ini masih belum

memerlukan skema pengaman OGS.

Untuk IBT 500/150 kV yang tidak dipenuhi kriteria N-1 sudah terpasang

pengaman overload shedding scheme (OLS) sedangkan SUTET yang tidak

memenuhi kriteria N-1 telah disiapkan rencana skema OLS. Ini dilakukan untuk

menghindari beban lebih pada IBT atau SUTET yang masih beroperasi bila terjadi

gangguan pada salah satu IBT atau SUTET.

Jaringan 150 kV dan 70 kV

Konfigurasi jaringan sistem 150 kV dan 70 kV Sistem Jawa-Bali disusun dengan

memperhatikan kecukupan pasokan daya di suatu sub sistem, batas kemampuan

penyaluran daya intalasi, kemampuan daya hubung singkat peralatan dan

kualitas tegangan terbaik yang masih mungkin dicapai.

Berdasarkan pertimbangan tersebut di atas, maka untuk mempermudah

pengendalian jaringan 150 kV dan 70 kV yang dipasok dari GITET 500 kV, sistem

Jawa-Bali 2012 dikelompokkan dalam 22 Sub-Sistem. Penambahan instalasi

utamanya IBT 500/150kV cukup signifikan mempengaruhi perubahan-perubahan

konfigurasi jaringan dalam kondisi normal operasi. Secara ringkas keseluruhan

kondisi Sub-Sistem Jawa Bali tersebut dapat dilihat dalam Tabel-6.2.

Estimasi analisa kondisi sub sistem tahun 2012, dengan pembebanan sub sistem

didasarkan pada studi loadforecasting dengan metode koefisien dan regresi

linear, sedangkan untuk melihat pembebanan instalasi, kontingensi N-1, eskursi

tegangan, Shortcircuit Level didasarkan pada hasil studi aliran daya dan hubung

singkat.







Tabel-6.2. Rangkuman Perkiraan Kondisi Saat Beban Puncak Sub-Sistem tahun

2012

No. Sub Sistem Daerah PasokanMampu

IBT

(MVA)Beban Analisa

1. Suralaya 2 GI KTT : Prima Ethicolindo , Salira Indah

GI : Suralaya

Pemisahan Subsistem:

Subsistem Cilegon - Subsistem Suralaya di SUTT Peni-Suralaya dan SUTT Cilegon Lama-Suralaya di GI Suralaya.

IBT-1&2 Suralaya looping di GI Salira

IBT 1 : 250

IBT 2 : 250

41%

39%

Pembebanan IBT sangat dipengaruhi oleh penarikan daya dari industri dampak dari pertumbuhan produksinya

N-1 tidak terpenuhi, IBT-1 dan IBT-2 looping di sistem.

2. Cilegon 11 GI KTT : PT.Alindo, PT.Asahimas, PT. Krakatau Stell, PT.Polyprima, Mitsui, Peni, Chandra Asri, Gorda Prima, Indah Kiat, Indoferro, Mitsubishi Chemical

12 GI: Cilegon Lama, Balaraja, Cikande, Cilegon baru, Kopo, Menes, Puncak Ardi Mulya, Rangkas Bitung, Saketi, Serang, Malingping.

Pemisahan Subsistem :

Subsistem Cilegon - Subsistem Suralaya di SUTT Peni-Suralaya dan SUTT Cilegon Lama-Suralaya di GI Suralaya

Subsistem Cilegon - Subsistem Balaraja di kopel GI Balaraja

2X500 82% (pemeliharaan PLTGU Cilegon

)

Pembebanan IBT Cilegon sgnifikan dipengaruhi pasokan daya dari PLTU Labuan, PLTGU Cilegon dan konsumsi listrik PT Krakatau Steel & KTT lainnya

Bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih IBT telah dilengkapi dengan skema OLS








IBT

(MVA)Beban Analisa

3. Balaraja-Gandul3

2 GI KTT: PT. Lautan Steel, PT. Millenium.

9 GI : Balaraja Baru, Citra Habitat, Legok, Lengkong, Serpong, Tiga raksa, Gandul, Kemang, Pondok Indah.


Subsistem Balaraja-Gandul3 pisah dari Subsistem Gandul1,2-Muarakarang di kopel GI Gandul

Subsistem Balaraja-Gandul3 pisah dari Subsistem Cilegon di kopel GI Balaraja

Subsistem Balaraja-Gandul3 pisah dari Subsistem PLTU Lontar-Kembangan-Muarakarang di SUTT Balaraja-Cikupa

IBT Balaraja1,2 2X500

IBT Gandul3 1X500

51%

74%

N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih IBT telah dilengkapi dengan skema OLS








IBT

(MVA)Beban Analisa

4. Kembangan– PLTU Teluk Naga-Gandul(IBT 1&2)-Muarakarang

GI KTT : Maximangando

Kawasan Tangerang (12 GI) : Ciledug, Curug, Jatake, Cikupa, New Senayan, Kembangan, Grogol, Durikosambi, Sepatan, Teluk Naga, Pasar Kemis, Alam Sutra

Banten Timur (3 GI): Tangerang Baru, Cengkareng, Tangerang Lama

Kawasan Jakarta (13 GI) : Muarakarang Baru, Budi Kemuliaan, Karet Baru, Kebun Sirih, Kebun jeruk, Petukangan, Senayan, Bintaro, Angke, Ketapang, CSW, Daan Mogot, Bintaro-II

Pemisahan Subsistem :

Sub Sistem Kembangan-PLTU Teluk Naga looping dgn Sub Sistem Gandul1,2-Mkrng di KIT Lontar

Kopel GI Durikosambi normally open, SKTT Kembangan-Durikosambi mengambil beban 3 trafo Durikosambi dan GI Grogol

SUTT Jatake-Tangerang Lama normally open di GI Tangerang untuk mengurangi loading SUTT Cengkareng-Tangerang Lama dan short circuit current.

Subsistem Gandul1,2-Muarakarang pisah dari Subsistem Cawang di kopel GI Senayan

Subsistem Gandul1,2-Muarakarang pisah dari Subsistem Bekasi1,2-Priok di kopel GI Angke

IBT Kbngan1,2

2X500

IBT Gandul1,2

2X500

78%

41%

Pada IBT 1&2 Kembangan dan IBT 1&2 Gandul, bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih telah dilengkapi dengan skema OLS.

Pembebanan IBT1&2 Gandul dipengaruhi pasokan daya dari Pembangkit Muarakarang dan dibatasi oleh kemampuan SUTT Gandul-Petukangan (2X300 MW)

Evakuasi PLTU Lontar 3X300 MW melalui SUTT Lontar-Tangerang Baru mampu mengurangi beban KIT Muarakarang sebesar 300 MW dan meningkatkan keandalan pasokan ke GI Cengkareng.








IBT

(MVA)Beban Analisa

5. Bekasi (IBT 1&2) - Priok

3 KTT : PT. Wahana, Pangeran Karang, Tosan

19 GI : Ancol, Gambir Baru, Gedung Pola, Kandang Sapi, Kemayoran, Mangga Besar, Pegangsaan, Plumpang, Marunda, Penggilingan, Pulo Gadung GIS, Pulogadung Konv, Pulomas, GIS Gambir, Pulomas, Kandang Sapi, Kelapa Gading, Tanah Tinggi


Subsistem Bekasi1,2-Priok pisah dari Subsistem Cawang di kopel GI Pulomas

Subsistem Bekasi1,2-Priok pisah dari Subsistem Bekasi3,4 di kopel GI Bekasi

IBT Bekasi 2X500

36% Pembebanan IBT-1&2 Bekasi tergantung pembebanan pembangkit Priok

Bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih telah dilengkapi dengan skema OLS

6. Bekasi IBT 3&4

6 GI : Bekasi, Marunda, Pondok Kelapa, Jatirangon, Miniatur, Jatiwaringin


Subsistem Bekasi1,2-Priok pisah dari Subsistem Bekasi3,4 di kopel GI Bekasi

Subsistem Bekasi3,4 pisah dari Subsistem Cibinong-Salak di SUTT Cibinong-Jatirangon di GI Jatirangon

IBT Bekasi 2x500

69% Telah disiapkan skema OLS untuk pengaman beban lebih








IBT

(MVA)Beban Analisa

7. Cibinong-Salak-Pelabuhan Ratu

21 GI : Bogor Baru, Bunar, Ciawi, Cibadak Baru, Cibinong, Cileungsi, Cimanggis, Depok Baru 70 kV, Jatirangon, Kedung Badak, Kracak, Lembur Situ, Miniatur, Pelabuhan Ratu, Semen baru, Sentul, ITP, Sentul, Semen, Gandaria 70 kV dan Cianjur


Subsistem Cibinong-Salak-Pratu pisah dari Subsistem Bekasi3,4 di di SUTT Cibinong-Jatirangon di GI Jatirangon

Subsistem Cibinong-Salak-Pratu pisah dari Subsistem Cilegon di kopel GI Bunar

SS Cibinong-Salak-Pratu pisah dari SS Cawang di kopel Gandaria dan kopel Depok

2X500 50% Pembebanan IBT Cibinong tergantung pembebanan PLTP Gunung Salak dan PLTU Pelabuhan Ratu


Beroperasi PLTU Pratu akan menurunkan beban IBT

8. Cawang-Depok

17 GI : AGP, Cawang Baru, Cipinang, Danayasa, Durentiga, Karet Lama, Mampang Baru, Manggarai, Taman Rasuna, Dukuh Atas, Setia Budi, Depok Baru 70 kV, Cawang Lama, Gandaria 70 kV, Gandaria, Kedung Badak, Bogor Kota


Subsistem Cawang-Depok pisah dari Subsistem Gandul1,2-Muarakarang di Kopel GI Senayan

Subsistem Cawang dan Subsistem Depok looping di kopel GI Cawang Lama

IBT Cawang1,2

2X500

IBT Depok1,2

2X500

48%

76%

Bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih telah dilengkapi dengan skema OLS.

GIS Gambir dan GI Pulomas dipindahkan ke Subsistem Bekasi1,2-Priok untuk memperbaiki tegangan di Subsistem Cawang-Depok








IBT

(MVA)Beban Analisa

9. Cibatu IBT 1&2

KTT : Gunung Garuda, Hankook, Toyogiri

10 (sepuluh) GI : Cibatu, Cikarang, Cikarang Lippo, Gandamekar, Jababeka, Poncol, Poncol baru, Tambun, Toyogiri

Batas Sub-Sistem: SS Cibatu 12 – SS Cibatu 34

pisah di kopel 150 kV Cibatu dan kopel 150 kV Cikarang

SS Cibatu 12 - SS Bkasi (R1) pisah di pht 150 kV Tambun - Pondok kelapa

2X500 44% Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTG Cikarang Listrindo


Pemisahan Cibatu 12 & Cibatu 34 di kopel 150 kV dan beroperasi single rel agar dapat mengoptimalkan dan menyeimbangkan beban IBT

10. Cibatu IBT 3&4

KTT : Fajar SW, Indoliberty, JuiShin, Multistrada, Peruri, Pindodeli1, Pindodeli2, Pupuk Kujang, Tatajabar, Wismakarya

20 (dua puluh) GI : Bekasi Utara, Cibatu, Cikarang, Dawuan, Indoliberty, Kiarapayung, Kosambi baru, Kutamekar, Maligi, Mekarsari, ParungMulya, Peruri, Pinayungan, Pindodeli, Rengasdengklok, Sukatani, Tatajabar, Tegalherang, Teluk jambe, Wismakarya

Batas Subsistem:

SS Cibatu 34 - SS Cibatu 12 pisah dikopel 150 kV Cibatu dan kopel 150 kV Cikarang

SS Cibatu 34 - SS Mandirancan looping di pht 150 kV Kosambi Baru - PLTU Indramayu 1 2

SS Cibatu 34 - SS Bekasi (RJKB) pisah di pht 150 kV Bekasi Utara - Bekasi 1 2

Subsistem Cibatu 34 - SS Cirata pisah di pht 150 kV Kosambi Baru – Jatiluhur 1 2

2x500 78% Pembebanan IBT 3 & 4 Cibatu dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTU Indramayu

Bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih telah direncanakan skema OLS

Terdapat penghantar yang tidak memenuhi kriteria N-1 yaitu SUTT 150 kV Cibatu – Mekarsari 1 2 dan telah dilengkapi dengan skema OLS








IBT

(MVA)Beban Analisa

11. Mandirancan

KTT : PT. Semen Palimanan16 (enam belas) GI : Arjawinangun, Babakan, Cangkring, Cikedung, Cikijing, Haurgeulis, Indramayu, Jatibarang, Kadipaten, Kuningan, Mandirancan, Sukamandi, Sunyaragi dan sebagian SS Ungaran / RJTD (GI Brebes, Kebasen dan Pemalang)

Batas Sub-Sistem:

SS Mdrcn – SS Cibatu 34 looping di pht 150 kV Kosambi baru – PLTU Indramayu

SS Mdrcn – SS Bandung Selatan pisah di pht 150 kV Sunyaragi – Rancaekek 1 2 dan kopel 70 kV Kadipaten

Subsistem Mdrcn – SS Ungaran (R3) pisah di pht 150 Kebasen – Pemalang dan pht 150 kV Bumiayu – Kalibakal

2x500 19% Pada saat PLTU Kanci (CEP) beroperasi evakuasi daya ke SS Ungaran / RJTD (GI Brebes, Kebasen dan Pemalang) sekitar 240 MW

SS Mandirancan lebih handal sehubungan beroperasinya PLTU Kanci (CEP) sebesar 660 MW (Kriteria N-1 terpenuhi)

12. CirataKTT : Elegan, Indaci, Indobharat, Indorama, Indorama Baru, South Pacific

15 (lima belas) GI : Bandung utara, Cibabat, Cibabat Baru, Ciganea, Cikumpay, Cirata, Indaci, Indobarat, Indorama, Jatiluhur, Pabuaran, Padalarang, Purwakarta, South Pacific, Subang

Batas Sub-Sistem:

SS Cirata – SS Bandung Selatan pisah di pht 150 kV Padalarang - Lagadar 1 2 dan Kopel 150 kV Bandung Utara

SS Cirata – SS Cibatu pisah di pht 150 kV Ksbru - Jtlhr 1 2 dan kopel 70 kV Ksbru

2x500 46% Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTA Jatiluhur


Pasokan ke wilayah Purwakarta kurang handal karena hanya dipasok dari pht 150 kV Cirata – Cikumpay (Purwakarta)








IBT

(MVA)Beban Analisa

13. Bandung Selatan –

Ujung Berung

KTT : Panasia

25 (dua puluh lima) GI : Bandung Selatan, Bandung Timur, Bandung Utara, GIS Braga, Cibeureum, Cigereleng, Cikasungka, Dago Pakar, Dayeuh Kolot, Kadipaten, Kamojang, Kiaracondong, Kiaracondong Baru, Lagadar, Majalaya, Pameungpeuk, Panasia, Patuha, Rancaekek, Rancakasumba, Santosa, Sumadra, Sumedang, Ujungberung, Ujungberung Baru

Batas Sub-Sistem:

SS Bandung Selatan – SS Mandirancan pisah di pht 150 kV Rancaekek - Sunyaragi 1 2 dan kopel 70 kV Kadipaten

SS Bandung Selatan – SS Cirata pisah di pht 150 kV Padalarang - Lagadar 1 2 dan Kopel 150 kV Bandung Utara

SS Bandung Selatan – Bgbru (RJKB) pisah di pht 150 kV Cigereleng – Cianjur 1 2

SS Bandung Selatan – SS Tsmya pisah di kopel 150 kV Darajat dan kopel 70 kV Parakan

IBT Bdsltn 2x500

IBT Ubrung 1x500

43%

56%

SS Bandung Selatan lebih handal sehubungan beroperasinya IBT 1 x 500 MVA di GITET New Ujungberung (Kriteria N-1 terpenuhi)

Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTP Wayang Windu, PLTP Kamojang dan PLTP Drajat

14. Tasikmalaya

9 (sembilan) GI : Banjar, Ciamis, Garut, Karangnunggal, Malangbong, Pangandaran, Parakan, Tasikmalaya dan Tasik Baru

Pemisahan Sub-Sistem:

SS Tsmya – SS Bdsln pisah di kopel 150 kV Drajat

SS Tsmya – Mdrcn pisah di kopel 70 kV Parakan

SS Tsmya – SS Ungaran (RJTD) pisah di pht 150 kV Banjar – Majenang 1 2

1X500 37% Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTP Drajat 3 (Chevron)

Pasokan ke subsistem Tasikmalaya tidak handal karena hanya dipasok 1 IBT








IBT

(MVA)Beban Analisa

15. Ungaran 1&2 - Tanjung Jati

Sebagian besar Jawa Tengah.

KTT : Polysindo, Semen Holcim, Apac Inti Corpora

Batas Sub-Sistem:

Ungaran 1,2 & Tanjung Jati –Ungaran 3 pisah di Kopel GI Pandeanlamper dan Kopel GI Sanggrahan.

Ungaran 1,2 & Tanjung Jati – Pedan pisah di Pht Bawen – Klaten, Kopel GI Bantul dan Kopel GI Kentungan.

Ungaran 1,2 & Tanjung Jati –Mandirancan pisah di Pht Pemalang – Kebasen dan Pht Kalibakal – Bumiayu.

Ungaran 1,2 & Tanjung Jati –Tasikmalaya pisah di Pht Majenang – Banjar.

Ungaran 1,2 & Tanjung Jati –Ngimbang pisah di Pht Cepu – Bojonegoro.

IBT Ungaran 2X500

IBT Tjati2x500

40%

60%

Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari pembangkit di Area 3, terutama PLTU Cilacap dan PLTU Rembang


16. Ungaran 3 Sebagian kecil Jawa Tengah terdiri dari Sebagian kota Semarang, Salatiga dan Magelang.

Batas Sub-Sistem:

Ungaran 3 –Ungaran 1,2 & Tanjung Jati pisah di Kopel GI Pandeanlamper dan Kopel GI Sanggrahan.

Ungaran 3 –Pedan pisah di Kopel GI Jajar.

IBT Ungaran 1X500

45% Daerah pasokan tidak handal karena hanya mengandalkan pasokan dari IBT 1x500MVA dan tidak looping dengan sub sistem lainnya , sehingga tripnya IBT akan mengakibatkan pemadaman pada seluruh daerah pasokannya.








IBT

(MVA)Beban Analisa

17. Pedan Sebagian Jawa Tengah dan sebagian kecil Jawa Timur di GI Ngawi, GI Manisrejo, GI Ponorogo dan GI New Pacitan.

Batas Sub-Sistem:

Pedan – Ungaran 3 pisah di Kopel GI Jajar.

Pedan – Ungaran 1,2 & Tanjung Jati pisah di Pht Bawen – Klaten, Kopel GI Bantul dan Kopel GI Kentungan.

Subsistem Kediri – Subsistem Pedan pisah di pht Wonosari-Pedan dan pht Palur-Jajar

IBT Pedan 2X500

58% Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTU Pacitan.


18. Ngimbang KTT : Barata Steel, Semen Tuban,

7(tujuh) GI : Babat, Bojonegoro, Lamongan, Mliwang, Petrokimia,Segeromadu, Tuban

Subsistem Ngimbang – Subsistem Krian pisah di Pht Lamongan-Segoromadu

IBT Ngimbang

1X500

77% Untuk mengoptimalkan pasokan daya IBT Ngimbang di pisah di Pht Lamongan-Segoromadu

19. Gresik-Krian 1&2

27 (duapuluh tujuh) GI:

Sumenep, Pamekasan, Sampang, Bangkalan, Gilitimur, Ujung, Kenjeran, Sukolilo, Ngagel, Simpang, Wonokromo, Rungkut, Surabaya Selatan, Waru, Ispat Indo, Sawahan, Morokrembangan, Undaan, Kupang, Tandes, Darmogrande, Karangpilang, Krian Bus A 150kV, Altaprima, Gresik, Segoromadu, Petrokimia

Batas Subsistem :

IBT1&2 loping dgn Gresik

Krian3-Krian1&2 pisah di kopel Krian

Krian-Paiton pisah di Pht. Sidorejo-Bangil dan Pht. Buduran-Bangil (Buduran ikut Waru)

IBT12 Krian

2X500

IBT Gresik 1X500

59%

56%

Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari pembangkit Gresik (PLTGU Blok-1 & PLTU), PLTU Perak, dan PLTG Gilitimur









IBT

(MVA)Beban Analisa

20. Krian 3 5 (lima) GI:

Kasih Jatim, Cerme, Manyar, Balongbendo, Sekarputih

Batas Subsistem :

Krian3-Krian1&2 pisah di kopel Krian

Subsistem Krian3 – Subsistem Kediri pisah di kopel Sekarputih 150kV

IBT3 Krian 2X500

78% Untuk mengoptimalkan pasokan daya IBT -3 Krian pisah dengan S/S Kediri di Kopel Sekarputih

21. Kediri-PLTU Pacitan

5 (lima) GI di Jatim:

Kediri, Banaran, Mojoagung, Sekarputih, Ngoro, Jayakertas, Kertosono, Surya Zig Zag, Manisrejo, Ngawi

7 (tujuh) GI di Jateng:

Nguntoronadi, Wonogiri, Wonosari, Solobaru, Palur, Masaran, Sragen

Batas Subsistem :

Subsistem Krian – Subsistem Kdiri pisah di Sekarputih 150kV

Krian - Paiton pisah di Pht. Waru-Bangil dan Pht. Buduran Bangi. Buduran ikut Waru

Subsistem Kediri – Subsistem Pedan pisah di pht Wonosari-Pedan dan pht Palur-Jajar

IBT Kediri 2X500

72% Pembebanan IBT dipengaruhi oleh pasokan daya dari PLTU Pacitan

Untuk mengoptimalkan IBT-1&2 Kediri maka konfigurasinya dipisah dari Subsistem Gresik-Krian

Pembebanan IBT dibatasi oleh kemampuan pht Kediri-Banaran, sehingga beberapa PLTA kecil sangat membantu pasokan daya di Subsistem Kediri

Bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih harus dilengkapi dengan skema OLS








IBT

(MVA)Beban Analisa

22. Grati-Paiton-Bali

Wlingi, Sutami, Kebonagung, Sengkaling, Lawang, Penamas, Bangil, Bumicokro, Pakis, Pier, Gondangwetan, Rejoso, Grati, Probolinggo, Kraksaan, Gending, Paiton, Lumajang, Tanggul, Jember, Genteng, Bondowoso, Situbondo, Banyuwangi dengan Sub-Sistem Bali

Batas Subsistem:

Paiton12 pisah dengan Paiton3 di PMT 1 ½ CB

Paiton3 looping dengan Grati di kopel Lumajang

Paiton 12 looping dengan SS Bali

Subsistem Paiton 1,2 Bali-Paiton 3 Grati looping di penghantar Lumajang-Gondangwetan

Subsistem Kediri - Subsistem Grati pisah di kopel Tulungagung

IBT Grati 1X500

IBT12 Paiton 2X500

IBT3 Paiton 1X500

66%

61%

65%

Penghematan BBM Grati meberi dampak beban IBT grati tinggi


Pasokan daya ke Subsistem Bali dapat ditingkatkan dengan masuknya SKLT 3&4 Banyuwangi-Gilimanuk dan dengan penurunan pembangkitan Bali, Gilmanuk, dan Pamaron harus dipasang kapasitor tambahan untuk menjaga kualitas tegangan.

Bila N-1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih telah disiapkan skema OLS di IBT Paiton-Grati, IBT12 Paiton dan dan skema OLS di SKLT Banyuwangi-Gilimanuk

6.3. Analisis Aliran Daya

Studi aliran daya dan hubung singkat dilakukan dengan menggunakan software

DigSilent versi 13.329. Asumsi konfigurasi jaringan sistem Jawa Bali sesuai

Lampiran 10, dan sesuai Tabel 6.2. Pada studi aliran daya, komposisi







pembangkitan sesuai hasil output economic dispatch pada saat beban puncak

siang dan beban puncak malam.

Studi aliran daya sistem Jawa-Bali periode 2012 dilakukan pada saat beban

puncak sistem Jawa Bali pukul 19:00 WIB sebesar 20.775 MW (Area-1 8.392 MW,

Area-2 4.301 MW, Area-3 3.260 MW, Area-4 4.227 MW, dan Bali 595 MW), dan

beban puncak Area-1 8.805 pukul 14:00 (Area-2 3.850 MW, Area-3 2.464 MW,

Area-4 3.613 MW, dan Bali 485 MW) yang diperkirakan akan terjadi pada minggu

ke-47. Hasil studi tersebut menunjukkan bahwa beberapa instalasi penyaluran

diperkirakan akan mengalami pembebanan yang cukup tinggi dan beberapa

daerah mengalami tegangan rendah.

Gambaran umum aliran daya pada saat beban puncak adalah:

Bila pembebanan maksimum PLTU Suralaya 8 unit (3784 MW), pembebanan

SUTET Suralaya-Balaraja berbeban 85% dari Inominal (CT 2000 A).

Pembebanan SUTET sirkit tunggal maupun sirkit ganda yang masih tidak

memenuhi kriteria sekuriti N-1, yaitu SUTET Suralaya-Balaraja 1,2 berbeban

85% dari Inominal (CT 2000A) saat evakuasi pembebanan maksimum PLTU

Suralaya 8 unit (3784 MW). Disamping itu, saat evakuasi pembebanan

maksimum PLTU Tanjung Jati 4 unit (2640 MW) outlet dari PLTU Tanjung

Jati, yaitu SUTET Tanjung Jati-Ungaran 1,2 berpotensi berbeban diatas 60%

jika penyerapan daya oleh IBT Tanjung Jati rendah (pada saat beban rendah

AREA-3). Selain itu SUTET Muaratawar-Cawang, dan Cibinong-Bekasi (CT

2000 A), untuk menyalurkan daya ke sub sistem Bekasi (meminimumkan

pembangkit) dengan mengoptimalkan (maksimum) IBT 4x500 MVA dan ke

sub sistem Cawang 2x500MVA. Bila salah satu sirkit keluar selain berpotensi

beban lebih pada sirkit juga dapat menimbulkan potensi Under Voltage

pada sisi pembangkitan utamanya Pembangkitan Priok, dan Muarakarang.

Mengantisipasi upaya pengurangan BBM dan pertumbuhan beban dengan

mengoptimalkan instalasi utamanya IBT 500/150 kV memberi dampak

pembebanan menjadi 80% atau lebih, yaitu IBT Bekasi, Cawang, Depok,

Gresik, Krian, Grati.

Tegangan rendah terjadi di beberapa GI seperti pada Tabel-8.2, sedangkan

instalasi yang tidak memenuhi kriteria N-1 dapat dilihat pada Tabel-8.1.

Antisipasi ekskursi tegangan diperlukan pemenuhan pembangkit untuk

beroperasi sesuai kemampuan Capability Curve-nya baik saat beroperasi







lagging maupun leading. Namun untuk antisipasi saat unit-unit pembangkit

keluar, masih tetap diperlukan pemasangan kapasitor untuk memenuhi

kebutuhan pasokan daya reaktif sistem, yaitu di wilayah Sub Sistem

Bekasi12-Priok dan sub sistem Cawang-Depok.

Beban puncak AREA-1 terjadi pada siang hari, sehingga pembebanan IBT

Sistem Jakarta pukul 14:00 relatif lebih tinggi dibanding di pukul 19:00.

Pengoptimalan IBT12 500/150 kV Gandul, untuk pengurangan BBM

terkendala pada kemampuan penghantar Gandul-Petukangan. Demikian

pula untuk pengoptimalan IBT12 500/150 kV Kediri harus mempercepat

rekondutoring SUTT Kediri-Banaran.

Sub Sistem Bali dengan penambahan kabel laut Jawa-Bali 3-4 dapat

menurunkan pembebanan pembangkitan BBM di Bali, namun

pengoptimalan kabel lebih dari 60% menimbulkan ekskursi tegangan di sub

sistem Bali, sehingga proyek pemasangan kapasitor perlu diselesaikan

sebelum masuknya kabel laut 3-4. Disamping itu pembebanan lebih kabel

laut 3-4 dapat menyebabkan pembebanan lebih >60%, pada penghantar

Gilimanuk-Negara, Negara-Antosari dan Kapal-Pesanggaran.

6.4. Analisis Hubung Singkat

Studi hubung singkat menggunakan konfigurasi seperti Lampiran 10. Asumsi

pembangkitan telah ditambahkan sesuai Tabel 3.1.a. dengan konfigurasi sistem

Jawa Bali terdiri dari 22 subsistem.

Dari hasil studi hubung singkat tiga fasa pada kondisi pembangkitan maksimum

untuk akhir tahun 2012, masih terdapat beberapa Gardu Induk yang arus hubung

singkatnya melebihi 40 kA, walaupun telah dioptimalisasi dengan pemisahan

sistem, yaitu terdapat 29 GI, dan terdapat 88 buah PMT yang Ihs maks (3ph) lebih

besar dari BC-nya (kemampuan eksisting Ihs), secara terperinci dapat dilihat

pada Tabel 6.3. dan Lampiran 8.

Tabel-6.3. Jumlah GI dengan tingkat hubung singkat yang perlu mendapat

perhatian







AREATEG. Nom

(kV)

Jumlah GI

Ihs>40kA

Jumlah PMT

BC< Ihsmaks

AREA 1 150 28 59

AREA 2 150 0 10

AREA 3 150 0 9

AREA 4 150 1 10







7. ANALISIS KECUKUPAN DAYA

7.1. Neraca Daya

Hasil kompilasi prakiraan beban puncak mingguan selama satu tahun dan

kesiapan unit-unit pembangkitan serta mempertimbangkan alokasi derating,

forced outage dan maintainance outage, maka diperoleh neraca daya 2012

seperti ditunjukkan pada Gambar-7.1.

Gambar-7.1. Prakiraan Cadangan Operasi 2012

7.2. Energy Not Served (ENS)

Dengan asumsi bahwa pada 2012 ketersediaan bahan bakar cukup dan jadual

masuknya pembangkit-pembangkit baru sesuai dengan rencana, energy not

served akan tetap terjadi di Sub-Sistem Bali hingga mencapai 0,2 GWh.







7.3. Pemadaman Beban

Tenaga listrik merupakan produk yang pembangkitan dan konsumsinya harus

selalu seimbang dari waktu ke waktu. Apabila terdapat gangguan pada

pembangkit, maka kehilangan daya akibat pembangkit tersebut harus dapat

segera digantikan oleh daya dari pembangkit lain atau dengan mematikan

sebagian beban konsumen. Jika dari semula sudah diperkirakan akan terjadi

ketidakseimbangan pasokan dan beban, maka operator sistem akan melakukan

pengurangan beban terencana, yang dikenal dengan istilah Manual Load

Shedding (MLS).

Sesuai instruksi Direktur Transmisi dan Distribusi pada 1 Desember 2006, apabila

terjadi kekurangan pasokan daya, nilai konsumen Distribusi Jaya dan Tangerang

diberi bobot 2 sedangkan konsumen di Distribusi lain berbobot 1, maka kontribusi

pemadaman untuk masing-masing Distribusi adalah sebagai berikut:

Distribusi Jaya & Tangerang 10%

Distribusi Jawa Barat 38%

Distribusi Jawa Tengah & DIY 20%

Distribusi Jawa Timur 32%

Distribusi Bali 0% *)

*) Sesuai Instruksi Direktur Operasi Jawa-Bali, khusus Distribusi Bali diberlakukan seperti island, dan hanya jika

beban Distribusi Bali melebihi DMP dan Sistem SJB defisit maka Bali mendapat quota padam

Selanjutnya kuota manual load shedding akan diupdate setiap bulan oleh

subbidang analisa dan evaluasi P3B Jawa Bali.

7.4. Sub-Sistem Wilayah Jakarta

Analisa tren pertumbuhan beban Sub-Sistem Wilayah Jakarta meliputi 4 sub

sistem yaitu Sub-Sistem Balaraja-Gandul3, Sub-Sistem Kembangan-Gandul12,

Sub-Sistem Bekasi12, Sub-Sistem Cawang-Depok. Konfigurasi yang digunakan

adalah konfigurasi eksisting tahun 2011 dan rencana konfigurasi 2012. Pada

tahun 2012 terdapat perubahan Sub-Sistem berupa penggabungan Sub-Sistem

Balaraja dengan Gandul3, Kembangan-Lontar dengan Gandul12-MuaraKarang,

dan Cawang dengan Depok. Untuk Sub-Sistem Bekasi12-Priok mendapat







tambahan suplai dari pembangkit lokal yaitu PLTGU Priok Blok-3 (rencana COD

Juni 2012). Pada ulasan berikutnya akan diuraikan syarat dan dampak

penggabungan Sub-Sistem tersebut.

Untuk Sub-Sistem Wilayah Jakarta, data realisasi yang digunakan berdasarkan

pengukuran daya rata-rata per 30 menit selama Januari 2009 s.d. November 2011

pada trafo 150/20 dan 70/20 kV di Sub Sistem Wilayah Jakarta. Data realisasi ini

tidak termasuk data padam, sehingga sangat mempengaruhi estimasi

pertumbuhan beban. Tahun 2012 diprediksi beban puncak Subsistem Wilayah

Jakarta sebesar 6693 MW sekitar 8,99% dari BP tahun 2011. Tren beban sub

sistem Wilayah Jakarta dapat dilihat pada Gambar 7.2. di bawah ini.

Gambar-7.2. Tren pertumbuhan beban Sub-Sistem Wilayah Jakarta

Gangguan pada IBT-1 Kembangan 27 September 2009 mengakibatkan pasokan

daya ke sub-sistem Kembangan hanya mengandalkan IBT-2 Kembangan. Untuk







mengantisipasi/ mengurangi pemadaman dilakukan rekonfigurasi jaringan

dengan pengalihan beban ke sub-sistem Cilegon dan Balaraja.

Dari grafik kecukupan daya Gambar-7.3, dengan beroperasinya ruas baru SUTT

Lontar - NewTangerang (rencana Jan’12), maka Sub-Sistem Kembangan-Lontar

akan digabung dengan Sub-Sistem Gandul12-MuaraKarang. Selanjutnya akan

terdapat pengalihan beban trafo Balaraja, Jatake, Maxim, Angke 3-4, dan

Ketapang ke dalam Sub-Sistem ini.

Dengan penggabungan SubSistem Kembangan-Lontar dan Gandul12-

MuaraKarang maka cadangan Sub-Sistem gabungan menjadi cukup aman dan

fleksibel. Kendala penyaluran SUTT Gandul-Petukangan akan dikurangi dengan

suplai tambahan dari PLTU Lontar dan apabila ruas baru SUTT Gandul-Serpong

dapat beroperasi sesuai rencana (Juli 2012), maka proses rekonduktoring SUTT

Gandul-Petukangan dapat dimulai pada Semester-2/2012.







Gambar-7.3. Tren pertumbuhan beban Sub-Sistem Kembangan-Lontar-Gandul12-

MuaraKarang

Penggabungan Sub-Sistem juga terjadi pada Balaraja dan Gandul3, yang

direncanakan mulai awal Semester-2/2012 dengan beroperasinya SUTT Gandul-

Serpong. Pada Gambar-7.4 dapat dilihat bahwa dengan beroperasinya SUTT

Lontar-NewTangerang (Jan’12) sebagian beban Sub-Sistem Balaraja (trafo

Balaraja, Jatake, Maxim) akan dipindahkan ke Sub-Sistem Kembangan-Lontar-

Gandul12-MuaraKarang. Pengoperasian SUTT ini akan sangat penting mengingat

pada tahun 2012 akan ada penambahan 2 Konsumen Tegangan Tinggi (KTT)

yaitu Lautan Steel dan Millenium dengan penambahan beban sekitar 120 MW.

Dengan pengoperasian kedua SUTT tersebut di atas tepat waktu sesuai rencana

maka proses pengalihan beban Sub-Sistem Balaraja dan penggabungan dengan

Sub-Sistem Gandul3 dapat berjalan dengan baik dan menghindarkan kedua Sub-

Sistem tersebut dari kondisi defisit.







Gambar-7.4. Tren pertumbuhan beban Sub-Sistem Balaraja-Gandul3

Pada Gambar-7.5 dapat dilihat bahwa penggabungan Sub-Sistem juga terjadi

pada Sub-Sistem Cawang-Depok dengan beroperasinya IBT-2 Depok (rencana

Jan’12). Hal ini akan mengurangi beban IBT-1 Depok yang pada akhir 2011 sudah

mencapai 95%. Untuk kondisi normal, penggabungan 2 Sub-Sistem ini tidak

diikuti pengalihan beban dari Sub-Sistem lain.

Secara umum, untuk tahun 2012 Sub-Sistem Wilayah Jakarta diperkirakan dapat

dioperasikan secara aman dengan asumsi pengoperasian SUTT Lontar-

NewTangerang, SUTT Gandul-Serpong, IBT-2 Depok dan PLTGU Priok Blok-3

sesuai dengan rencana.

Gambar-7.5. Tren pertumbuhan beban Sub-Sistem Cawang-Depok







7.5. Sub-Sistem BandungSelatan – UjungBerung

Konfigurasi untuk Sub-Sistem BandungSelatan-UjungBerung mulai Semester-

2/2012 diasumsikan dengan beroperasinya IBT-1 Ujung Berung (rencana Juli

2012). Dari Gambar-7.6 dengan penambahan IBT-1 Ujung Berung ke Sub-Sistem

Bandung Selatan akan diikuti pengalihan beban trafo Bandung Utara, Ciberem,

dan Cigereleng ke dalam Sub-Sistem tersebut. Dengan pengoperasian IBT-1

Ujung Berung pembebanan Sub-Sistem ini menjadi cukup aman untuk tahun

2012 dan 2013.

Gambar-7.6. Tren pertumbuhan beban Sub-Sistem BandungSelatan-UjungBerung

7.6. Sub Sistem Wilayah Jawa Tengah & DIY

Mulai akhir November 2011 Sub-Sistem Wilayah Jawa Tengah & DIY dibagi

menjadi 3 Sub-Sistem yaitu: Ungaran12-TanjungJati, Pedan, dan Ungaran3.







Kondisi ini dimungkinkan dengan beroperasinya IBT-3 Ungaran IBT-1,2 Tanjung

Jati dan PLTU Rembang.

Setelah terjadi pemisahan, Sub-Sistem Ungaran12-TanjungJati menyuplai beban

terbesar (69%), diikuti Pedan (20%) dan Ungaran3 (11%) dari keseluruhan beban

sub-sistem Wilayah Jawa Tengah & DIY.

Pada Gambar-7.7 dapat dilihat tren pertumbuhan beban Sub-Sistem Wilayah Jawa

Tengah & DIY dan Sub-Sistem Ungaran12-TanjungJati. Suplai untuk sub-sistem ini

terdiri dari IBT-1,2 Ungaran, IBT-1,2 Tanjung Jati, pembangkitan TambakLorok,

PLTU Cilacap, PLTU Rembang, PLTA Mrica serta sebagian besar PLTA kecil di RJTD.

Terdapat rencana pengalihan beban GI Brebes dan Kebasen setelah COD PLTU

CEP (rencana Maret 2012) sekitar 180 MW serta tambahan pengalihan beban

Pemalang dan BumiAyu sekitar 65 MW setelah rekonduktoring SUTT Kanci-

Brebes-Kebasen. Secara umum pembebanan Sub-Sistem Ungaran12-TanjungJati

relatif aman mengingat cadangan pembangkit lokal di Sub-Sistem ini cukup besar

(pembangkitan Tambak Lorok) yang akan difungsikan sebagai unit stand-by

sepanjang 2012 dan 2013 untuk mengurangi pemakaian BBM.







Gambar-7.7. Tren pertumbuhan beban Sub Sistem Ungaran12-TanjungJati


Tengah & DIY dan Sub-Sistem Pedan. Suplai untuk sub-sistem ini hanya dari IBT-

1,2 Pedan, tanpa ada pasokan dari pembangkit lokal. Pada Semester-2/2012

direncanakan beban trafo GI akan dialihkan ke Sub-Sistem Kediri-Pacitan apabila

PLTU Pacitan unit-1 (Mei’12) dan unit-2 (Sept’12) beroperasi sesuai rencana.

Secara umum pembebanan Sub-Sistem Pedan relatif aman terutama setelah

PLTU Pacitan beroperasi karena sekitar 350 MW bebannya akan dialihkan ke Sub-

Sistem Kediri-Pacitan.







Gambar-7.8. Tren pertumbuhan beban Sub Sistem Pedan


Tengah & DIY dan Sub-Sistem Ungaran3. Suplai untuk sub-sistem ini hanya dari

IBT-3 Ungaran dan PLTA Jelok dan Timo. Sub-sistem ini berada di antara Sub-

Sistem Ungaran12-TanjungJati dan Sub-Sistem Pedan. Strategi pembebanan

untuk tahun 2012 dengan cara mengoptimalkan kapasitas IBT tersebut. Dengan

komposisi jaringan Semarang dan sekitarnya cenderung loop, untuk menjaga

besar pembebanannya, ada beberapa alternatif pengalihan beban IBT-3 yaitu di

GI PandeanLamper dan Sanggrahan untuk ke Sub-Sistem Ungaran12-TanjungJati

dan GI Mojosongo dan Banyudono ke Sub-Sistem Pedan. Pemisahan Sub-Sistem

Wilayah Jawa Tengah menjadi 3 Sub-Sistem yang lebih kecil mempunyai

keuntungan dengan memperbaiki tegangan dan menurunkan level hubung

singkat di wilayah tersebut.

Gambar-7.9. Tren pertumbuhan beban Sub Sistem Ungaran3







7.7. Subsistem Bali

Dari realisasi 2011 beban Subsistem Bali mengalami pertumbuhan cukup

signifikan. Dengan estimasi pertumbuhan beban rata-rata sekitar 8,4%, maka

beban puncak Sub Sistem Bali tahun 2012 sebesar 644 MW. Dari Gambar 7.11

neraca daya Subsistem Bali pada periode tahun 2012 mengalami kondisi kritis,

potensi defisit terjadi selama 12 pekan.

Ketersediaan pasokan daya sangat mengandalkan pembangkitan Bali dan Kabel

Jawa-Bali, sehingga bila ada gangguan pada kabel, atau pemeliharaan/ gangguan

pembangkitan sangat berpotensi pemadaman di Subsistem Bali (N-1 tidak

terpenuhi).

Keandalan subsistem Bali akan meningkat setelah beroperasinya kabel laut 3 dan

4 yang direncanakan beroperasi awal Agustus 2012.

Neraca Daya Sub Sistem Bali

Periode : Tahun 2012

Gambar-7-11. Neraca Daya Sub-Sistem Bali 2012







8. KENDALA PENYALURAN

8.1. Kriteria N-1

Dari estimasi analisa aliran daya pada saat untuk periode tahun 2012, masih

terdapat Interbus Transformer (IBT) dan ruas transmisi yang tidak memenuhi

kriteria sekuriti N-1. Untuk IBT 500/150kV yang terhubung dengan pembangkit

pembebanannya sangat dipengaruhi oleh kondisi pembangkitan.

Disamping tidak terpenuhinya kriteria sekuriti N-1 tersebut, tingkat pembebanan

pada beberapa instalasi penyaluran sudah mencapai atau lebih besar dari 60%

kemampuan nominal seperti yang dapat dilihat pada Tabel-8.1.a dan 8.1.b.







Tabel-8.1.a. Tingkat Pembebanan Transmisi > 60%







No Sub Sistem Transmisi

1 5Plumpang-Gambir Baru 1,2

2 5Priok Timur-Ancol1,2

3 4Bunar- Kracak 1,2

4 4Cibinong-Cileungsi 1,2

5 5Sentul-Cibinong1,2

6 5Sentul-BogorBaru1,2

7 Balaraja 5Jatake-Maximangando

8 5Abadi Guna papan –Mampang

9 5Durentiga-Cawang 1,2 (OK)

10 5Depok-Cawang 1,2

11 4Cawang-Depok 1,2

12 5Petukangan-Bintaro

13 5Angke-Muarakarang Lama

14Cirata

4Purwakarta-Indorama 1,2

15 Cibatu 5Cibatu-Mekarsari 1,2

16 Ungaran 1,2 & Tanjung Jati 5Weleri-Batang 1,2

17 5Ungaran-Jelok 1,2

18 5Jelok-Beringin 1,2

19 Pedan 5Pedan-Wonosari 1,2

20 5KRIAN - 5DYRJO

21 5TNDES – 5DGRND 1-2

22 5TNDES – 5PERAK 1-2

23 4DYRJO – 4MIWON

24 4DYRJO - 4TARIK

25 4MNYAR – 4MSBAR

26 4SKTIH – 4CKMIA 1-2

27 5MNRJO – 5 NGAWI 1-2

28 5GDTAN – 5GRATI 1-2

29 5PBLGO – 55KRSAN 1-2

305BWNGI – 5GLNUK 1-2 (Kbl Laut)

31 4KBAGN – 4TUREN

32 4SGRUH – 4GPNGN

33 4SKLNG – 4BLBNG 1-2

34 4BNGIL – 4BLBNG

35 Bali 5GLNUK – 5NGARA 1-2

Krian-3

Grati-Paiton

Kediri-Pacitan

Ungaran 3

Bekasi1,2-Priok

Cibinong-Salak-Pratu

Cawang-Depok

Gandul1,2-Muarakarang

Krian 1&2 - Gresik







Tabel-8.1.b. Tingkat Pembebanan IBT > 60%







8.2. Kualitas Tegangan

Dari studi aliran daya pada beban puncak 2012 pukul 19:00 dan pukul 14:00,

Gardu Induk yang mengalami ekskursi tegangan, secara rinci dapat dilihat pada

Tabel-8.2.







Tabel-8.2. GI yang mengalami ekskursi tegangan







9. STRATEGI OPERASI

9.1. Pengendalian Frekuensi

Pada kondisi normal pengendalian frekuensi sistem dilakukan melalui:

Pengoperasian pembangkit dengan mode operasi governor free (lihat Tabel-

9.1) yang sangat diperlukan dalam pengendalian frekuensi, baik saat fluktuasi

beban maupun saat gangguan.

Pengoperasian pembangkit yang dilengkapi dengan Load Frequency Control

(LFC) dengan rentang pengaturan sekitar 5% dari beban puncak sistem yaitu

1039 MW (Lihat Tabel-9.1 untuk status LFC dan Governor Free berbagai

pembangkit). Jumlah kontribusi PR 453 MW, maka untuk memenuhi standar

aturan jaringan masih diperlukan tambahan PR sebesar 586 MW yang

diharapkan dapat diperoleh pembangkit-pembangkit yang LFC nya masih

terganggu atau belum beroperasi.

Perintah pengaturan pembebanan pembangkit untuk mengantisipasi kondisi

frekuensi dan perubahan beban. Pada saat memobilisasi pembangkit untuk

mengendalikan frekuensi, tegangan rendah yang timbul akibat naiknya

transfer harus diperhatikan. Kondisi frekuensi sistem sebesar 49,5 Hz masih

dapat diijinkan maksimal 10 menit.

Jika terdapat kecenderungan frekuensi turun sedang pembangkit sudah

dimaksimalkan, maka perlu dilakukan pelepasan beban secara manual.

Dalam kondisi emergency untuk mempertahankan integritas sistem, diterapkan

skema pertahanan sistem menggunakan UFR baik jenis frekuensi tetap (fixed

frequency) maupun jenis df/dt yang bekerja berdasarkan kecepatan penurunan

(slope) frekuensi sebagai pelengkap untuk memperkuat skema pertahanan.

Berdasarkan perhitungan menggunakan program load shedding 2006, maka pagu

beban yang akan dilepas pada Skema Load Shedding 2012 adalah sebesar 3.544

MW.







Untuk mendukung regulasi frekuensi sekunder (LFC), perencanaan pembebanan

pembangkit yang memiliki fasilitas LFC maksimum 97.5 % DMN, 2.5%

dilakokasikan untuk keperluan regulasi frekuensi.







Tabel-9.1.a. Status LFC Pembangkit di Sistem Jawa-Bali Januari 2012

Scada UnitRegulasi

(MW)Scada Unit

Regulasi (MW)

1 PLTU SLAYA#3 OK NOK NOK - 37 PLTA JTLHR#4 OK NOK NOK -2 PLTU SLAYA#4 OK NOK NOK - 38 PLTA JTLHR#5 OK NOK NOK -3 PLTU SLAYA#5 OK OK OK 5 39 PLTA JTLHR#6 OK NOK NOK -4 PLTU SLAYA#6 OK OK OK 5 40 PLTP DRAJAT 3 OK NOK NOK -5 PLTU SLAYA#7 OK OK OK 5 41 PLTP DRAJAT 2 OK NOK NOK -6 PLTU PRIOK#3 OK NOK NOK - 42 PLTP KMJNG#4 OK NOK NOK -7 PLTU PRIOK#4 OK NOK NOK - 43 PLTA MRICA#1 OK NOK NOK -8 PLTGU PRIOK B.1 OK OK OK 15 44 PLTA MRICA#2 OK NOK NOK -9 PLTGU PRIOK B.2 OK OK OK 15 45 PLTA MRICA#3 OK NOK NOK -

10 PLTU MKRNG#5 OK NOK NOK - 46 PLTU TBROK#1 OK NOK NOK -11 PLTGU MKRNG B.1 OK OK OK 5 47 PLTU TBROK#2 OK NOK NOK -12 PLTGU MKRNG B.2 OK NOK NOK - 48 PLTGU TBROK B.1 OK OK OK 1013 PLTGU CLGON B.1 OK NOK NOK - 49 PLTGU TBROK B.2 OK OK OK 1014 PLTU LBUAN#1 OK NOK NOK - 50 PLTU TJATI#1 OK OK OK 1015 PLTU LBUAN#2 OK NOK NOK - 51 PLTU TJATI#2 OK OK OK 1016 PLTA SGLNG#1 OK OK OK 20 52 PLTU CLCAP#1 OK NOK NOK -17 PLTA SGLNG#2 OK OK OK 20 53 PLTU CLCAP#2 OK NOK NOK -18 PLTA SGLNG#3 OK OK OK 20 54 PLTU PAITON JP#5 OK NOK NOK -19 PLTA SGLNG#4 OK OK OK 20 55 PLTU PAITON JP#6 OK NOK NOK -20 PLTP DRJAT#1 OK NOK NOK - 56 PLTGU GRATI B.1 OK OK OK 1521 PLTA CRATA#1 OK OK OK 20 57 PLTGU GRATI B.2 OK NOK NOK -22 PLTA CRATA#2 OK OK OK 20 58 PLTA STAMI#1 OK NOK NOK -23 PLTA CRATA#3 OK OK OK 20 59 PLTA STAMI#2 OK NOK NOK -24 PLTA CRATA#4 OK OK OK 20 60 PLTA STAMI#3 OK NOK NOK -25 PLTA CRATA#5 OK OK OK 20 61 PLTU GRSIK#1 OK NOK NOK -26 PLTA CRATA#6 OK OK OK 20 62 PLTU GRSIK#2 OK NOK NOK -27 PLTA CRATA#7 OK OK OK 20 63 PLTU GRSIK#3 OK NOK NOK -28 PLTA CRATA#8 OK OK OK 20 64 PLTU GRSIK#4 OK NOK NOK -29 PLTGU MTWAR B.1 OK OK OK 15 65 PLTU PITON#1 OK NOK NOK -30 PLTGU MTWAR B.2 OK NOK NOK - 66 PLTU PITON#2 OK NOK NOK -31 PLTGU MTWAR B.3 OK NOK NOK - 67 PLTGU GRSIK B.1 OK OK OK 2032 PLTGU MTWAR B.4 OK NOK NOK - 68 PLTGU GRSIK B.2 OK OK OK 2033 PLTG CIKARANG OK NOK NOK - 69 PLTGU GRSIK B.3 OK OK OK 2034 PLTA JTLHR#1 OK NOK NOK - 70 PLTU TJATI#3 OK OK OK 1635 PLTA JTLHR#2 OK NOK NOK - 71 PLTU TJATI#4 OK OK OK 1636 PLTA JTLHR#3 OK NOK NOK -

GFKesiapan LFC

Pembangkit GFKesiapan LFC

No PembangkitNo

Skema pelepasan beban yang digunakan untuk 2012 terdiri atas:

Pelepasan beban manual atau oleh UFR dengan tunda waktu

(Skema A dan Skema B)

Beban yang akan dilepas oleh Skema A adalah sebesar 394 MW dan Skema B

sebesar 394 MW, dihitung berdasarkan indeks kekuatan sistem saat ini yaitu

696 MW/Hz. Apabila terjadi kekurangan pembangkit pada sistem namun tidak

mengakibatkan turunnya frekuensi secara curam, maka beban dilepas melalui

Skema A dan Skema B dengan desain tunda waktu. UFR mulai pick-up pada

frekuensi 49,5 Hz, dan bila setelah 7 atau 9 menit frekuensi sistem masih <

49,5 Hz, maka rele akan men-trip-kan beban konsumen sekitar 394 MW

(Skema-A, dengan tunda waktu 7 menit) dan men-trip-kan lagi sekitar 394

MW dua menit berikutnya (Skema-B, dengan tunda waktu 9 menit). Skenario







Skema A & B dirancang untuk mengatasi defisit daya, yang diindikasikan oleh

turunnya frekuensi antara 49,5 Hz s.d. 49,1 Hz; waktu tunda Skema A dan B

ditentukan dari waktu yang diperlukan untuk memobilisasi cadangan putar

atau untuk men-start PLTA Saguling atau PLTA Cirata dengan asumsi bahwa

pada saat tersebut masih tersedia unit-unit PLTA Saguling atau Cirata yang

belum beroperasi dan dalam kondisi standby.

Pelepasan Beban Otomatis

Penerapan skenario pelepasan beban otomatis bertahap adalah sebagai

berikut:

- Rentang daerah kerja UFR antara 49,0 Hz s.d 48,4 Hz dengan perbedaan

antara setiap tahap sebesar 0,1 Hz.

- Pada tahap 1, 2, 3 dan 4 pelepasan beban dilakukan di penyulang 20 kV.

- Pada tahap 5, 6 dan 7 pelepasan beban dilakukan di penyulang 20 kV,

trafo distribusi atau penghantar radial (SUTT & SKTT).

Pemisahan target beban yang dilepas dilakukan karena beban yang akan dilepas

ditahap 5 s.d 7 tidak hanya untuk Skenario Pelepasan Beban Bertahap (48,6 Hz

s.d 48,4 Hz) tetapi juga untuk Skenario Pelepasan Beban oleh rele df/dt (49,5 Hz).

Pelepasan beban di tegangan tinggi sudah memiliki operating time yang lebih

cepat (lebih kecil 100 msec), akurasi yang lebih tinggi dan sensitifitas yang lebih

peka (~0,01 Hz) apabila dibandingkan dengan pelepasan beban di penyulang 20

kV (200 s.d 300 msec) dengan sensitifitas (~0,1 Hz). Oleh sebab itu beban yang

dilepas oleh rele UFR dengan df/dt adalah di tegangan tinggi. Alokasi beban yang

dilepas ditunjukkan pada Tabel-9.1.b.

Tabel-9.1.b Alokasi beban yang dilepas oleh Rele Frekuensi Rendah


Setting

Plng Beban Plng Beban Plng Beban Plng Beban Plng Beban Plng Beban

SKEMA A 49.5 119 65 67 54 80 9 394 Tunda waktu 7 menit

SKEMA B 49.5 119 65 67 54 80 9 394 Tunda waktu 9 menit

1. 49.0 25 100 20 102 35 79 18 62 45 83 0 0 426 Seketika

2. 48.9 31 102 21 124 26 80 16 73 37 85 0 0 464 Seketika

3. 48.8 26 97 29 150 26 81 18 59 25 80 0 0 467 Seketika

4. 48.7 28 109 29 159 21 75 13 60 18 81 0 0 484 Seketika

5. 48.6 29 105 22 95 22 83 17 58 5 81 10 23 445 Seketika

6. 48.5 4 117 3 98 24 80 15 63 1 100 10 18 476 Seketika

7. 48.4 4 114 4 182 18 77 14 51 4 137 12 23 584 Seketika

147 744 128 910 172 555 111 426 135 647 32 64 3,346

3,346

df/dt:-0,6 49.5 37 336 29 375 64 240 46 172 10 318 32 64 1,505 Target : T5+ T6+ T7, Seketika

df/dt:-0,8 49.5 455 440 0 307 0 226 0 398 73 1,899 Seketika

df/dt:-1,0 49.5 574 0 505 0 374 0 280 0 478 82 2,293 Seketika

Dist. Jateng

R J K B

Dist. BaliJumlah [ MW ]Dist. Jatim

Dist. Jabar Btn

Dist. Jabar Btn

Sub. Jumlah 1

Sub. Jumlah 2

Sub. Jumlah 1 + 2

Dist. Jaya TgTAHAP/ SKEMA UFR

Hz

R J T D R J T BRJBR

KETERANGAN






9.2. Island Operation

Bila setelah pelepasan beban oleh UFR frekuensi sistem masih merosot, maka

pada frekuensi 48,3 Hz, beberapa pusat listrik akan dilepas dari sistem

interkoneksi Jawa-Bali yaitu:

PLTU/GU Muarakarang

PLTGU Priok

PLTP Salak

PLTP Kamojang + Drajat

PLTP Drajat 3

PLTU Cilacap

PLTU Rembang + PLTU Cilacap +

PLTA Mrica

PLTU Labuan PLTGU Cilegon

PLTU Lontar

PLTU Pacitan

PLTU Pelabuhan Ratu

PLTU Indramayu

PLTU Paiton + PLTG Gilimanuk

PLTU Paiton

PLTG Gilimanuk

PLTU/G/GU Gresik

PLTGU Grati

PLTA Sutami

PLTG/D Pasanggaran

Tujuan penerapan islanding operation adalah melindungi pembangkit pada island

tersebut agar tidak padam (trip). Island dibentuk dengan melepas beberapa

transmisi serta beban sedemikian rupa sehingga dicapai kesetimbangan antara

kemampuan pembangkit yang sedang beroperasi dengan beban di island

tersebut. Bila island gagal dibentuk, atau beban island tersebut terlampau besar,

maka pada frekuensi 47,5 Hz pembangkit akan beroperasi host-load, yaitu hanya

memikul beban pemakaian sendiri. Skema lengkap Island Operation dapat dilihat

pada Lampiran 11.







Gambar berikut adalah diagram tahapan pelepasan beban pada berbagai kondisi

frekuensi sistem tenaga listrik Jawa-Bali.

Gambar-9.1. Strategi Pelepasan Beban Sistem Jawa-Bali







9.3. Pengendalian Tegangan

a. Pengendalian Tegangan Pada Periode Beban Rendah

Pengendalian Tegangan pada periode beban rendah ini biasanya terjadi pada

hari-hari khusus seperti Hari Raya Idul Fitri, Hari Raya Idul Adha, Natal dan

Tahun Baru.

Langkah-langkah operasi yang ditempuh di dalam sistem penyaluran untuk

mengurangi kelebihan kelebihan daya reaktif pada kondisi beban rendah di

sistem tenaga listrik Jawa Bali, adalah sebagai berikut :

Pengoperasian reaktor dan pelepasan kapasitor. Semua reaktor

yang terpasang di GITET Bandung Selatan, Ungaran, dan Krian pada

periode beban rendah dalam posisi dioperasikan. Semua kapasitor yang

terpasang di sisi jaringan 150 kV, 70 kV dan 20 kV pada periode beban

rendah ini dikeluarkan.

Pengaturan daya reaktif unit pembangkit. Semua unit pembangkit

terutama yang berskala besar pada periode beban rendah beroperasi

menyerap daya reaktif untuk mengantisipasi tegangan tinggi yang terjadi

di sistem.

Perubahan konfigurasi jaringan. Jaringan sistem 500 kV dengan sirkit

ganda akan dioperasikan dengan modus operasi sirkit tunggal dengan

melihat kondisi operasi real-time. Pengaturan tegangan dengan modus

operasi sirkit tunggal pada jaringan sistem 500 kV akan dilakukan secara

real time oleh Pelaksana Pengendali Operasi (Dispatcher) di Pusat

Pengatur Beban, sedangkan untuk sistem 150 kV dan 70 kV dilakukan

oleh Area. Rekonfigurasi jaringan SKTT dan SUTT dilakukan terlebih

dahulu sebelum melakukan rekonfigurasi di SUTET.

Tap Staggering IBT 500 MVA 500/150 kV. Apabila diperlukan, maka

untuk mengatur dan menjaga mutu tegangan setempat, dilokasi GITET

yang terpasang dua unit transformator (IBT) 500 MVA 500/150 kV, maka

kedua unit transformator tenaga tersebut dapat dioperasikan dalam

modus tap staggering yaitu operasi paralel dengan posisi tap changer

yang berbeda.







b. Pengendalian Tegangan Pada Periode Beban Puncak Siang

dan Malam

Langkah operasi yang ditempuh didalam sistem penyaluran untuk

meningkatkan kekurangan daya reaktif pada kondisi beban puncak di sistem

tenaga listrik Jawa Bali, adalah sebagai berikut :

Pelepasan reaktor dan pengoperasian kapasitor. Reaktor yang

terpasang di GITET 500 kV Bandung Selatan, Ungaran, Krian dan semua

kapasitor yang terpasang di sisi jaringan 150 kV dan 70 kV dapat

dioperasikan untuk keperluan pengaturan tegangan.

Pengaturan daya reaktif unit pembangkit. Semua unit pembangkit

terutama yang berskala besar pada periode beban puncak beroperasi

memberi daya reaktif sesuai kemampuan Capability Curve-nya untuk

mengantisipasi tegangan rendah yang terjadi di sistem.

9.4. Pelepasan Beban dan Pembangkit Melalui Skema OLS & OGS

IBT dan saluran transmisi yang tidak memenuhi kriteria N-1 telah

dilengkapi skema OLS (Over Load Shedding) untuk mencegah

pemadaman meluas. Skema OLS dari IBT ataupun Transmisi (SUTT/SKTT)

yang terpasang dapat dilihat pada Lampiran - 12.

Saluran transmisi yang tidak memenuhi kriteri N-1 terkait outlet evakuasi

pembangkit, dilengkapi skema OGS (Over Generation Shedding) dengan

melepas beberapa unit pembangkit (seperti : SUTET Suralaya-Balaraja,

SUTET Gandul-Balaraja, SUTET Cilegon-Cibinong dan SUTET Ungaran-

Tanjung Jati).







10. STUDI SENSITIVITAS

10.1. Tahun Kering, Derating PLTGU Gasbumi dan PLTU Batubara

Studi sensitivitas dilakukan terhadap tahun kering, derating PLTGU Gasbumi dan

PLTU Batubara mengakibatkan substistusi tambahan BBM sebagaimana Tabel

10.1.

Table 10.1. Studi Sensitivitas terhadap Beberapa Kondisi

No Perubahan Kondisi Akibat Antisipasi

1.Kondisi hidrologi tahun

kering

Penurunan produksi PLTA 1.114

GWh (16,8%)Subtitusi

tambahan

pembangkit

BBM sebesar

5.041 GWh

2.Penurunan pasokan

gas (short fall) PLTGU

Penurunan produksi PLTGU Gas

2.379 GWh (8,3%)

3.

kualitas pasokan

batubara yang kurang

baik

Derating sebesar 1.548 GWh

(1,8%)

10.2. Pertumbuhan energi 2012 7,9% terhadap 2011

Dengan melihat angka pertumbuhan energi dan beban puncak 2011 terhadap

2010, maka dilakukan studi sensitivitas jika pertumbuhan energi 2012 naik

menjadi 7,9% terhadap energi 2011 sehingga perkiraan neraca energi, produksi

energi setiap jenis pembangkit dan setiap perusahaan pembangkit dapat dilihat

pada Tabel 10.2 serta Gambar-10.1 & Gambar-10.2 dibawah ini.







Tabel-10.2. Perkiraan Neraca Energi Sistem Jawa-Bali Tahun 2012 Pertumbuhan

energi 7,9%


Produksi Pembangkit GWh 151,277

PS Pembangkit GWh 6,066

% 4.01

Pembelian P3B GWh 145,211

PS Gardu Induk GWh 87

% 0.06

Susut Transmisi GWh 3,078

% 2.12

Lain-lain GWh 581

% 0.4

Kebutuhan Distribusi GWh 141,465

Distribusi Jaya & Tangerang 40,770

Distribusi Jawa Barat & Banten 47,376

Distribusi Jawa Tengah & DIY 20,088

Distribusi Jawa Timur 29,679

Bali 3,565

Beban Puncak Netto MW 21,200

Faktor Beban % 78







Gambar-10.1 Komposisi Produksi Energi Per Energi Primer 2012

Gambar-10.2. Komposisi Produksi Energi Per Perusahaan Pembangkit 2012 (GWh)

10.3. Sensitivitas Kecukupan Daya

Pada studi sensitivitas kecukupan daya ini dilakukan untuk mengetahui

bagaimana profil kecukupan daya jika terdapat perubahan asumsi.

Pada studi sensitivitas kecukupan daya ini dilakukan untuk mengetahui

bagaimana profil kecukupan daya jika terdapat perubahan Asumsi Derating dan

FO







Asumsi prosentasi Derating ditambah Forced Outage pada Rencana Operasi 2012

ini adalah 6% berdasarkan data historis tahun 2011. Dengan asumsi tersebut,

dari perhitungan neraca daya, margin cadangan sepanjang tahun 2012

memenuhi kriteria acuan pada perencanaan operasi tahunan yaitu sebesar dua

unit pembangkit terbesar (1476 MW) atau N-2. Hasil studi sensitivitas kecukupan

daya terhadap perubahan pertumbuhan energi adalah sebagaimana pada Tabel-

10.4.

Tabel-10.3. Pengaruh Asumsi Derating & Forced Outage Terhadap

Jumlah pekan dengan margin di bawah kriteria keandalan

6% 8% 10%

N-1 Tidak Terpenuhi Pekan 0 0 0

N-2 Tidak Terpenuhi Pekan 0 0 4

Uraian SatuanDerating & Force outage

10.4. Dampak Mundurnya Pembangkit Proyek 10.000 MW

Studi sensitivitas ini dilakukan untuk mengetahui perubahan terhadap kondisi

sistem jika jadwal COD unit pembangkit proyek 10.000 MW yang masuk tahun

2012 masing-masing mundur 1 bulan dari yang dijadwalkan sebelumnya (dapat

dilihat di Tabel-3.1) yang ditunjukan melalui produksi energi setiap jenis

pembangkit dapat dilihat Gambar-10.3 dibawah ini.

Gambar-10.3 Komposisi Produksi Energi Per Energi Primer 2012







Dari hasil studi diatas dapat disimpulkan bahwa jika jadwal COD pembangkit-

pembangkit tersebut mundur dari yang dijadwalkan sebelumnya maka akan

berdampak pada kenaikan konsumsi BBM sebesar 2156 GWh atau setara 0.6 juta

Kilo liter.







11. TINJAUAN KONDISI SISTEM 2013

11.1. Neraca Energi

Berdasarkan asumsi pertumbuhan energi 7,1% pada 2012 dan 7,1% pada 2013,

maka pembelian energi P3B 2013 akan mencapai 154.414 GWh.

Perkiraan produksi pembangkit ditunjukkan pada Tabel-11.1 berikut:

Tabel-11.1. Perkiraan Produksi Pembangkit

Energi PrimerProduksi

(TWh)Kontribusi

Hidro 6,644 4.30%

Panas Bumi 8,737 5.66%

Batubara 96,724 62.64%

Gas 29,527 19.12%

LNG 9,409 6.09%

Total-Non BBM 151,041 97.82%

MFO 204 0.13%

HSD 3,169 2.05%

Total BBM 3,373 2.18%

Tabel di atas termasuk pembangkit baru projek 10.000 MW.

Neraca Energi ditunjukkan pada Tabel 11.2 berikut :







Tabel-11.2. Neraca Energi 2013


Produksi Pembangkit GWh 160,865

PS Pembangkit GWh 6,451

% 4.01

Pembelian P3B GWh 154,414

PS Gardu Induk GWh 93

% 0.06

Susut Transmisi GWh 3,274

% 2.12

Lain-lain GWh 618

% 0.4

Kebutuhan Distribusi GWh 150,430

Distribusi Jaya & Tangerang 43,354 Distribusi Jawa Barat & Banten 50,379

Distribusi Jawa Tengah & DIY 21,361

Distribusi Jawa Timur 31,560

Bali 3,791

Beban Puncak Netto MW 22,313

Faktor Beban % 79

11.2. Analisis Kecukupan Daya Sistem Jawa Bali

Kompilasi prakiraan beban 2013 dengan rencana pemeliharaan unit-unit

pembangkit eksisting dan tambahan pembangkit baru yang sudah firm dari

projek 10.000 MW menghasilkan neraca cadangan daya seperti terlihat pada

Gambar-11.1. Pada Gambar tersebut terlihat bahwa pada 2013 sistem akan

mengalami kondisi normal sepanjang tahun.







Gambar-11.1. Prakiraan Cadangan Operasi 2013

11.3. Analisis Kecukupan Daya Sub-Sistem Wilayah Jakarta

Khususnya Sub-Sistem Jakarta (Sub-Sistem Cawang-Depok, Sub-Sistem Bekasi12-

Priok, Sub-Sistem Gandul12-MuarakaKarang-Kembangan-Lontar, dan Sub-Sistem

Balaraja-Gandul3) dengan trend beban dari realisasi data Jan 2009 sd Nov 2011,

estimasi beban puncak 2013 sebesar 7.233 MW, sebagai terlihat pada Gambar-

7.2.

11.4. Analisis Kecukupan Daya Subsistem Jawa Tengah & DIY

Sub-Sistem Jawa Tengah & DIY mulai akhir November 2011 dibagi menjadi 3 sub-

sistem, yaitu Sub-Sistem Ungaran12-TanjungJati, Sub-Sistem Pedan, dan Sub-

Sistem Ungaran3. Pada tahun 2013, ke-3 sub-sistem ini cenderung aman dengan

perincian sebagai berikut :

- Beban trafo GI Kebasen, Pemalang, dan BumiAyu akan dialihkan ke Sub-

Sistem Mandirancan-Kanci setelah rekonduktoring SUTT Kanci-Brebes-Kebasen

pada Des 2012. Hal ini akan mengurangi pembebanan Sub-Sistem Ungaran12-

TanjungJati.

- Sebagian beban Sub-Sistem Pedan akan dialihkan ke Sub-Sistem Kediri-

Pacitan setelah pengoperasian PLTU Pacitan mulai Juli 2012.







- Sub-Sistem Ungaran3 akan dioperasikan pada pembebanan optimal dengan

pengaturan secara dinamis pengalihan beban ke Sub-Sistem Ungaran12-

TanjungJati atau Pedan sesuai kondisi Real-Time.

11.5. Analisis Kecukupan Daya Subsistem Bali

Sedangkan untuk subsistem Bali, kondisi 2013 akan semakin baik dibandingkan

dengan kondisi 2012 dengan adanya penambahan 2 sirkit kabel laut Jawa-Bali.

Subsistem Bali mengalami potensi defisit selama 4 pekan. Neraca daya subsistem

Bali bisa dilihat pada Gambar-11.2.

Gambar-11.2. Neraca Daya Sub-Sistem Bali 2013







LAMPIRAN – 1A

ALOKASI ENERGI SISTEM JAWA BALI 2012

Pusat Pembangkit Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Total CFPLTA Region-1 10 9 10 10 10 12 10 9 10 10 10 10 121 37%

Region-2 20 19 20 20 16 16 19 17 19 19 20 20 226 44%Saguling 152 211 278 240 239 173 142 118 86 111 188 233 2,169 35%Cirata 94 116 146 120 135 106 93 81 59 77 106 124 1,256 15%Region-3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 300 32%Mrica 76 71 69 69 61 41 28 20 22 45 48 92 640 41%Region-4 3 3 4 3 3 3 2 3 2 2 2 3 33 11%Sutami 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 300 33%Brantas Non Sutami 72 82 93 89 56 43 38 28 23 33 43 63 663 58%Total PLTA 477 561 670 600 569 444 382 327 270 347 467 595 5,709 28%

PLTU Suralaya 1-4 949 598 648 695 707 684 738 645 703 752 698 808 8,624 66%Suralaya 5-7 880 1,055 993 986 812 765 718 678 935 1,005 801 690 10,319 68%Suralaya 8 210 211 212 207 217 209 210 216 215 89 215 208 2,420 46%Lontar 101 213 206 301 315 304 303 304 295 312 262 104 3,019 44%Indramayu 295 204 229 300 274 203 264 302 296 312 312 204 3,196 42%Labuan 196 197 198 191 202 198 195 178 192 201 202 194 2,344 48%P.Ratu 0 0 0 0 0 0 0 103 99 104 217 203 725 49%Priok U 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Muarakarang U 256 233 238 86 82 75 99 78 88 115 116 93 1,559 55%Rembang 203 203 207 200 207 205 203 197 198 149 107 66 2,144 42%Tambaklorok U 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Tanjungjati 1-2 879 819 879 899 929 899 929 869 824 464 838 906 10,134 87%Tanjungjati 3-4 854 869 929 899 929 899 929 800 540 928 898 453 9,926 87%Paiton 523 489 522 489 261 253 261 177 253 312 506 510 4,557 70%Gresik 3-4 138 127 130 169 123 189 201 202 200 206 182 184 2,050 70%Gresik 1-2 11 17 4 39 22 23 11 12 21 31 24 30 247 18%Perak 21 19 19 19 19 18 19 19 18 19 18 19 227 34%Pacitan 0 0 0 0 0 0 0 0 103 103 103 207 517 49%Paiton 9 0 0 148 222 234 225 224 209 221 234 229 224 2,171 49%T.Awar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Adipala 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Total PLTU 5,517 5,254 5,562 5,701 5,334 5,151 5,305 4,988 5,201 5,335 5,727 5,103 64,179 55%







LAMPIRAN – 1A








Pusat Pembangkit Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Total CFPLTGU Priok Blok 1 314 266 295 286 110 185 177 221 247 246 140 262 2,749 57%

Priok Blok 2 223 231 219 273 136 29 34 0 0 0 89 23 1,257 29%Priok Blok 3 0 0 0 0 488 470 486 485 472 488 470 489 3,848 71%Muarakarang GU 192 144 115 302 303 300 284 251 300 201 137 302 2,832 82%Muarakarang Rep 29 306 301 182 82 82 120 66 165 147 120 159 1,759 29%Muaratawar Blok-1 373 361 437 429 316 322 220 437 430 401 361 362 4,448 82%Muaratawar Blok-5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 160 253 260 673 85%Cilegon 437 409 437 423 369 423 437 378 423 353 141 371 4,601 71%Tambaklorok GU 63 37 19 23 6 0 0 15 7 21 1 29 219 4%Grati Blok 1 218 203 217 233 240 231 255 240 233 241 234 239 2,785 70%Gresik Blok 1 330 289 320 285 340 329 338 332 329 337 326 321 3,877 92%Gresik Blok 2 186 191 231 283 297 204 187 155 203 199 217 210 2,565 70%Gresik Blok 3 33 0 0 6 0 0 0 10 0 0 0 16 65 2%Total PLTGU 2,396 2,437 2,592 2,726 2,688 2,575 2,539 2,590 2,809 2,793 2,490 3,044 31,677 51%

PLTP Salak 120 109 120 116 120 116 97 120 116 120 116 120 1,391 93%Kamojang 96 88 95 80 95 92 95 95 70 95 92 73 1,064 92%Drajat 35 32 35 34 35 34 35 35 34 35 34 35 410 90%Total PLTP 250 229 249 230 249 241 226 250 220 249 242 228 2,864 92%

PLTG Priok 1-3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Muaratawar Blok-2 9 1 0 1 0 0 0 2 0 0 0 0 13 1%Muaratawar Blok-3 96 62 80 89 73 59 101 71 79 72 49 65 896 24%Muaratawar Blok-4 73 42 69 68 66 73 100 63 64 55 45 57 774 21%Sunyaragi 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Cilacap G 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Gilimanuk 17 0 73 81 85 83 84 74 90 94 91 91 863 75%Pesanggaran G 66 67 37 31 27 24 35 32 22 24 25 30 418 44%Gilitimur 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Pemaron 32 40 9 4 8 8 6 8 3 2 0 6 126 18%Grati Blok 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Gresik G 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%Total PLTG 292 211 269 275 258 248 326 249 259 246 209 249 3,091 19%

PLTD Pesanggaran D 30 28 28 27 28 28 27 30 29 30 29 30 342 80%Pesanggaran Sewa 13 12 12 13 15 15 15 11 11 11 11 11 152 58%Pemaron Sewa 17 16 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 203 51%Pesanggaran BOT 22 21 21 20 20 20 20 20 20 20 19 21 245 50%Total PLTD 82 78 78 77 80 80 80 79 76 79 76 79 942 60%

Total PLN 9,015 8,769 9,420 9,609 9,179 8,739 8,858 8,481 8,834 9,049 9,211 9,297 108,462 49%

LAMPIRAN – 1A








Pusat Pembangkit Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Total CFListrik SwastaPLTA Jatiluhur 55 62 78 52 108 106 106 95 62 64 71 77 936 59%PLTU Cirebon 0 0 0 0 257 454 469 317 454 468 454 457 3,328 86%

PEC 859 803 857 429 770 830 858 696 831 855 697 416 8,902 83%Jawa Power 790 747 767 627 777 766 835 700 626 849 707 798 8,989 84%Paiton 3 0 0 0 239 406 382 433 343 445 469 385 463 3,565 71%Cilacap U 278 225 221 216 134 201 209 178 203 212 185 222 2,484 50%

PLTG Cikarang Listrindo 161 150 161 156 161 156 161 161 156 161 156 161 1,897 72%PLTP DSPL Ltd 134 122 134 122 134 130 134 134 130 126 130 134 1,562 97%

Darajat II 64 58 64 62 63 61 63 64 61 64 61 64 749 94%Darajat III 75 68 75 72 75 72 75 75 72 75 72 75 880 95%Dieng 15 14 15 2 15 14 33 33 32 33 32 33 274 69%Wayang Windu 157 143 157 111 158 75 158 158 153 158 117 158 1,702 86%Kamojang 4 40 36 40 19 40 39 40 40 39 21 39 40 435 82%

Total Swasta 2,627 2,428 2,568 2,106 3,098 3,287 3,575 2,993 3,263 3,554 3,104 3,097 35,702 72%

Total 11,642 11,197 11,988 11,715 12,277 12,026 12,433 11,475 12,098 12,603 12,315 12,394 144,164 53%

66%

68%

46%

44%

42% 48

%

49%

0%

55%

42%

0%

87%

87%

70%

70%

18% 34

% 49%

49%

0% 0%

86%

83%

84%

71%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

(Dalam GWh)







LAMPIRAN – 1B

KOMPOSISI ENERGI PER PERUSAHAAN PEMBANGKIT

Perusahaan Pembangkit Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Total KomposisiPT Indonesia Power 3,321 3,086 3,190 3,232 3,258 3,044 3,054 2,914 3,166 3,384 3,127 3,282 38,058 26.4%PT PJB 2,489 2,253 2,485 2,553 2,163 2,047 1,989 1,946 2,097 2,110 2,187 2,457 26,776 18.6%PT PLN Tanjung Jati B 1,734 1,688 1,807 1,798 1,858 1,799 1,858 1,669 1,364 1,392 1,736 1,359 20,060 13.9%PT PLN UPJB 1,471 1,743 1,938 2,026 1,901 1,849 1,956 1,953 2,207 2,163 2,161 2,199 23,569 16.3%

Jumlah PLN 9,015 8,769 9,420 9,609 9,179 8,739 8,858 8,481 8,834 9,049 9,211 9,297 108,462 75.2%PT SSP (Cilacap) 278 225 221 216 134 201 209 178 203 212 185 222 2,484 1.7%PJT II 55 62 78 52 108 106 106 95 62 64 71 77 936 0.6%PT Cikarang Listrindo 161 150 161 156 161 156 161 161 156 161 156 161 1,897 1.3%PT Geodipa (Dieng) 15 14 15 2 15 14 33 33 32 33 32 33 274 0.2%Star Energy (W. Windu) 157 143 157 111 158 75 158 158 153 158 117 158 1,702 1.2%DSPL (Salak) 134 122 134 122 134 130 134 134 130 126 130 134 1,562 1.1%Chevron T (Darajat II, III) 138 126 138 134 138 134 138 138 134 138 134 138 1,629 1.1%PT Pertamina G (Kamojang 4) 40 36 40 19 40 39 40 40 39 21 39 40 435 0.3%PT Paiton Energi 859 803 857 668 1,176 1,213 1,292 1,039 1,276 1,324 1,081 879 12,466 8.6%PT Jawa Power 790 747 767 627 777 766 835 700 626 849 707 798 8,989 6.2%Cirebon 0 0 0 0 257 454 469 317 454 468 454 457 3,328 2.3%

Jumlah IPP 2,627 2,428 2,568 2,106 3,098 3,287 3,575 2,993 3,263 3,554 3,104 3,097 35,702 24.8%Jumlah 11,642 11,197 11,988 11,715 12,277 12,026 12,433 11,475 12,098 12,603 12,315 12,394 144,164 100.0%

(Dalam GWh)







LAMPIRAN – 1C

KOMPOSISI ENERGI PER ENERGI PRIMER

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Total KomposisiHidro 532 623 748 652 677 550 488 421 332 412 538 672 6,645 4.6%Panas Bumi 735 669 734 618 735 633 730 753 708 726 693 732 8,466 5.9%Batubara 7,017 6,633 7,015 6,899 7,432 7,479 7,780 6,911 7,433 7,817 7,814 7,133 87,364 60.6%Gas 2,011 2,311 2,600 2,541 2,387 2,381 2,381 2,365 2,518 2,456 2,189 2,578 28,720 19.9%LNG 0 0 0 741 816 765 817 772 884 880 820 933 7,429 5.2% Total-Non BBM 10,295 10,237 11,097 11,452 12,047 11,808 12,196 11,223 11,875 12,291 12,055 12,047 138,623 96.2%MFO 278 252 257 19 19 18 19 19 18 19 18 19 954 0.7%HSD 1,070 708 633 244 211 200 218 232 205 294 242 328 4,587 3.2% Total BBM 1,347 960 891 263 230 218 237 251 223 313 261 347 5,541 3.8%Total SJB 11,642 11,197 11,988 11,715 12,277 12,026 12,433 11,475 12,098 12,603 12,315 12,394 144,164 100.0%

(Dalam GWh)







LAMPIRAN – 2

JADUAL PEMELIHARAAN UNIT PEMBANGKIT 2012







LAMPIRAN – 2JADUAL PEMELIHARAAN UNIT PEMBANGKIT 2012







LAMPIRAN – 2








LAMPIRAN – 3

PROYEKSI NERACA DAYA SISTEM JAWA BALI 2012







LAMPIRAN – 4







PROYEKSI NERACA DAYA SUB SISTEM JAKARTA 2012

Subsistem Priok – Bekasi

LAMPIRAN – 4








Subsistem Muarakarang – Gandul







LAMPIRAN – 4


Subsistem Cawang-Depok-Kembangan-Balaraja-Suralaya-Cibinong







LAMPIRAN – 4








Subsistem Cilegon







LAMPIRAN – 5

PROYEKSI NERACA DAYA SUB SISTEM BALI 2012







LAMPIRAN – 6







DAYA MAMPU NETTO (DMN) PEMBANGKIT SISTEM JAWA BALI 2012No. 1 No. 2 No. 3 No. 4 No. 5 No. 6 No. 7 No. 8 No. 9 Jumlah

I. Pembangkit PLNArea-1.PLTA UBRUG 5.94 5.94 6.48 18.36

KRCAK 6.30 6.30 6.30 18.90PLTU SRLYA 371.50 371.50 371.50 371.50 575.20 575.20 575.20 3,211.60

SRLYA 8 600.00 600.00MKRNG 162.00 162.00 324.00PRIOK - - 30.00 30.00 60.00LNTAR 290.00 290.00 290.00 870.00LBUAN 280.00 280.00 560.00PRATU 290.00 290.00 580.00

PLTGU MKRNG 90.00 90.00 90.00 124.00 394.00MKRNG Rep 240.00 240.00 70.00 70.00 70.00 690.00PRIOK 125.00 125.00 125.00 172.50 117.30 117.50 100.00 156.74 1,039.04

240.00 240.00 240.00 720.00CLGON 238.50 238.50 262.40 739.40

PLTG PRIOK 17.00 17.00 34.00PLTP SALAK 56.50 56.50 57.00 170.00

Total AREA-1 10,029.30

Area-2.PLTA PLNGN 1.08 1.08 1.08 2.02 1.61 6.87

LMJAN 6.51 6.51 6.51 19.53CKLNG 5.99 5.99 5.99 17.97BNKOK 1.05 1.05 1.05 0.70 3.85PRKAN 2.49 2.49 2.46 2.46 9.90SGLNG 174.60 174.60 174.60 174.60 698.40CRATA 118.50 118.50 118.50 118.50 118.50 118.50 118.50 118.50 948.00

PLTU IDRMY 290.00 290.00 290.00 870.00PLTGU MTWAR Blok 1 & 5 137.00 137.00 137.00 204.00 240.00 120.00 975.00PLTP KMJNG 27.40 52.30 52.30 132.00

DRJAT 52.00 52.00PLTG SRAGI 0.00 18.00 0.00 0.00 18.00

MTWAR Blok 2 137.00 137.00 274.00MTWAR Blok 34 140.00 140.00 140.00 140.00 140.00 140.00 840.00


Area-3.PLTA JELOK 5.10 5.10 5.10 5.10 20.40

TIMO 3.98 3.98 3.98 11.94KTNGR 3.50 3.50 0.98 0.48 8.46GRUNG 13.18 13.18 26.36MRICA 59.80 59.80 59.80 179.40WDLIN 8.98 8.98 17.96KOMBO 22.33 22.33

PLTU TBROK 41.00 41.00 170.00 252.00TJATI 660.80 660.80 660.80 660.80 2,643.20RMBNG 290.00 290.00 580.00

PLTG CLCAP 20.00 20.00 40.00PLTGU TBROK 90.00 90.00 90.00 130.00 100.00 100.00 0.00 100.00 700.00


Area-4.PLTA KKTES 34.33 34.33 34.33 103.00

WLNGI 26.81 26.81 53.62MDLAN 4.20 5.50 5.50 5.50 20.70SIMAN 3.40 3.40 3.40 10.20SLRJO 4.71 4.71SGRUH 14.23 14.23 28.46TLNGN 17.86 17.86 35.72LDOYO 4.46 4.46GRNGN 0.88 0.88 1.40 3.16GLANG 0.89 0.89 0.89 2.67NGBEL 2.16 2.16

PLTU PERAK 38.00 38.00 76.00GRSIK 80.00 80.00 166.50 166.50 493.00PITON 370.00 370.00 645.00 1,385.00PCTAN 290.00 290.00 580.00

PLTG GRSIK 15.50 15.50 31.00GRATI 100.00 100.00 100.00 300.00GLTMR 15.50 15.50 31.00

BALI 17.65 18.30 36.15 36.15 108.25GLMNK 130.44 130.44PEMARON 40.00 40.00 80.00

PLTGU GRBRU G 100.00 100.00 100.00 90.00 90.00 90.00 100.00 100.00 100.00 870.00GRBRU S 180.00 150.00 180.00 510.00GRATI 100.25 100.25 99.50 151.48 451.48

PLTD BALI 3.41 3.41 3.41 3.41 2.61 4.62 4.62 3.99 3.99 33.47BALI 7.73 7.73 15.46SEWA 30.00 45.00 18.50 18.50 18.50 130.50


Total PLN 24,891.33

II. Pembangkit Swasta/Diluar PLNPLTA JTLHR 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 180.00PLTU PEC 815.00 610.00 610.00 2,035.00

JAPOW 610.00 610.00 1,220.00KDL 0.00 0.00CLCAP 281.00 281.00 562.00CRBON 600.00 600.00

PLTP SALAK 4-5-6 61.00 61.00 61.00 183.00DRAJAT II 90.24 90.24DRAJAT III 105.80 105.80WWNDU 112.06 113.10 225.16KMJNG 4 60.23 60.23DIENG 45.00 45.00

PLTG CKRNG 150.00 150.00 300.00

Total IPP 5,606.42

Total SJB 30,498

Pusat Listrik







LAMPIRAN – 7

Tabel 1.a Projek Penyaluran 2012, Gardu Induk







Region Lokasi Tegangan Keterangan1 Asahimas II/Cinangka 150/20 kV GI Baru

1 Bogor Kota (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Kedung Badak Baru 150/20 kV GI Baru Uprate

1 Cileungsi II/Jonggol 150/20 kV GI Baru

1 Cimanggis II/Tengah 150/20 kV GI Baru

1 Malingping 150/20 kV GI Baru

1 Kedung Badak Baru 150/20 kV GI Baru Uprate

1 Pelabuhan Ratu Baru 150/20 kV GI Baru

1 Alam Sutra (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Antasari/CSW II (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Bintaro II (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Cakung Township/Garden City (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Gandaria 150 (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Harapan Indah 150/20 kV GI Baru

1 Jatirangon II/Cibubur 150/20 kV GI Baru

1 Kapuk (PIK) (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Lautan Steel 150/20 kV GI Baru

1 Gunung Sahari (GIS) 150/20 kV GIS Baru

1 Millenium 150/20 kV GI Baru

1 Semanggi Barat (GIS) 150/20 kV GIS Baru

2 Ujung Berung 500/150 kV GITET Baru

2 Bekasi Utara/Tarumajaya 150/20 kV GIS Baru

2 Cikarang Lippo 150/20 kV GI Baru

2 Cikedung 150/20 kV GI Baru

2 Cikijing 150/20 kV GI Baru

2 Dago Pakar/Cimenyan 150/20 kV GIS Baru

2 Dayeuhkolot (GIS) 150/20 kV GIS Baru

2 Jatiluhur Baru 150/20 kV GI Baru

2 Kanci 150/20 kV GI Baru

2 Karang Nunggal 150/20 kV GI Baru

2 Kiaracondong II/Rancanumpang 150/20 kV GI Baru

2 Malangbong Baru 150/20 kV GI Baru

2 Sukatani /Gobel 150/20 kV GI Baru

2 Tanggeung 70/20 kV GI Baru

3 Nguntoronadi 150/20 kV GI Baru

4 Bambe 150/20 kV GI Baru

4 Kalisari 150/20 kV GI Baru

4 New Jombang 150/20 kV GI Baru

4 Purwosari/Sukorejo II 150/20 kV GI Baru

4 Wlingi II 150/20 kV GI Baru

4 Sidoarjo 150/20 kV GI Baru

4 Simogunung (GIS) 150/20 kV GIS Baru

4 Tulungagung II 150/20 kV GI Baru

4 Tandes II/Sambi Kerep 150/20 kV GI Baru

4 Ponorogo II 150/20 kV GI Baru

4 New Buduran/Sedati 150/20 kV GI Baru

4 Celukan Bawang 150/20 kV GI Baru







LAMPIRAN – 7

Tabel 1.b. Projek Penyaluran 2012, Transmisi

Region Dari Ke Tegangan Konduktor kmr COD Keterangan

1 Gandul Serpong 150 kV 2 cct, 2xTACSR410 20 2012 Baru

1 Gandul Petukangan 150 kV 2 cct, 2xTDrake 14 2012 Reconductoring

1 Petukangan Bintaro 150 kV 2 cct, 1xTACSR520 9 2012 Reconductoring

1 Cibinong Sentul 150 kV 2 cct, 1xACCC 330 12.1 2012 Reconductoring

1 Bogor Baru Sentul 150 kV 2 cct, 1xACCC 330 10.1 2012 Reconductoring

1 Kandang Sapi Inc. (Bekasi-Marunda) 150 kV 2 cct, 2xHawk 5 2012 Baru

1 Semanggi Barat (GIS) Semanggi Timur (GIS) 150 kV 2 cct, 1xCU1000 3 2012 Baru

1 Lengkong Serpong 150 kV 2 cct, 1xACCC 330 5.8 2012 Reconductoring

1 Asahimas II/Cinangka Asahimas 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

1 Bogor Kota (GIS) Kedung Badak Baru 150 kV 2 cct, 1xCU1000 5 2012 Baru

1 Kedung Badak Baru Depok III 150 kV 2 cct, 2xZebra 23 2012 Uprate dari 70kV ke 150kV

1 Ciawi Baru Cibadak Baru II 150 kV 2 cct, 2xZebra 26 2012 Uprate

1 Cileungsi II/Jonggol Cibatu 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

1 Cimanggis II/Kotakembang Inc. (Cmgis-Depok III) 150 kV 4 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

1 Lembursitu Baru Cianjur 150 kV 2 cct, 2xZebra 32 2012 Uprate dari 70kV ke 150kV

1 Lembursitu Baru Pelabuhan Ratu PLTU 150 kV 2 cct, 2xTACSR410 32 2012 Uprate dari 70kV ke 150kV

1 Pelabuhan Ratu Baru PLTU Pelabuhan Ratu 150 kV 2 cct, 2xZebra 30 2012 Baru

1 Alam Sutra Inc.(Lippo Curug-Kmbngn) 150 kV 2 cct, 4xZebra 1 2012 Baru

1 Antasari/CSW II (GIS) Inc (Drtga/Kemang-Kenvil) 150 kV 2 cct, 1xCU1000 5 2012 Baru

1 Bintaro II Bintaro 150 kV 2 cct, 1xCU1000 7 2012 Baru

1 Cakung TownShip Harapan Indah 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

1 Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) Inc.(Dksbi-Mkrng) 150 kV 2 cct, 2xTACSR Drake 1 2012 Baru

1 Gandaria 150 (GIS) Depok III 150 kV 2 cct, 2xZebra 12 2012 Reconductoring/Uprating

1 Harapan Indah (GIS) Inc.(Mtawar-Bekasi) 150 kV 2 cct, 2xTACSR410 1 2012 Baru

1 Jatirangon II/Cibubur Cileungsi II/Jonggol 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

1 Kapuk (PIK) Inc (Mkrang-Dksbi) 150 kV 2 cct, 2xTACSR Drake 1 2012 Baru

1 Lautan Steel Inc. (Blrja-Millenium) 150 kV 4 cct, 2xTACSR410 2 2012 Baru

1 Mangga Besar II/Gunung Sahari (GIS) Kemayoran 150 kV 2 cct, 1xCU1000 8 2012 Baru

1 Millenium Inc. (Lautan-Citra) 150 kV 4 cct, 2xTACSR410 2 2012 Baru

2 Kedung Badak Baru Depok III 150 kV 2 cct, 2xZebra 23 2012 Uprate dari 70kV ke 150kV

2 Malingping Saketi II 150 kV 2 cct, 2xZebra 40 2012 Baru

2 Bekasi Utara/Tarumajaya Inc. (Bkasi-Ksbru) 150 kV 2 cct, 2xZebra 1 2012 Baru

2 Cikarang Lippo Inc. (Gdmkr-Cbatu) 150 kV 2 cct, 1xZebra 5 2012 Baru

2 Cikedung Inc. (Jtbrg - Hrgls) 150 kV 4 cct, 2xZebra 10 2012 Baru

2 Cikijing Mandirancan 150 kV 2 cct, 2xZebra 40 2012 Baru

2 Dago Pakar Inc (Badut-Ujbrg) 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

2 Dayeuhkolot (GIS) Inc (Bdsln-Cgrlng) 150 kV 2 cct, 2xZebra 1.5 2012 Baru

2 Jatiluhur Baru Jatiluhur PLTA 150 kV 2 cct, 2xZebra 10 2012 Baru

2 Kanci Inc. (PLTU Kanci-Brebes) 150 kV 4 cct, 2xTACSR 410 6 2012 Baru

2 Karang Nunggal Tasikmalaya New 150 kV 2 cct, 2xZebra 16 2012 Baru

2 Kiaracondong II/Rancanumpang Inc. (Krcdg-Ubrng) 150 kV 2 cct, 2xZebra 8 2012 Baru

2 Sukatani /Gobel Jababeka 150 kV 2 cct, 2xZebra 10 2012 Baru

2 Tanggeung Cianjur 70 kV 2 cct, 1xHawk 50 2012 Baru







Region Dari Ke Tegangan Konduktor kmr COD Keterangan

3 Gondangrejo/Palur II Inc.(Palur-Jajar) 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

3 Pracimantoro/Nguntoronadi Inc.(Pctan-Wngri) 150 kV 2 cct, 2xTACSR410 5 2012 Baru

3 Weleri Ungaran 150 kV 2 cct, 2xHawk 38 2012 Baru

3 Klaten Pedan 150 kV 2 cct, 2xZebra 12.7 2012 Reconductoring

3 Kudus Purwodadi 150 kV 2 cct, 2xZebra 31.64 2012 Reconductoring

3 Purwodadi Ungaran 150 kV 2 cct, 2xZebra 34.1 2012 Reconductoring

4 Bambe Karangpilang 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

4 Kalisari Surabaya Selatan 150 kV 2 cct, 2xZebra 6 2012 Baru (lot 11)

4 New Jombang Jayakertas 150 kV 2 cct, 2xZebra 18 2012 Baru

4 Purwosari/Sukorejo II Inc. (Pier-Pakis) 150 kV 2 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

4 Wlingi II Tulungagung II 150 kV 2 cct, 2xZebra 34 2012 Baru

4 Sidoarjo Inc. (Bdran-Bngil) 150 kV 2 cct, 1xTACSR 330 12 2012 Baru

4 Simogunung (GIS) Inc.(Swhan-Waru) 150 kV 4 cct, 2xZebra 5 2012 Baru

4 Tulungagung II Kediri 150 kV 2 cct, 2xZebra 40 2012 Baru

4 Tandes II/Sambi Kerep Inc.(Waru-Gresik) 150 kV 2 cct, 1xCU1000 2 2012 Baru

4 New Buduran/Sedati Inc.(Bngil-Waru) 150 kV 2 cct, 2xZebra 1 2012 Baru

4 Babat Tuban 150 kV 2 cct, 2xTACSR410 30 2012 Reconductoring

4 Tanjung Awar-awar PLTU Inc. Babat-Tuban 150 kV 2 cct, 2xTACSR410 18 2012 Baru

4 Paiton Kraksaan 150 kV 2 cct, TACSR2x330 20.04 2012 Reconductoring

4 Kraksaan Probolinggo 150 kV 2 cct, TACSR2x330 30.24 2012 Reconductoring

4 Probolinggo Lumajang 150 kV 2 cct, HTLSC 1x330 55.63 2012 Reconductoring

4 Paiton Situbondo 150 kV 2 cct, HTLSC Zebra 55.43 2012 Reconductoring

4 Situbondo Banyuwangi 150 kV 2 cct, HTLSC 2x330 87.19 2012 Reconductoring

4 Surabaya Barat Driyorejo 150 kV 2 cct, 1xHTLSC 330 5.3 2012 Reconductoring

4 Surabaya Barat Babadan 150 kV 2 cct, 1xHTLSC 330 13.2 2012 Reconductoring

4 Celukan Bawang Inc. (Pmron-Glnuk) 150 kV 2 cct, 2xHTLSC Hawk 3 2012 Baru

4 Gilimanuk Celukan Bawang 150 kV 2 cct, 2xHTLSC Hawk 50 2012 Reconductoring

4 Jawa Bali 3,4 150 kV 2 cct, 1xCU800 6 2012 Baru

4 Kapal Padangsambian 150 kV 1 cct, 1xTACSR 240 9.12 2012 Reconductoring

4 Kapal Pesanggaran 150 kV 1 cct, 1xTACSR 240 16.72 2012 Baru, 2nd cct







LAMPIRAN – 7

Tabel 1.c. Projek Penyaluran 2012, Transformator

Region Lokasi Tegangan Kapasitas (MVA) COD Keterangan

1 IBT ke-2 Depok 500/150 kV 500 2012 Extension

1 Legok 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-2

1 Duren tiga GIS 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

1 Kedungbadak baru (uprate ke 150/20) 150/20 kV 60 2012 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2)

1 Legok 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

1 Lembursitu baru (uprate ke 150/20) 150/20 kV 60 2012 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2)

1 Lengkong 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-4

1 Pelabuhan ratu baru (uprate ke 150/20) 150/20 kV 60 2012 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2)

1 Serang 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-4

1 Tigaraksa 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

1 Asahimas II/Cinangka 150/20 kV 60 2012 GI Baru

1 Bogor Kota (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Kedung Badak Baru 150/20 kV 120 2012 GI Baru Uprate

1 Cileungsi II/Jonggol 150/20 kV 120 2012 GI Baru

1 Cimanggis II/Tengah 150/20 kV 120 2012 GI Baru

1 Malingping 150/20 kV 60 2012 GI Baru

1 Kedung Badak Baru 150/20 kV 120 2012 GI Baru Uprate

1 Lembursitu Baru 150/20 kV 120 2012 Ext. Trafo 1 & 2. LB arah PLTU P. Ratu

1 Pelabuhan Ratu Baru 150/20 kV 120 2012 GI Baru

1 Alam Sutra (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Antasari/CSW II (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Bintaro II (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Cakung Township/Garden City (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Gandaria 150 (GIS) 150/20 kV 180 2012 GIS Baru

1 Harapan Indah 150/20 kV 120 2012 GI Baru

1 Jatirangon II/Cibubur 150/20 kV 60 2012 GI Baru

1 Kapuk (PIK) (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Lautan Steel 150/20 kV 120 2012 GI Baru

1 Gunung Sahari (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

1 Millenium 150/20 kV 120 2012 GI Baru

1 Semanggi Barat (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

2 IBT ke-2 Mandirancan 500/150 kV 500 2012 Extension

2 IBT ke-1 Ujung Berung 500/150 kV 500 Semester 2 - 2012 Baru

2 Ciamis 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

2 Garut 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

2 Telukjambe 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

2 Cibatu 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-2

2 Fajar surya wisesa 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-2

2 Kiara payung 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-2

2 Bekasi Utara/Tarumajaya 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

2 Cikarang Lippo 150/20 kV 60 2012 GI Baru

2 Cikedung 150/20 kV 60 2012 GI Baru

2 Cikijing 150/20 kV 60 2012 GI Baru

2 Dago Pakar/Cimenyan 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

2 Dayeuhkolot (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

2 Jatiluhur Baru 150/20 kV 60 2012 GI Baru

2 Kanci 150/20 kV 60 2012 GI Baru

2 Karang Nunggal 150/20 kV 30 2012 GI Baru

2 Kiaracondong II/Rancanumpang 150/20 kV 120 2012 GI Baru

2 Malangbong Baru 150/20 kV 120 2012 GI Baru

2 Sukatani /Gobel 150/20 kV 60 2012 GI Baru

2 Sumedang 70/20 kV 30 2012 (Uprate 10 ke 30 MVA TRAFO2/1)

2 Majalaya 70/20 kV 30 2012 (Uprate 20 ke 30 MVA TRAFO2/1)

2 Tanggeung 70/20 kV 30 2012 GI Baru







Region Lokasi Tegangan Kapasitas (MVA) COD Keterangan

3 Nguntoronadi 150/20 kV 60 2012 GI Baru

3 Bantul 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Batang 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Fajar surya wisesa 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi 60

3 Blora 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Bumiayu 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 16 menjadi 60

3 Cepu 150/20 kV 30 2012 Ext. Trf ke-3

3 Dieng 150/20 kV 30 2012 Ext. Trf ke-2

3 Gombong 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Grogol/Solo Baru 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-2

3 Kentungan 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Klaten 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Kudus 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Lomanis 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Majenang 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Masaran 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-2

3 Pandeanlamper 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 16 menjadi 60

3 Pati 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60

3 Pekalongan 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 20 menjadi 60

3 Purbalingga 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-2

3 Randu Garut 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-2

3 Sanggrahan 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60

3 Secang 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Semanu 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60

3 Simpang Lima 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-2

3 Sragen 150/20 kV 120 2012 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi 60

3 Srondol 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

3 Tambak Lorok PLTU 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi 60

3 Ungaran 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 15 menjadi 60

3 Wonosobo 150/20 kV 60 2012 Upr. Trf ke-1 dari 16 menjadi 60

4 Bambe 150/20 kV 120 2012 GI Baru

4 Kalisari 150/20 kV 60 2012 GI Baru

4 New Jombang 150/20 kV 60 2012 GI Baru

4 Purwosari/Sukorejo II 150/20 kV 60 2012 GI Baru

4 Wlingi II 150/20 kV 30 2012 GI Baru

4 Sidoarjo 150/20 kV 60 2012 GI Baru

4 Simogunung (GIS) 150/20 kV 120 2012 GIS Baru

4 Tulungagung II 150/20 kV 60 2012 GI Baru

4 Tandes II/Sambi Kerep 150/20 kV 120 2012 GI Baru

4 Ponorogo II 150/20 kV 120 2012 GI Baru

4 New Buduran/Sedati 150/20 kV 120 2012 GI Baru

4 Krembangan 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

4 Sawahan 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

4 Waru 150/20 kV 60 2012 Ext. Trf ke-3

4 Gianyar 150/20 kV 60 2012 (Uprate30-60)

4 Kapal 150/20 kV 30 2012 Ext. Trafo - 3

4 Celukan Bawang 150/20 kV 30 2012 GI Baru

4 Baturiti 150/20 kV 30 2012 Ext. trafo ke-2

4 Clk bawang (new) 150/20 kV 30 2012 Ext. trafo ke-2

4 Gianyar 150/20 kV 60 2012 (Uprate 30-60 MVA)

4 Kapal 150/20 kV 60 2012 Ext. trafo ke-3

4 Negara 150/20 kV 30 2012 Ext. trafo ke-3

4 Pare 70/20 kV 30 2012 Ext. Trafo ke - 3







LAMPIRAN – 7

Tabel 1.d. Projek Penyaluran 2012, Konsumen Tegangan Tinggi

1 Interworld Steel Mills 70 Extension Feb-11

1 Indofood Sukses Makmur 50 Extension Aug-11

1 Nikomas Gemilang 55 Extension Oct-11

1 Sulfindo Adiusaha 30 Extension Jul-11

1 Chandra Asri 40 GI Baru Jun-12

1 Indoferro 70 GI Baru Aug-12

1 Mitsubishi Chemical 35 GI Baru Jun-11

1 Gorda Prima 60 GI Baru Kuartal I 2012

1 Indah Kiat 58.8 GI Baru Dec-11

1 Asahi Chemical 123 Extension Dec-12

1 Krakatau Steel 80 Extension Jun-12

1 Lautan Steel 100 GI Baru Jun-12

1 Bumi Citra Wahana (Millenium) 70 GI Baru Jul-11

2 Hankook Tire Indonesia 75 GI Baru Mar-12

2 Indorama Synthetic 30 GI Baru Sep-12

2 Wismakarya Prasetya 30 GI Baru Jan-12

2 Multistrada Arah Sarana 50 GI Baru Jun-12

2 Jui Shin 35 GI Baru Mar-12

2 Indoliberty Textiles 30.5 GI Baru 2012

2 Tatajabar Sejahtera 60 GI Baru Oct-12

2 Air Liquide 46.5 Uprate Trafo Jan-12

2 Indocement Tunggal Perkasa 63 Extension Aug-11

2 South Pacific Viscose 28 Uprate Trafo Sep-12

2 Pindo Deli 45 Uprate Trafo Jun-11

4 Semen Dwima Agung (Holcim) 40 GI Baru Dec-12

4 The Master Steel 60 GI Baru Jun-11

Kapasitas (MVA)

Reg KTT Keterangan Rencana Energize







LAMPIRAN – 7

Tabel 1.e. Projek Penyaluran 2012, Kapasitor

No. Nama GI Keterangan Pelaksana COD

1 Jatake Baru 25 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

2 Bumiayu Baru 25 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

3 Pemalang Baru 25 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

4 Cawang Baru 25 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

5 Tuban Baru 25 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

6 Angke Relokasi 25 MVar dari Durikosambi P3B JB (SKI 2011) MID 2012

7 Lengkong Relokasi 25 MVar dari Pulogadung P3B JB (SKI 2011) MID 2012

8 Legok Relokasi 25 MVar dari Bekasi P3B JB (SKI 2011) MID 2012

9 Durikosambi Baru 50 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

10 Pulogadung Baru 50 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

11 Bekasi Baru 50 MVar P3B JB (SKI 2011) MID 2012

12 Kapal Baru 50 MVar UIP JJB END 2012

13 Gianyar Baru 50 MVar UIP JJB END 2012







LAMPIRAN – 8

DAYA HUBUNG SINGKAT 3 PHASA SAAT PEMBANGKITAN MAKSIMUM LEBIH BESAR DARI 40 KA







LAMPIRAN – 9







JADUAL PEKERJAAN INSTALASI PENYALURAN 500 kV 2012

AWAL AKHIRPUKUL (MULAI

SELESAI

1 GITET.Gandul Thermovisi klem swicht yard 500 kV Tanpa padam 05 03 Jan 2012 03 Jan 2012 07:00-15:002 GITET.Cibinong Pemel Tahunan Bay Line 500 KV

Pht.DEPOK I500 kV SUTET 500 KV

CIBNG-DEPOK I03 07 Jan 2012 07 Jan 2012 07:00-15:00

3 GITET.Bekasi Pemeliharaan Tahunan Bay 500 kV Cibinong

500 kV SUTET 500 kV Bekasi - Cibinong

03 08 Jan 2012 08 Jan 2012 07:00-15:004 GITET.Cibinong Pemel Tahunan Bay Line 500 KV

Pht.BKASI500 kV SUTET 500 KV

CIBNG-BKASI03 08 Jan 2012 08 Jan 2012 07:00-15:00

5 GITET.Suralaya (GIS)

Pemel thn kaki twr Srlya - Clbru 1 & 2 Twr 01 sd 32

500 kV Tidak padam 05 09 Jan 2012 11 Jan 2012 07:00-15:006 GITET.Gandul Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere

110 Volt / 112-110 V Battere dan Rectifier

110 Volt / 103 09 Jan 2012 09 Jan 2012 07:00-15:00

7 GITET.Gandul Pemeliharaan tahunan RTU - Tanpa padam 05 09 Jan 2012 09 Jan 2012 07:00-15:008 GITET.Gandul Thermovisi klem Pht 500 kV Gandul -

Kmbangan500 kV Tanpa padam 05 10 Jan 2012 10 Jan 2012 07:00-15:00

9 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 AB3 500 kV PMT.500 KV 7 AB3 03 10 Jan 2012 10 Jan 2012 07:00-15:0010 GITET.Gandul Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere

110 Volt / 212-110 V Battere dan rectifier

110 Volt / 203 10 Jan 2012 10 Jan 2012 07:00-15:00

11 GITET.Gandul Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 48 Volt / 1 dan 2

12-110 V Battere dan rectifier 48 Volt / 1 dan 2

03 11 Jan 2012 11 Jan 2012 07:00-15:0012 GITET.CilegonBaru Pemel thn kaki twr Clbru - Cibng twr

01 sd 11500 kV Tidak padam 05 12 Jan 2012 12 Jan 2012 07:00-15:00

13 GITET.Gandul Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 48 Volt / 3 dan 4

12-110 V Battere dan rectifier 48 Volt / 3 dan 4

03 12 Jan 2012 12 Jan 2012 07:00-15:0014 GITET.Suralaya

(GIS)Pemel Bay 500 kV GT 6 500 kV Bay 500 kV GT 6 03 15 Jan 2012 15 Jan 2012 07:00-15:00

15 GITET.Kembangan (GIS)

Equalising batere 1 110VDC untuk Proteksi 500kV

12-110 V Batere 1 110VDC 03 17 Jan 2012 17 Jan 2012 07:00-15:0016 GITET.Suralaya

(GIS)Pemel PMT & CT 7A4 500 kV PMT & CT 7A4 03 17 Jan 2012 17 Jan 2012 07:00-15:00

17 GITET.Suralaya (GIS)

Pemel PMT & CT 7AB4 500 kV PMT & CT 7AB4 03 18 Jan 2012 18 Jan 2012 07:00-15:0018 GITET.Kembangan

(GIS)Equalising batere 2 110VDC untuk Proteksi 500kV

12-110 V Batere 2 110VDC 03 18 Jan 2012 18 Jan 2012 07:00-15:0019 GITET.Kembangan

(GIS)Equalising batere 48 VDC untuk SCADA

12-110 V Batere 48 VDC untuk SCADA

03 19 Jan 2012 19 Jan 2012 07:00-15:0020 GITET.Suralaya

(GIS)Pemel PMT & CT 7B4 500 kV PMT & CT 7B4 03 19 Jan 2012 19 Jan 2012 07:00-15:00

21 GITET.Gandul Thermovisi klem swicht yard 500 kV Tanpa padam 05 02 Feb 2012 02 Feb 2012 07:00-15:0022 GITET.Bekasi Pemeliharaan Tahunan IBT # 3,

500MVA 500/150 kV (tahap 1)500 kV IBT # 3 500MVA

500/150 kV03 05 Feb 2012 05 Feb 2012 07:00-15:00

23 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 A1 500 kV PMT.500 KV 7 A1 03 06 Feb 2012 06 Feb 2012 07:00-15:0024 GITET.Depok Thermovisi klem swicht yard 500 kV Tanpa padam 05 06 Feb 2012 06 Feb 2012 07:00-15:0025 GITET.Suralaya

(GIS)Pemel kaki twr Srlya - Blrja 2 twr 01 sd 12

500 kV Tidak padam 05 06 Feb 2012 06 Feb 2012 07:00-15:0026 GITET.Suralaya

(GIS)Pemel thn kaki twr Srlya - Blrja 1 twr 01 sd 12

500 kV Tidak padam 05 06 Feb 2012 06 Feb 2012 07:00-15:0027 GITET.CilegonBaru Pemel kaki twr Clbru - Cibng twr 12 sd

24500 kV Tidak padam 05 07 Feb 2012 07 Feb 2012 07:00-15:00

28 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 A2 500 kV PMT.500 KV 7 A2 03 07 Feb 2012 07 Feb 2012 07:00-15:0029 GITET.Bekasi Pemeliharaan Tahunan IBT # 3,

500MVA 500/150 kV (tahap 2 )500 kV IBT # 3, 500MVA

500/150kV03 11 Feb 2012 11 Feb 2012 07:00-15:00

30 GITET.Cibinong Pemel Tahunan Bay Trafo IBT I 500 MVA 500/150 KV

500 kV TRAFO IBT I 500 MVA 500/150 KV

03 12 Feb 2012 12 Feb 2012 07:00-15:0031 GITET.Depok Thermovisi klem Pht 500 kV Depok -

Tasik500 kV Tanpa padam 05 13 Feb 2012 17 Feb 2012 07:00-15:00

32 GITET.Depok Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 110 Volt / 1

12-110 V Battere dan rectifier 110 Volt / 1

03 13 Feb 2012 13 Feb 2012 07:00-15:0033 GITET.Cibinong Pemel Tahunan Scada &

Telekomunikasi- Tanpa Padam 05 13 Feb 2012 13 Feb 2012 07:00-15:00

34 GITET.Depok Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 110 Volt / 2

12-110 V Battere dan rectifier 110 Volt / 2

03 14 Feb 2012 14 Feb 2012 07:00-15:0035 GITET.Cibinong Pemel Tahunan Bay Trafo IBT I 500

MVA 500/150 KV500 kV TRAFO IBT I 500

MVA 500/150 KV03 19 Feb 2012 19 Feb 2012 07:00-15:00

36 GITET.Depok Pemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 48 Volt Jwot dan Proteksi 1

12-110 V Battere dan rectifier 48 Volt Jwot dan

03 20 Feb 2012 20 Feb 2012 07:00-15:0037 GITET.Gandul Thermovisi klem swicht yard 500 kV Tanpa padam 05 05 Mar 2012 05 Mar 2012 07:00-15:00

38 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7A1 + CT

500 kV PMT 500 kV 7A1 03 06 Mar 2012 06 Mar 2012 07:00-15:00

39 GITET.GandulThermovisi klem Pht 500 kV Gandul - Depok

500 kV Tanpa padam 05 06 Mar 2012 06 Mar 2012 07:00-15:00

40 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7AB1 + CT

500 kV PMT 500 kV 7AB 1 03 07 Mar 2012 07 Mar 2012 07:00-15:00

41 GITET.DepokThermovisi klem Pht 500 kV Depok - Cibinong

500 kV Tanpa padam 05 07 Mar 2012 07 Mar 2012 07:00-15:00

42 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7B1 + CT

500 kV PMT 500 kv 7B1 03 08 Mar 2012 08 Mar 2012 07:00-15:00

43 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Kembangan # 2

500 kVSUTET 500 kV Gandul - Kembangan # 2

03 10 Mar 2012 10 Mar 2012 07:00-15:00

44GITET.Kembangan (GIS)

Pemeliharaan rutin Bay Gandul #2 500 kV

500 kVBay Gandul #2 500 kV

03 10 Mar 2012 10 Mar 2012 08:00-16:00

45 GITET.GandulPemeliharaan tahunan Battere 110 Volt / 1

12-110 VBattere dan rectifier 110 Volt / 1

03 12 Mar 2012 12 Mar 2012 07:00-15:00

46 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 AB2 500 kV PMT.500 KV 7 AB2 03 12 Mar 2012 12 Mar 2012 07:00-15:00

47GITET.Suralaya (GIS)

Pemel kaki twr Srlya - Blrja 1 twr 13 sd 22

500 kV Tidak padam 05 12 Mar 2012 12 Mar 2012 07:00-15:00

48 GITET.GandulPemeliharaan tahunan Battere 110 Volt / 2


03 13 Mar 2012 13 Mar 2012 07:00-15:00




50 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan PMT dan CT 7A2

500 kV PMT dan CT 7A2 03 13 Mar 2012 13 Mar 2012 07:00-15:00

51 GITET.GandulPemeliharaan tahunan Battere dan rectifier 48 Volt / 1


03 14 Mar 2012 14 Mar 2012 07:00-15:00

52 GITET.CilegonBaruPemel kaki twr Clbru - Cibng twr 25 sd 33


53 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan PMT dan CT 7AB2

500 kV PMT dan CT 7AB2 03 14 Mar 2012 14 Mar 2012 07:00-15:00

DIJADWALKAN

Region - 1

NO. LOKASI URAIAN PEKERJAAN TEGPERALATAN

PADAMSIFAT







LAMPIRAN – 9



SELESAI



03 15 Mar 2012 15 Mar 2012 07:00-15:00

55 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan PMT dan CT 7B2

500 kV PMT dan CT 7B2 03 15 Mar 2012 15 Mar 2012 07:00-15:00



03 19 Mar 2012 19 Mar 2012 07:00-15:00



03 20 Mar 2012 20 Mar 2012 07:00-15:00

58 GITET.Gandul Thermovisi klem swicht yard 500 kV Tanpa padam 05 02 Apr 2012 02 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin Diameter 1 CB 7B1, CT

500 kV Diameter 1 CB 7B1 03 02 Apr 2012 02 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin Diameter 1 CB 7AB1, CT

500 kVDiameter 1 CB 7AB1

03 04 Apr 2012 04 Apr 2012 07:00-15:00

61 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Gandul # 2

500 kVSUTET 500 kV Depok - Gandul # 2

03 07 Apr 2012 07 Apr 2012 07:00-15:00

62 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Line 500 KV Pht.DEPOK II

500 kVSUTET 500 KV CIBNG-DEPOK II

03 07 Apr 2012 07 Apr 2012 07:00-15:00

63 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Depok # 2

500 kVSUTET 500 kV Gandul - Depok # 2

03 07 Apr 2012 07 Apr 2012 07:00-15:00

64 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Cibinong # 2

500 kVSUTET 500 kV Depok - Cibinong # 2

03 07 Apr 2012 07 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin IBT #1 500/150 kV 500 MVA

500 kV IBT #1 500/150 kV 03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

66 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan IBT # 4, 500MVA 500/150 kV (tahap 1)

500 kVIBT # 4, 500MVA 500/150 kV

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin Diameter 1 CB 7A1, CT

500 kV Diameter 1 CB 7A1 03 09 Apr 2012 09 Apr 2012 07:00-15:00

68 GITET.GandulThermovisi klem PHT 500 kV Gandul - Balaraja 1 dan 2

500 kV Tanpa padam 05 09 Apr 2012 12 Apr 2012 07:00-15:00


Pemel PMT & CT 7A1 500 kV PMT & CT 7A1 03 09 Apr 2012 09 Apr 2012 07:00-15:00



500 kV Tidak padam 05 09 Apr 2012 09 Apr 2012 07:00-15:00





Pemel PMT & CT 7AB1 500 kV PMT & CT 7AB1 03 10 Apr 2012 10 Apr 2012 07:00-15:00

73 GITET.CilegonBaruPemel kaki twr Clbru - Cibng twr 34 sed 46



Pemel PMT & CT 7B1 500 kV PMT & CT 7B1 03 11 Apr 2012 11 Apr 2012 07:00-15:00


500 kVIBT # 4, 500MVA 500/150 kV

03 14 Apr 2012 14 Apr 2012 07:00-15:00

76 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Line 500 KV Pht.SGLNG I

500 kVSUTET 500 KV CIBNG-SGLNG I

03 14 Apr 2012 14 Apr 2012 07:00-15:00



150 kV IBT #1 500/150 kV 03 15 Apr 2012 15 Apr 2012 07:00-15:00


Equalising Batere 1 110 VDC untuk Proteksi 500 kV

12-110 VBatere 1 110 VDC untuk Proteksi 500 kV

03 17 Apr 2012 17 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin Busbar B 500 kV 500 kV Busbar B 500 kV 03 01 Mei 2012 01 Mei 2012 07:00-15:00




03 01 Mei 2012 01 Mei 2012 07:00-15:00

81 GITET.Gandul Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 02 Mei 2012 02 Mei 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin Busbar A 500 kV 500 kV Busbar A 500 kV 03 03 Mei 2012 03 Mei 2012 05:00-15:00

83 GITET.Depok Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 03 Mei 2012 03 Mei 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin Diameter 2 CB 7B2, CT

500 kV Diameter 2 CB 7B2 03 03 Mei 2012 03 Mei 2012 07:00-15:00

85 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Trafo IBT II 500 MVA 500/150 KV

500 kVTRAFO IBT II 500 MVA 500/150 KV

03 06 Mei 2012 06 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7A5 03 07 Mei 2012 07 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7AB5 03 08 Mei 2012 08 Mei 2012 07:00-15:00

88 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 AB1 500 kV PMT.500 KV 7 AB1 03 08 Mei 2012 08 Mei 2012 07:00-15:00

DIJADWALKAN

Region - 1


PADAMSIFAT







LAMPIRAN – 9



SELESAI

89 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7A2 + CT

500 kV PMT 500 kV 7A2 03 08 Mei 2012 08 Mei 2012 07:00-15:00




03 08 Mei 2012 08 Mei 2012 07:00-15:00

91 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7AB2 +CT

500 kV PMT 500 kV 7AB2 03 09 Mei 2012 09 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7B5 03 09 Mei 2012 09 Mei 2012 07:00-15:00

93 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7B2 + CT

500 kV PMT 500 kV 7B2 03 10 Mei 2012 10 Mei 2012 07:00-15:00

94 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Tasik # 2 dan reaktor 2

500 kVSUTET 500 kV Depok - Tasik # 2

03 12 Mei 2012 12 Mei 2012 07:00-15:00



500 kV Tidak padam 05 14 Mei 2012 15 Mei 2012 07:00-15:00




97 GITET.DepokPemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 110 Volt / 1


03 14 Mei 2012 14 Mei 2012 07:00-15:00



03 15 Mei 2012 15 Mei 2012 07:00-15:00



100 GITET.DepokPemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 48 Volt Jwot dan Proteksi 1

12-110 VBattere dan rectifier 48 Volt Jwot dan Proteksi 1

03 21 Mei 2012 21 Mei 2012 07:00-15:00

101 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Trafo IBT II 500 MVA 500/150 KV

500 kVTRAFO IBT II 500 MVA 500/150 KV

03 27 Mei 2012 27 Mei 2012 07:00-15:00

102 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan IBT # 1 500MVA 500/150 kV (tahap 1 )

500 kVIBT # 1 500 MVA 500/150 kV

03 03 Jun 2012 03 Jun 2012 07:00-15:00

103 GITET.Gandul Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 04 Jun 2012 04 Jun 2012 07:00-15:00



500 kV Tidak padam 05 04 Jun 2012 04 Jun 2012 07:00-15:00


Pemel PMT & CT 7A5 500 kV PMT & CT & A5 03 04 Jun 2012 04 Jun 2012 07:00-15:00





500 kV PMT dan CT 7A3 03 05 Jun 2012 05 Jun 2012 07:00-15:00


Pemel PMT & CT 7AB5 500 kV PMT & CT 7AB5 03 05 Jun 2012 05 Jun 2012 07:00-15:00


Pemel PMT & CT 7B5 500 kV PMT & CT 7B5 03 06 Jun 2012 06 Jun 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7AB3 03 06 Jun 2012 06 Jun 2012 07:00-15:00




500 kV PMT dan CT 7B3 03 07 Jun 2012 07 Jun 2012 07:00-15:00


Pemeliharan rutin Bay Gandul #1 500 kV

500 kVBay Gandul #1 500 kV

03 09 Jun 2012 09 Jun 2012 07:00-15:00

114 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Kembangan # 1

500 kVSUTET Gandul - Kembangan # 1

03 09 Jun 2012 09 Jun 2012 08:00-16:00

115 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Line 500 KV Pht.CLGON

500 kVSUTET 500 KV CIBNG-CLGON

03 10 Jun 2012 10 Jun 2012 07:00-15:00

116 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan IBT # 1 500MVA 500/150 kV (tahap 2 )

500 kVIBT # 1 500MVA 500/150 kV

03 10 Jun 2012 10 Jun 2012 07:00-15:00

117 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 A3 500 kV PMT.500 KV 7 A3 03 12 Jun 2012 12 Jun 2012 07:00-15:00118 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 A4 500 kV PMT.500 KV 7 A4 03 13 Jun 2012 13 Jun 2012 07:00-15:00119 GITET.Gandul Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 02 Jul 2012 02 Jul 2012 07:00-15:00

120 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan bay line 500 kV Tasik # 1 dan reaktor # 1

500 kVSUTET 500 kV Depok - Tasik # 1

03 07 Jul 2012 07 Jul 2012 07:00-15:00


500 kVIBT # 2, 500MVA 500/150 kV

03 08 Jul 2012 08 Jul 2012 07:00-15:00

122 GITET.Cibinong Pemel Tahunan BUSBAR A 500 KV 500 kV BUSBAR A 500 KV 03 09 Jul 2012 09 Jul 2012 07:00-15:00

123 GITET.GandulThermovisi klem Pht 500 kV Gandul - Kembangan

500 kV Tanpa padam 05 09 Jul 2012 10 Jul 2012 07:00-15:00

DIJADWALKAN

Region - 1


PADAMSIFAT







LAMPIRAN – 9









SELESAI


Pemel kaki twr 50 sd 62 Srlya - Blrja 2 500 kV Tidak padam 05 09 Jul 2012 09 Jul 2012 07:00-15:00


Pemel kaki twr 51 sd 63 Srlya - Blrja 1 500 kV Tidak padam 05 09 Jul 2012 09 Jul 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7A4 03 09 Jul 2012 09 Jul 2012 07:00-15:00

127 GITET.CilegonBaru Pemel kaki twr 75 sd 88 Clbru - Cibng 500 kV Tidak padam 05 10 Jul 2012 10 Jul 2012 07:00-15:00

128 GITET.Cibinong Pemel Tahunan BUSBAR B 500 KV 500 kV BUSBAR B 500 KV 03 10 Jul 2012 10 Jul 2012 07:00-15:00

129 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan Pmt dan CT 7AB4

500 kV PMT dan CT 7AB4 03 10 Jul 2012 10 Jul 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7B4 03 11 Jul 2012 11 Jul 2012 07:00-15:00



500 kV IBT #2 500/150 kV 03 15 Jul 2012 15 Jul 2012 07:00-15:00


500 kVIBT # 2, 500MVA 500/150 kV

03 15 Jul 2012 15 Jul 2012 07:00-15:00

133 GITET.GandulPemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 110 Volt / 1


03 16 Jul 2012 16 Jul 2012 07:00-15:00



03 17 Jul 2012 17 Jul 2012 07:00-15:00

135 GITET.GandulPemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 48 Volt / 1 dan 2

12-110 VBattere dan rectifier 48 Volt / 1 dan 2

03 18 Jul 2012 18 Jul 2012 07:00-15:00



03 19 Jul 2012 19 Jul 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan rutin IBT 2 500/150 kV 500 MVA

150 kV IBT 2 500/150 kV 03 22 Jul 2012 22 Jul 2012 07:00-15:00

138 GITET.Depok Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 02 Agt 2012 02 Agt 2012 07:00-15:00

139 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan Bay 500 kV Bekasi

500 kVSUTET 500 kV Cawang - Bekasi

03 05 Agt 2012 05 Agt 2012 07:00-15:00

140 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan Bay 500 kV Cawang

500 kVSUTET 500 kV Bekasi - Cawang

03 05 Agt 2012 05 Agt 2012 07:00-15:00

141 GITET.DepokPemeliharaan tahunan Battere 110 Volt / 1


03 06 Agt 2012 06 Agt 2012 07:00-15:00


Pemel kaki twr 64 sd 75 Srlya - Blrja 1 500 kV Tidak padam 05 06 Agt 2012 06 Agt 2012 07:00-15:00


Pemel kaki twr 63 sd 75 Srlya - Blrja 2 500 kV Tidak padam 05 06 Agt 2012 06 Agt 2012 07:00-15:00

144 GITET.Gandul Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 06 Agt 2012 06 Agt 2012 07:00-15:00

145 GITET.DepokPemeliharaan tahunan Battere 110 Volt / 2


03 07 Agt 2012 07 Agt 2012 07:00-15:00

146 GITET.CilegonBaruPemel kaki twr 89 sd 100 Clbru - Cibng

500 kV Tidak padam 05 07 Agt 2012 07 Agt 2012 07:00-15:00

147 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan PMT dan CT 7AB1

500 kV PMT dan CT 7AB1 03 07 Agt 2012 07 Agt 2012 07:00-15:00

148 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan PMT dan CT 7B1

500 kV PMT dan CT 7B1 03 08 Agt 2012 08 Agt 2012 07:00-15:00

149 GITET.DepokThermovisi klem PHT 500 kV Depok - Tasik

500 kV Tanpa padam 05 20 Agt 2012 25 Agt 2012 07:00-15:00

150 GITET.DepokPemeliharaan tahunan Battere dan rectifier 48 Volt Jwot

12-110 VBattere dan rectifier 48 Volt Jwot

03 20 Agt 2012 20 Agt 2012 07:00-15:00

151 GITET.DepokPemeliharaan tahunan Battere dan rectifier 48 Volt Proteksi 1

12-110 VBattere dan rectifier 48 Volt Proteksi 1

03 21 Agt 2012 21 Agt 2012 07:00-15:00

152 GITET.Balaraja PEMEL 2 TAHUNAN BUS BAR B 500 kVPMT 7B1, 7B2, 7B3, 7B4

03 01 Sep 2012 01 Sep 2012 07:00-15:00

153 GITET.Balaraja PEMEL 2 TAHUNAN BUS BAR A 500 kVPMT 7A1, 7A2, 7A3, 7A4

03 02 Sep 2012 02 Sep 2012 07:00-15:00

154 GITET.Gandul Thermovisi klem swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 03 Sep 2012 03 Sep 2012 07:00-15:00

155 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan Busbar # A 500 kV

500 kV Busbar # A 500 kV 03 04 Sep 2012 04 Sep 2012 07:00-15:00

156 GITET.BekasiPemeliharaan Tahunan Busbar # B, 500 kV

500 kV Busbar # B, 500 kV 03 05 Sep 2012 05 Sep 2012 07:00-15:00

DIJADWALKAN

Region - 1


PADAMSIFAT







LAMPIRAN – 9



SELESAI

157 GITET.Gandul Pemeliharaan dua tahunan busbar A 500 kV Busbar A 03 05 Sep 2012 05 Sep 2012 07:00-15:00

158 GITET.Gandul Pemeliharaan dua tahunan Busbar B 500 kV Busbar B 03 06 Sep 2012 06 Sep 2012 07:00-15:00

159 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Line 500 KV Pht.SGLNG II

500 kVSUTET 500 KV CIBNG-SGLNG II

03 08 Sep 2012 08 Sep 2012 07:00-15:00

160 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan PMT dan CT 7A2

500 kV PMT dan CT 7A2 03 10 Sep 2012 10 Sep 2012 07:00-15:00


Pemel kaki twr 76 sd 91 Srlya - Blrja1 500 kV Tidak padam 05 10 Sep 2012 10 Sep 2012 07:00-15:00


Pemel kaki twr 75 sd 90 Srlya - Blrja 2 500 kV Tidak padam 05 10 Sep 2012 10 Sep 2012 07:00-15:00

163 GITET.GandulThermovis klem Pht 500 kV Gandul - Depok

500 kV Tanpa padam 05 10 Sep 2012 10 Sep 2012 07:00-15:00

164 GITET.DepokThermovisi klem PHT 500 kV Depok - Cibinong

500 kV Tanpa padam 05 11 Sep 2012 11 Sep 2012 07:00-15:00


500 kV Tidak padam 05 11 Sep 2012 11 Sep 2012 07:00-15:00

166 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 B2 500 kV PMT.500 KV 7 B2 03 11 Sep 2012 11 Sep 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7AB2 03 11 Sep 2012 11 Sep 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7B2 03 12 Sep 2012 12 Sep 2012 07:00-15:00

169 GITET.Depok Pemeliharaan tahunan RTU - Tanpa padam 05 05 Okt 2012 05 Okt 2012 07:00-15:00

170 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan bay 500/150 kV IBT # 2

500 kVBay 500/150 kV IBT # 2

03 07 Okt 2012 07 Okt 2012 07:00-15:00


Pemel kaki twr 92 sd 106 Srlya - Blrja 1

500 kV Tidak padam 05 08 Okt 2012 08 Okt 2012 07:00-15:00




173 GITET.GandulThermovisi klem PHT 500 kV Gandul - Balaraja

500 kV Tanpa padam 05 08 Okt 2012 11 Okt 2012 07:00-15:00

174 GITET.BalarajaPEMEL 2 TAHUNAN BAT & RECT 48 V UNIT -1

12-110 VBAT & RECT 48 V UNIT -1

03 08 Okt 2012 08 Okt 2012 08:00-16:00

175 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 B1 500 kV PMT.500 KV 7 B1 03 09 Okt 2012 09 Okt 2012 07:00-15:00



177 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan Busbar # A, 500 kV

500 kV Busbar # A, 500 kV 03 09 Okt 2012 09 Okt 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7A3 03 09 Okt 2012 09 Okt 2012 07:00-15:00

179 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan Busbar # B, 500 kV

500 kV Busbar # B, 500 kV 03 10 Okt 2012 10 Okt 2012 07:00-15:00

180 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 B3 500 kV PMT.500 KV 7 B3 03 10 Okt 2012 10 Okt 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7AB3 03 10 Okt 2012 10 Okt 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7B3 03 11 Okt 2012 11 Okt 2012 07:00-15:00

183 GITET.DepokPemeliharaan dua tahunan bay 500/150 kV IBT # 2

500 kVBay 500/150 kV IBT # 2

03 14 Okt 2012 14 Okt 2012 07:00-15:00



03 15 Okt 2012 15 Okt 2012 07:00-15:00



03 16 Okt 2012 16 Okt 2012 07:00-15:00



03 16 Okt 2012 16 Okt 2012 07:00-15:00



03 17 Okt 2012 17 Okt 2012 07:00-15:00



03 18 Okt 2012 18 Okt 2012 07:00-15:00

189 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan IBT # 1, 500MVA 500/150 kV (tahap 1)

500 kVIBT # 1, 500MVA 500/150 kV

03 21 Okt 2012 21 Okt 2012 07:00-15:00



03 23 Okt 2012 23 Okt 2012 07:00-15:00

DIJADWALKAN

Region - 1


PADAMSIFAT







LAMPIRAN – 9



SELESAI


500 kVIBT # 1, 500MVA 500/150 kV

03 28 Okt 2012 28 Okt 2012 07:00-15:00



03 29 Okt 2012 29 Okt 2012 07:00-15:00

193 GITET.Depok Pemeliharaan dua tahunan Busbar A 500 kV Busbar A 03 03 Nov 2012 03 Nov 2012 07:00-15:00


500 kVIBT # 2, 500MVA 500/150 kV

03 04 Nov 2012 04 Nov 2012 07:00-15:00



500 kV Tidak padam 05 05 Nov 2012 05 Nov 2012 07:00-15:00




197 GITET.Depok Thermovisi klem Swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 05 Nov 2012 05 Nov 2012 07:00-15:00198 GITET.Gandul Thermovisi klem Swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 06 Nov 2012 06 Nov 2012 07:00-15:00



200 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7A1 + CT

500 kV PMT 500 kV 7A1 03 06 Nov 2012 06 Nov 2012 07:00-15:00

201 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 B4 500 kV PMT.500 KV 7 B4 03 07 Nov 2012 07 Nov 2012 07:00-15:00

202 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7AB1 + CT

500 kV PMT 500 kV 7AB1 03 07 Nov 2012 07 Nov 2012 07:00-15:00

203 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 B5 500 kV PMT.500 KV 7 B5 03 08 Nov 2012 08 Nov 2012 07:00-15:00

204 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7B1 + CT

500 kV PMT 500 kV 7B1 03 08 Nov 2012 08 Nov 2012 07:00-15:00

205 GITET.Depok Pemeliharaan dua tahunan Busbar B 500 kV Busbar B 03 10 Nov 2012 10 Nov 2012 07:00-15:00


500 kVIBT # 2, 500MVA 500/150 kV

03 11 Nov 2012 11 Nov 2012 07:00-15:00

207 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 AB4 500 kV PMT.500 KV 7 AB4 03 12 Nov 2012 12 Nov 2012 07:00-15:00

208 GITET.CibinongPemel 2 Tahunan Batere 110 V Unit I & 48 V Unit II

12-110 V Tanpa Padam 05 12 Nov 2012 15 Nov 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7A4 03 13 Nov 2012 13 Nov 2012 07:00-15:00

210 GITET.Cibinong Pemel Tahunan PMT.500 KV 7 AB5 500 kV PMT.500 KV 7 AB5 03 13 Nov 2012 13 Nov 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7AB4 03 14 Nov 2012 14 Nov 2012 07:00-15:00


500 kV PMT dan CT 7B4 03 15 Nov 2012 15 Nov 2012 07:00-15:00



03 19 Nov 2012 19 Nov 2012 07:00-15:00



03 20 Nov 2012 20 Nov 2012 07:00-15:00

215 GITET.DepokPemeliharaan triwulan ( EQL ) Battere 48 Volt Jwot dan Proteksi 1

12-110 VBattere dan rectifier 48 Volt Jwot dan Proteksi 1

03 26 Nov 2012 26 Nov 2012 07:00-15:00

216 GITET.Gandul Thermovisi klem Swichtyard 500 kV Tanpa padam 05 03 Des 2012 03 Des 2012 07:00-15:00

217 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7A2 + CT

500 kV PMT 500 kV 7A2 03 04 Des 2012 04 Des 2012 07:00-15:00

218 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7AB2 + CT

500 kV PMT 500 kV 7AB2 03 05 Des 2012 05 Des 2012 07:00-15:00

219 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan PMT 500 kV 7B2 + CT

500 kV PMT 500 kV 7B2 03 06 Des 2012 06 Des 2012 07:00-15:00

220 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan bay 500/150 kV IBT # 3

500 kVBay 500/150 kV IBT # 3

03 09 Des 2012 09 Des 2012 07:00-15:00

221 GITET.CibinongPemel Tahunan Bay Line 500 KV Pht.MTWAR

500 kVSUTET 500 KV CIBNG-MTWAR

03 09 Des 2012 09 Des 2012 07:00-15:00

222 GITET.Cawang (GIS)Pemeliharaan Tahunan Bay 500 kV Muaratawar

500 kVSUTET 500 kV Cawang - Muaratawar

03 09 Des 2012 09 Des 2012 07:00-15:00



500 kV Tidak padam 05 10 Des 2012 10 Des 2012 07:00-15:00






226 GITET.GandulPemeliharaan dua tahunan bay 500/150 kV IBT # 3

500 kVBay 500/150 kV IBT # 3

03 16 Des 2012 16 Des 2012 07:00-15:00

DIJADWALKAN

Region - 1


PADAMSIFAT







LAMPIRAN – 9



SELESAI

1 GITET.MuaraTawarPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7A1 & CT

500 kV PMT 7A1 03 02 Jan 2012 02 Jan 2012 07:00-15:00

2 GITET.MuaraTawarPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7B1 & CT

500 kV PMT 7B1 03 03 Jan 2012 03 Jan 2012 07:00-15:00

3 GITET.MuaraTawarPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB1 & CT

500 kV PMT 7AB1 03 04 Jan 2012 04 Jan 2012 07:00-15:00

4 GITET.MuaraTawarPemeliharaan Bulanan Battery, Charger 220 Volt Unit 1,2,3 & 48 Volt Unit 1,2

12-110 V Tanpa Pdam 05 05 Jan 2012 05 Jan 2012 07:00-15:00

5 GITET.MuaraTawarPemeliharaan Bulanan Battery, Charger 220 volt Unit 1,2,3 & 48 Volt Unit 1,2

12-110 V Tanpa padam 05 01 Feb 2012 01 Feb 2012 07:00-15:00

6GITET.BandungSelatan

Pemeliharaan 2 Tahunan PMT 7A1 & CT

500 kV PMT 7A1 03 06 Feb 2012 06 Feb 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7A2 03 06 Feb 2012 06 Feb 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB1 & CT

500 kV PMT 7AB1 03 07 Feb 2012 07 Feb 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7B2 03 07 Feb 2012 07 Feb 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan PMT 7B1 & CT

500 kV PMT 7B1 03 08 Feb 2012 08 Feb 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB2 03 08 Feb 2012 08 Feb 2012 07:00-15:00

12 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB1& CT

500 kV PMT 7AB1 03 16 Feb 2012 16 Feb 2012 07:00-15:00


12-110 V Tanpa Padam 05 01 Mar 2012 01 Mar 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Bay Reaktor 500 kV 7R2

500 kVBay Reaktor 500 kV 7R2

03 05 Mar 2012 05 Mar 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7A4 03 05 Mar 2012 05 Mar 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7B4 03 06 Mar 2012 06 Mar 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB4 03 07 Mar 2012 07 Mar 2012 07:00-15:00

18 GITET.CirataPemeliharaan 2 Tahunan Bay IBT 2 500/150 kV 500 MVA

500 kVIBT 2 500/150 kV 500 MVA

03 11 Mar 2012 11 Mar 2012 07:00-15:00

19 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan PMT 7AB6 & CT

500 kV PMT 7AB6 03 13 Mar 2012 13 Mar 2012 07:00-15:00

20 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan PMT 7B6 & CT

500 kV PMT 7B6 03 14 Mar 2012 14 Mar 2012 07:00-15:00

21 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB3 & CT

500 kV PMT 7AB3 03 15 Mar 2012 15 Mar 2012 07:00-15:00

22 GITET.CirataPemeliharaan 2 Tahunan Bay IBT 2 500/150 kV 500 MVA

500 kVIBT 2 500/150 kV 500 MVA

03 18 Mar 2012 18 Mar 2012 07:00-15:00

23 GITET.SagulingPemeliharaan 2 tahunan bay 500 kV Cirata 2

500 kVBay SUTET 500 kV SGLNG - CRATA 2

03 20 Mar 2012 20 Mar 2012 07:00-15:00

24 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan Bay 500 kV Saguling 2

500 kVSUTET CRATA-SAGULING 2

03 20 Mar 2012 20 Mar 2012 07:00-15:00

25 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan Bay 500 kV Cibatu 2

500 kVSUTET CRATA-CBATU 2

03 27 Mar 2012 27 Mar 2012 07:00-15:00

26 GITET.CibatuPemeliharaan 2 tahunan Bay 500 kV Cirata 2

500 kVSUTET CBATU - CRATA 2

03 27 Mar 2012 27 Mar 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7A7 03 02 Apr 2012 02 Apr 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB7 03 03 Apr 2012 03 Apr 2012 07:00-15:00

29 GITET.MuaraTawarPemeliharaan Bulanan Battery, Charger Unit 1,2,3 & 48 Volt Unit 1,2

12-110 V Tanpa Padam 05 04 Apr 2012 04 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Busbar A 500 KV

500 kV Busbar A 500 KV 03 09 Apr 2012 09 Apr 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Busbar B 500 KV

500 kV Busbar B 500 KV 03 10 Apr 2012 10 Apr 2012 07:00-15:00

32 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan PMT 7A2 & CT

500 kV PMT 7A2 03 10 Apr 2012 10 Apr 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB2 03 11 Apr 2012 11 Apr 2012 07:00-15:00

34 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB4 & CT

500 kV PMT 7AB4 03 12 Apr 2012 12 Apr 2012 07:00-15:00

Region - 2


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI


500 kV PMT 7B2 03 12 Apr 2012 12 Apr 2012 07:00-15:00

36 GITET.CibatuPemeliharaan tahunan Diverter Switch OLTC IBT-1 500/150 kV 500 MVA

150 kVIBT-1 500/150 kV 500 MVA

03 15 Apr 2012 15 Apr 2012 07:00-15:00

37 GITET.TasikmalayaPemeliharaan Tahunan Battere 110 V DC Unit-1


38 GITET.TasikmalayaPemeliharaan Tahunan Rectifier 110 V Unit-1















500 kV PMT 7A8 03 01 Mei 2012 01 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB8 03 02 Mei 2012 02 Mei 2012 07:00-15:00


12-110 V Tanpa Padam 05 03 Mei 2012 03 Mei 2012 07:00-15:00

48 GITET.CibatuPemeliharaan tahunan Diverter Switch OLTC IBT-2 500/150 kV 500 MVA

500 kVIBT-2 500/150 kV 500 MVA

03 06 Mei 2012 06 Mei 2012 07:00-15:00

49 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan PMT 7A3 & CT

500 kV PMT 7A3 03 08 Mei 2012 08 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB3 03 09 Mei 2012 09 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7B3 03 10 Mei 2012 10 Mei 2012 07:00-15:00

52 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan Bay 500 kV DEPOK-2

500 kVSUTET TASIK-DEPOK 2

03 12 Mei 2012 12 Mei 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Bay IBT 2 500/150/66 kV 500 MVA

500 kVIBT 2 500/150/66 kV 500 MVA

03 13 Mei 2012 13 Mei 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Trafo PS Earthing 800 kVA

500 kVIBT 2 500/150/66 kV 500 MVA

03 13 Mei 2012 13 Mei 2012 07:00-15:00

55 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7A2 & CT

500 kV PMT 7A2 03 14 Mei 2012 14 Mei 2012 07:00-15:00

56 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB2 & CT

500 kV PMT 7AB2 03 15 Mei 2012 15 Mei 2012 07:00-15:00

57 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7B2 & CT

500 kV PMT 7B2 03 16 Mei 2012 16 Mei 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Bay IBT 2 500/150/66 kV 500 MVA

500 kVIBT 2 500/150/66 kV 500 MVA

03 20 Mei 2012 20 Mei 2012 07:00-15:00

59 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB4 & CT

500 kV PMT 7AB4 03 22 Mei 2012 22 Mei 2012 07:00-15:00

60 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan Busbar A 500 kV

500 kV Busbar A 500 kV 03 22 Mei 2012 22 Mei 2012 07:00-15:00

61 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan Busbar B 500 kV

500 kV Busbar B 500 kV 03 23 Mei 2012 23 Mei 2012 07:00-15:00

62 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7B4 & CT

500 kV PMT 7B4 03 23 Mei 2012 23 Mei 2012 07:00-15:00

63 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7A4 & CT

500 kV PMT 7A4 03 24 Mei 2012 24 Mei 2012 07:00-15:00

64 GITET.CirataPemeliharaan Tahunan Diverter Switch IBT 1 500/150 kV 500 MVA

500 kVIBT 1 500/150 kV 500 MVA

03 27 Mei 2012 27 Mei 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7A9 03 04 Jun 2012 04 Jun 2012 07:00-15:00

66 GITET.SagulingPemeliharaan tahunan battery dan charger 110 volt unit 1 & 2

12-110 V Tanpa padam 05 05 Jun 2012 05 Jun 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB9 03 05 Jun 2012 05 Jun 2012 07:00-15:00


12-110 V Tanpa Padam 05 06 Jun 2012 06 Jun 2012 07:00-15:00

Region - 2


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI

69 GITET.SagulingPemeliharaan tahunan battery dan charger 48 volt unit 1 - 2 dan unit B

12-110 V Tanpa padam 05 06 Jun 2012 06 Jun 2012 07:00-15:00

70 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7A3 & CT

500 kV PMT 7A3 03 07 Jun 2012 07 Jun 2012 07:00-15:00

71 GITET.Saguling Pemeliharaan 2 Tahunan bay MTR 2 500 kV Bay 500 kV MTR2 03 10 Jun 2012 10 Jun 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7A10 03 02 Jul 2012 02 Jul 2012 07:00-15:00

73 GITET.MuaraTawarPemeliharaan 2 Tahunan PMT AB10 & CT

500 kV PMT AB10 03 03 Jul 2012 03 Jul 2012 07:00-15:00

74 GITET.Cirata Pemeliharaan tahunan Trafo PS HTR 5

20 kV Trafo PS HTR 5 03 04 Jul 2012 04 Jul 2012 07:00-15:00


12-110 V Tanpa Padam 05 04 Jul 2012 04 Jul 2012 07:00-15:00

76 GITET.CirataPemeliharaan tahunan Trafo PS HTR 6

20 kV Trafo PS HTR 6 03 05 Jul 2012 05 Jul 2012 07:00-15:00

77 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan Bay 500 kV DEPOK-1

500 kVSUTET TASIK-DEPOK 1

03 07 Jul 2012 07 Jul 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan PMT 7A3 & CT

500 kV PMT 7A3 03 09 Jul 2012 09 Jul 2012 07:00-15:00

79 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan PMT 7B1 dan CT

500 kV PMT 7B1 03 09 Jul 2012 09 Jul 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan PMT 7AB3 & CT

500 kV PMT 7AB3 03 10 Jul 2012 10 Jul 2012 07:00-15:00

81 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan PMT 7AB1 dan CT

500 kV PMT 7AB1 03 10 Jul 2012 10 Jul 2012 07:00-15:00

82 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan PMT 7A1 dan CT

500 kV PMT 7A1 03 11 Jul 2012 11 Jul 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan PMT 7B3 & CT

500 kV PMT 7B3 03 11 Jul 2012 11 Jul 2012 07:00-15:00

84 GITET.CirataPemeliharaan 2 tahunan Busbar A 500 kV

500 kV Busbar A 03 12 Jul 2012 12 Jul 2012 07:00-15:00

85 GITET.MuaraTawarPemelihraan Bulanan Battery, Charger 220 Volt Unit 1,2,3 & 48 Volt Unit 1,2

12-110 V Tanpa Padam 05 01 Agt 2012 01 Agt 2012 07:00-15:00

86 GITET.MuaraTawarPemeliharaan Bulanan Battery, Charger Unit 220 Volt Unit 1,2,3 & 48 Volt Unit 1,2

12-110 V Tanpa Padam 05 03 Sep 2012 03 Sep 2012 07:00-15:00

87 GITET.SagulingPemeliharaan 2 tahunan bay 500 kV Cibinong 2

500 kVBay SUTET SGLNG - CIBNG 2

03 08 Sep 2012 08 Sep 2012 07:00-15:00

88 GITET.CibatuPemeliharaan 2 tahunan Bay IBT-4 500/150/ kV 500 MVA (ke-1)

500 kVIBT-4 500/150/ kV 500 MVA

03 09 Sep 2012 09 Sep 2012 07:00-15:00

89 GITET.CibatuPemeliharaan 2 tahunan Busbar A 500 kV

500 kV BUSBAR A 03 12 Sep 2012 12 Sep 2012 07:00-15:00

90 GITET.CibatuPemeliharaan 2 Tahunan Busbar B 500 kV

500 kV BUSBAR B 03 13 Sep 2012 13 Sep 2012 07:00-15:00

91 GITET.Cirata Pemeliharaan 2 tahunan Bay MTR 2 500 kV Bay 500 kV MTR 2 03 15 Sep 2012 15 Sep 2012 07:00-15:00

92 GITET.CibatuPemeliharaan 2 tahunan Bay IBT-4 500/150 kV 500 MVA (ke-2)

500 kVIBT-4 500/150 kV 500 MVA

03 16 Sep 2012 16 Sep 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7AB2 03 25 Sep 2012 25 Sep 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7B2 03 26 Sep 2012 26 Sep 2012 07:00-15:00

95 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan PMT 7A2 dan CT

500 kV PMT 7A2 03 27 Sep 2012 27 Sep 2012 07:00-15:00

96 GITET.Cirata Pemeliharaan 2 tahunan Bay MTR 4 500 kV Bay MTR 4 03 29 Sep 2012 29 Sep 2012 07:00-15:00


12-110 V Tanpa Padam 05 01 Okt 2012 01 Okt 2012 07:00-15:00


Pemeliharaan 2 Tahunan Bay 500 kV Saguling 2

500 kVSUTET BDSLN - SGLNG 2

03 07 Okt 2012 07 Okt 2012 07:00-15:00

99 GITET.SagulingPemeliharaan 2 tahunan bay 500 kV Bandung Selatan 2

500 kVSUTET SGLNG - BDSLN 2

03 07 Okt 2012 07 Okt 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 7B4 03 09 Okt 2012 09 Okt 2012 07:00-15:00

Region - 2


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI


500 kV PMT 7AB4 03 10 Okt 2012 10 Okt 2012 07:00-15:00

102 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan bay 500 kV Unggaran.2

500 kVSUTET Mandirancan-Unggaran.2

03 14 Okt 2012 14 Okt 2012 07:00-15:00

103 GITET.TasikmalayaPemeliharaan 2 Tahunan PMT 7B1 & CT

500 kV PMT 7B1 03 18 Okt 2012 18 Okt 2012 07:00-15:00

104 GITET.MuaraTawarPemeliharaan Bulanan Battery, Charger 220 Volt Unit,1,2,3 & 48 Volt Unit 1,2



Pemeliharaan 2 Tahunan Bay 500 kV Mandirancan 2

500 kVSUTET BDSLN - MDRCN 2

03 04 Nov 2012 04 Nov 2012 07:00-15:00

106 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan Bay 500 kV Bandung Selatan.2

500 kVSUTET Mandirancan-Bandung Selatan.2

03 04 Nov 2012 04 Nov 2012 07:00-15:00

107 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan Busbar A 500 kV

500 kV Busbar A 500 kV 03 13 Nov 2012 13 Nov 2012 07:00-15:00

108 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan PMT 7 A3 dan CT

500 kV PMT 7 A3 03 13 Nov 2012 13 Nov 2012 07:00-15:00

109 GITET.CibatuPemeliharaan 1 tahunan Batere 110 Volt unit 1 dan Rectifier (suplay sistem 500 kV)


110 GITET.CibatuPemeliharaan 1 tahunan Batere 48 Volt Unit 1 (Suplay sistem 500 kV) dan Rectifier


111 GITET.SagulingPemeliharaan 2 Tahunan Busbar B 500 kV

500 kV Busbar B 500 kV 03 14 Nov 2012 14 Nov 2012 07:00-15:00

112 GITET.CibatuPemeliharaan 1 tahunan Batere 110 Volt unit 2 (suplay sistem 500 kV) dan Rectifier

12-110 V Tanpa padam 05 14 Nov 2012 14 Nov 2012 07:00-15:00

113 GITET.CibatuPemeliharaan 1 tahunan Batere 48 Volt unit 2 (suplay sistem 500 kV) dan Rectifier


114 GITET.MandirancanPemeliharaan 2 tahunan PMT 7 AB3 dan CT

500 kV PMT 7 AB3 03 14 Nov 2012 14 Nov 2012 07:00-15:00

115 GITET.CibatuPemeliharaan 1 tahunan Batere 110 Volt unit 5 dan Rectifier


116 GITET.CibatuPemeliharaan 1 tahunan Batere (unit 5) Contener 48 Volt dan Rectifier



500 kV PMT 7B3 03 15 Nov 2012 15 Nov 2012 07:00-15:00


12-110 V Tanpa Padam 05 01 Des 2012 01 Des 2012 07:00-15:00

119 GITET.Tasikmalaya Pemeliharaan 2 Tahunan Busbar B 500 kV Busbar B 03 13 Des 2012 13 Des 2012 07:00-15:00

Region - 2


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI

1 GITET.UngaranPemeliharaan 2 tahunan Bay Krian 2, PMS 7B4.1, 7AB4.2,7B4.3+E,CT,CVT, 500 kV proteksi, meter, scada.

500 kVBay Ngimbang 500 kV

03 08 Jan 2012 08 Jan 2012 07:00-15:00

2 GITET.PedanPemlh 2 than bay PMT 7A1, CT-T1, LA F.31 dan LA F.41

500 kV Pmt 7A1 Padam 03 03 Apr 2012 03 Apr 2012 07:00-15:00

3 GITET.Pedan Pemlh 2 than Pmt 7A4 dan CT T10 500 kV Pmt 7A4 03 04 Apr 2012 04 Apr 2012 07:00-15:00

4 GITET.Ungaran

Pemel 1 Thn Trf IBT 1 500/150/66kV, PMS 7AB2.1, 7A2.2, 7A2.3+E, LA 500kV, PS 66kV,PMT, PMS, CT, CVT, LA 150kV, bay 66 kV dan Reaktor 4R1 Proteksi Meter, Scada ( hari pertama.)

500 kVBay 500kV, 150kV, 66kV IBT 1

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

5 GITET.Ungaran

Pemel 1 Thn Trf IBT 1 500/150/66kV, PMS 7AB2.1, 7A2.2, 7A2.3+E, LA 500kV, PS 66kV,PMT, PMS, CT, CVT, LA 150kV, bay 66 kV dan Reaktor 4R1 Proteksi Meter, Scada ( hari kedua.)

500 kVBay 500kV, 150kV, 66kV IBT 1

03 15 Apr 2012 15 Apr 2012 07:00-15:00

6 GITET.UngaranPemel 1 thn PMS 150 kV bus bar 1 bay IBT 1

150 kVBus bar 1 150 kV dan IBT 1

03 15 Apr 2012 15 Apr 2012 07:00-15:00



03 15 Apr 2012 15 Apr 2012 13:00-15:00

8 GITET.PedanPemlh 2 than Bus Bar A : Pms ( 7A1.1, 7A2.1, 7A5.1 & 7BB.AE ) dan CVT T.15

500 kV Bus Bar A Padam 03 16 Apr 2012 16 Apr 2012 07:00-15:00

9 GITET.PedanPemlh 2 than Pmt : 7AB2, Pms : 7B2.1, 7AB2.2, CT : T.13, T.15 dan CVT - T.00

500 kV Pmt 7AB2 Padam 03 03 Mei 2012 03 Mei 2012 07:00-15:00

10 GITET.Ungaran

Pemel 1 Thn Trf IBT II 500/150/66kV, PMS 7AB3.1, 7A3.2, 7A3.3+E, LA 500kV, PS 66kV,PMT, PMS, CT, CVT, LA 150kV, bay reaktor dan reaktor 4R2 Rele proteksi Meter, Scada ( hari pertama )

500 kVBay IBT 2-500kV, 150kV, 66kV

03 06 Mei 2012 06 Mei 2012 08:00-16:00

11 GITET.Pedan Pemlh 2 than Pmt 7AB5 dan CT T.13 500 kV Pmt. 7AB5 Padam 03 08 Mei 2012 08 Mei 2012 07:00-15:00

12 GITET.Ungaran

Pemel 1 Thn Trf IBT II 500/150/66kV, PMS 7AB3.1, 7A3.2, 7A3.3+E, LA 500kV, PS 66kV,PMT, PMS, CT, CVT, LA 150kV, bay reaktor dan reaktor 4R2 Rele proteksi Meter, Scada ( hari kedua )

500 kVBay IBT 2-500kV, 150kV, 66kV

03 13 Mei 2012 13 Mei 2012 07:00-15:00



03 13 Mei 2012 13 Mei 2012 07:00-12:00



03 13 Mei 2012 13 Mei 2012 13:00-15:00

15 GITET.PedanPemlh 1 than Trafo IBT1 - 500 MVA Over Haul & ganti minyak OLTC, Prot, Meter & SCADATEL

500 kVIBT1 - 500 MVA 500/150 kV Padam

03 20 Mei 2012 20 Mei 2012 07:00-15:00

16 GITET.PedanPemlh 1 than IBT1 - 500 MVA OverHaul, ganti minyak OLTC, Proteksi, Meter & SCADATEL

500 kVIBT1 - 500 MVA. Padam

03 27 Mei 2012 27 Mei 2012 07:00-15:00

17 GITET.Ungaran

Pemel 1 Thn Trf IBT 3 500/150/66kV, PMS 7AB4.1, 7A4.2, 7A4.3+E, LA 500kV, PS 66kV,PMT, PMS, CT, CVT, LA 150kV, Proteksi Meter, Scada ( hari pertama.)

500 kVBay IBT03 500 MVA 500/150kV

03 03 Jun 2012 03 Jun 2012 07:00-15:00

18 GITET.UngaranPemeliharaan 2 thn PMT 7AB6, CT 7AB6

500 kVPMT dan CT 7AB6, PMS 7AB6-1, PMS 7AB6-2

03 04 Jun 2012 04 Jun 2012 07:00-15:00



03 05 Jun 2012 05 Jun 2012 07:00-15:00

20 GITET.UngaranPemel 1 Thn PMS 150 kV bus bar 1 bay IBT 3 500/150kV,

150 kV Bus bar 1 150 kV 03 10 Jun 2012 10 Jun 2012 07:00-12:00

Region - 3


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI

21 GITET.Ungaran

Pemel 1 Thn Trf IBT 3 500/150/66kV, PMS 7AB4.1, 7A4.2, 7A4.3+E, LA 500kV, PS 66kV,PMT, PMS, CT, CVT, LA 150kV, Proteksi Meter, Scada ( hari kedua.)

500 kVBay IBT03 500 MVA 500/150kV

03 10 Jun 2012 10 Jun 2012 07:00-15:00

22 GITET.UngaranPemel 1 Thn PMS 150 kV bus bar 2 bay IBT 3 500/150 kV,

150 kV Bus bar 2 150 kV 03 10 Jun 2012 10 Jun 2012 13:00-15:00


500 kVPMTdan CT 7AB1, PMS 7AB1-1, PMS 7AB1-2

03 11 Jun 2012 11 Jun 2012 07:00-15:00



03 12 Jun 2012 12 Jun 2012 07:00-15:00



03 13 Jun 2012 13 Jun 2012 07:00-15:00



03 14 Jun 2012 14 Jun 2012 07:00-15:00

27 GITET.PedanPemlh 1 than Trafo IBT2 - 500 MVA OverHaul, ganti minyak OLTC, Prot, Meter & SCADATEL

500 kVTrafo IBT2 - 500 MVA Padam

03 17 Jun 2012 17 Jun 2012 07:00-15:00

28 GITET.PedanPemlh 1 than Trafo IBT2 - 500 MVA OverHaul, ganti minyak OLTC, Prot, Meter & SCADATEL

150 kVTrafo IBT2 - 500 MVA Padam

03 24 Jun 2012 24 Jun 2012 07:00-15:00

29 GITET.UngaranPemeliharaan 2 Thn bay Tanjungjati 2, PMS 7AB5.1, 7A5.2, 7A5.3+E CT, CVT, proteksi meter Scada

500 kVBay SUTET Ungr - Tjjati 2

03 23 Sep 2012 23 Sep 2012 07:00-15:00

30 GITET.Ungaran

1 Thn.bay SUTET500 kV Mandirancan 2 dan Reaktor 7R2, PMS 7B5.1, 7AB5.2, 7B5.3, 7B5.4, CVT, CT, Reaktor 7R2 Proteksi, meter,Scada, DFR

500 kVBay SUTET Mdrcn 2 dan Reaktor 7R2

03 14 Okt 2012 14 Okt 2012 08:00-16:00

31 GITET.PedanPemlh 1 than bay Bus Bar B : Pms ( 7B1.2, 7B2.2, 7B3.2, 7B4.2, 7B5.2 & 7BB.BE ) dan CVT T.25

500 kV Bus Bar B Padam 03 03 Nov 2012 03 Nov 2012 07:00-15:00

32 GITET.Pedan

Pemelh 2 than bay Kediri2 : Pms (7B4.1, 7AB4.2, 7B4.3E, 7B4.4E ), CT T.17, CVT ( T.32, T.24 ), LA (F.92, F.01 ) & Reaktor 7R2 100 MVAR 500 kV

500 kVSUTET. Pedan - Kediri2 Padam

03 25 Nov 2012 25 Nov 2012 07:00-15:00

Region - 3


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9









SELESAI

1 GITET.Krian Pemel 2 thn Reaktor 7 R2 500 kVT/L bay 500 KV Krian - Ngimbang

03 07 Jan 2012 07 Jan 2012 07:00-15:00

2 GITET.Ngimbang Pemel 2 Thn T/L Bay 500 kV Krian 500 kVT/L Bay 500 kV Krian

03 07 Jan 2012 07 Jan 2012 07:00-15:00

3 GITET.KrianPemel 2 thn SUTTET 500 KV Ngimbang

500 kVT/L bay 500 KV krian - Ngimbang

03 07 Jan 2012 07 Jan 2012 07:00-15:00

4 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn Bay 500kV MTR 2.1/2.2 500 kVBay 500kV PMT 7A1, PMT 7AB1, MTR 2.1/2.2

03 15 Jan 2012 15 Jan 2012 07:00-15:00

5 GITET.KrianPemel thn IBT 2 - 500/150 KV - 500 MVA

500 kVIBT 2 - 500/150 KV - 500 MVA

03 05 Feb 2012 05 Feb 2012 07:00-15:00

6 GITET.Gresik (GIS) Pemel Bay 500kV MTR 2.0 500 kV

Bay 500kV MTR 2.0, Bay 500kV PMT 7A5 dan PMT 7AB5

03 05 Feb 2012 05 Feb 2012 08:00-16:00

7 GITET.Krian Pemel thn Bus bar B 500 KV 500 kV Bus Bar B 500 KV 03 07 Feb 2012 07 Feb 2012 07:00-15:00

8 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan PMT 500kV 7AB6 & CT

500 kV PMT 7AB6 & CT 03 20 Mar 2012 20 Mar 2012 08:00-11:00

9 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan PMT 500kV 7B6 & CT

500 kVPMT 500kV 7B6 & CT

03 20 Mar 2012 20 Mar 2012 11:00-14:00


500 kVPMT 500kV 7AB7 & CT

03 21 Mar 2012 21 Mar 2012 08:00-11:00



03 21 Mar 2012 21 Mar 2012 11:00-14:00

12 GITET.Ngimbang Pemel 2 Thn PMT 500 kV 7AB2 500 kV PMT 500 kV 7AB2 03 22 Mar 2012 22 Mar 2012 07:00-15:00

13 GITET.Krian Pemel 2 thn PMT 7B6 500 kV PMT 7B6 03 03 Apr 2012 03 Apr 2012 07:00-15:00

14 GITET.Ngimbang Pemel 2 Thn PMT 500 kV 7B2 500 kV PMT 500 kV 7B2 03 03 Apr 2012 03 Apr 2012 07:00-15:00

15 GITET.Krian Pemel 2 thn PMT 7AB6 500 kV PMT 7AB6 03 04 Apr 2012 04 Apr 2012 07:00-15:00

16 GITET.Krian Pemel thn Reaktor 4R1 sisi 70 KV 70 kVIBT 1 - 500/150 KV - 500 KV

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 06:00-15:00


500 kVIBT 1 - 500/150 KV - 500MVA

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

18 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan PMT 7K2R & Reaktor 7R2

500 kVPMT 7K2R & Reaktor 7R2

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

19 GITET.KrianPemel 2 thn SUTET 500 KV Grati 2 & cuci isolator T.336 s/d t.340

500 kVSUTET 500 KV Krian - Grati 2

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

20 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV MTR 8 (PEC)

500 kVT/L Bay 500kV MTR 8 (PEC)

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

21 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV Grati 2

500 kVT/L Bay 500kV Grati 2

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

22 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV Paiton 2

500 kVT/L Bay 500kV Paiton 2

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

23 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV Krian 2

500 kVT/L Bay 500kV Krian 2

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 07:00-15:00

24 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV MTR 2

500 kVT/L Bay 500kV MTR 2

03 08 Apr 2012 08 Apr 2012 08:00-15:00

25 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/R IBT3 500/150kV-500MVA (sisi 150kV)

150 kVT/R IBT3 500/150kV-500MVA (sisi 150kV)

03 22 Apr 2012 22 Apr 2012 07:00-15:00

26 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/R Bay IBT 3 500/150kV-500MVA

500 kVT/R Bay IBT 3 500/150kV-500MVA

03 22 Apr 2012 22 Apr 2012 07:00-15:00

27 GITET.Krian Pemel 2 thn PMT 7A2 500 kV PMT 7A2 03 02 Mei 2012 02 Mei 2012 07:00-15:00

28 GITET.Krian Pemel 2 thn PMT 7AB2 500 kV PMT 7AB2 03 03 Mei 2012 03 Mei 2012 07:00-15:00


500 kVIBT 3 - 500/150 KV - 500 MVA

03 13 Mei 2012 13 Mei 2012 07:00-15:00



03 22 Mei 2012 22 Mei 2012 07:00-11:00

31 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan PMT 500kV 7A3 & CT

500 kVPMT 500kV 7A3 & CT

03 22 Mei 2012 22 Mei 2012 11:00-14:00

32 GITET.Krian Pemel 2 thn PMT 7A4 500 kV PMT 7A4 03 04 Jun 2012 04 Jun 2012 07:00-15:00

33 GITET.Krian Pemel 2 thn PMT AB4 500 kV PMT 7AB4 03 05 Jun 2012 05 Jun 2012 07:00-15:00

Region - 4


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI

34 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan PMT 500kV 7A5

500 kV PMT 500kV 7A5 03 19 Jun 2012 19 Jun 2012 07:00-11:00


500 kV PMT 500kV 7A6 03 19 Jun 2012 19 Jun 2012 11:00-14:00


500 kV PMT 500kV 7A7 03 20 Jun 2012 20 Jun 2012 07:00-11:00

37 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan PMT 500kV 7AB7

500 kV PMT 500kV 7AB7 03 20 Jun 2012 20 Jun 2012 11:00-14:00

38 GITET.GratiPemel. Tahunan Bay 500 kV MTR 1.2,3 ( PT. INER )

500 kV500 kV MTR 1.2,3 ( PT. INER )

03 01 Jul 2012 01 Jul 2012 07:00-15:00

39 GITET.Kediri Pemeliharaan tahunan Bus A 500 KV 500 kVPMT 7A1,2&7AB3,4 500 KV dan Bus A

03 03 Jul 2012 03 Jul 2012 07:00-15:00

40 GITET.Kediri Pemeliharaan tahunan Bus b 500 KV 500 kVPMT 7B1,2,3,4 & BUS B 500 KB

03 04 Jul 2012 04 Jul 2012 07:00-15:00

41 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 thn bay 500 kV MTR 3.3 500 kVBay 500 kV MTR 3.3, PMT 7 A 4 dan 7 AB 4

03 08 Jul 2012 08 Jul 2012 07:00-15:00

42 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan IBT 1 500/150kV-500MVA (sisi 150kV)

150 kVIBT 1 500/150kV-500MVA (sisi 150kV)

03 08 Jul 2012 08 Jul 2012 07:00-17:00

43 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan IBT 1 500/150kV-500MVA

500 kVIBT 1 500/150kV-500MVA

03 08 Jul 2012 08 Jul 2012 07:00-15:00

44 GITET.Grati Pemel. Tahunan PMT 7A4 & CT 500 kV - 03 11 Jul 2012 11 Jul 2012 07:00-15:00

45 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 thn PMT 500 kV 7AB6 500 kV PMT 500 kV 7AB6 03 12 Jul 2012 12 Jul 2012 12:05-15:00

46 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan IBT 1 500/150kV-500MVA (HV)

500 kVIBT 1 500/150kV-500MVA (HV)

03 15 Jul 2012 15 Jul 2012 07:00-15:00

47 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 thn bay 500kV Bus Bar B 500 kV

Bay 500kV : PMT 7A1, PMT 7A2, PMT 7A3, PMT 7A4,PMT 7A5, PMT 7A6 & Bus Bar A

03 29 Jul 2012 29 Jul 2012 07:00-15:00

48 GITET.KrianPemel 2 thn SUTET 500 KV Gresik 2 & Cuci Isolator T. 1s/d 5, T.14 s/d T.16

500 kVSUTET 500 KV Krian - Gresik 2

03 05 Agt 2012 05 Agt 2012 07:00-15:00

49 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn Bay 500kV Krian 2 500 kV

T/L Bay 500-kV Krian 2, Bay PMT 7B2, Bay PMT 7AB2

03 05 Agt 2012 05 Agt 2012 07:00-15:00

50 GITET.Paiton (GIS)Pembersihan isolator Tower T.80 sd T.130 SUTET 500 KV Ptn - Kdr 1

500 kVSUTET 500 KV Ptn - Kdr 1

03 02 Sep 2012 02 Sep 2012 07:00-15:00

51 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn Bay 500kV PMT 7B2 500 kV Bay 500kV 7B2 03 02 Sep 2012 02 Sep 2012 07:00-15:00

52 GITET.Gresik (GIS) Pemel Bay 500 KV Bus Bar A 500 kV

Bay 500kV Bus BAr A, Bay 500kV :PMT 7A1, PMT 7A2, PMT 7A3, PMT 7A4, PMT 7A5, & PMT 7A6

03 02 Sep 2012 02 Sep 2012 07:00-15:00

53 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV MTR 6 (JAPO)

500 kVT/L Bay 500kV MTR 6 (JAPO)

03 02 Sep 2012 02 Sep 2012 07:00-15:00

54 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn Bay 500kV PMT 7AB2 500 kVBay 500kV PMT 7AB2

03 02 Sep 2012 02 Sep 2012 07:00-15:00

55 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay PMT 7A2 500 KV

500 kVPMT 7A2 500KV bay IBT 2

03 04 Sep 2012 04 Sep 2012 07:00-15:00

56 GITET.Krian Pemel thn Reaktor 7R1 70 kV Reaktor 7R1 03 04 Sep 2012 04 Sep 2012 07:00-15:00

Region - 4


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN







LAMPIRAN – 9



SELESAI

57 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay PMT 7AB2 500KV

500 kV PMT 500KV 7AB 2 03 05 Sep 2012 05 Sep 2012 07:00-15:00

58 GITET.Krian Pemel thn Bus bar A 500 KV 500 kV Bus bar A 500 KV 03 05 Sep 2012 05 Sep 2012 07:00-15:00

59 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay PMT 7B2 500 KV

500 kV PMT 500KV 7B2 03 06 Sep 2012 06 Sep 2012 07:00-15:00

60 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV Kediri 2

500 kVT/L Bay 500kV Kediri 2

03 09 Sep 2012 09 Sep 2012 07:00-15:00

61 GITET.Paiton (GIS)Pembersihan isolator Tower T80 sd. T.130 SUTET 500 KV Ptn - Kdr 2

500 kVSUTET 500 KV Ptn - Kdr 2

03 09 Sep 2012 09 Sep 2012 07:00-15:00

62 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay 500 KV PTON 2 & REAKTOR

500 kVPMT 7AB3&7B3 500 KV BAY KDIRI - PTON 2

03 09 Sep 2012 09 Sep 2012 07:00-15:00

63 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 thn PMT 500 kV 7 A 6 500 kV PMT 500 kV 7A6 03 09 Sep 2012 09 Sep 2012 07:00-12:00

64 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay PMT 7B4 (PTON 1)

500 kV PMT 500KV 7B4 03 11 Sep 2012 11 Sep 2012 07:00-15:00

65 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay PMT 7AB4 (PTON 1 )

500 kV PMT 500 KV 7AB 4 03 12 Sep 2012 12 Sep 2012 07:00-15:00

66 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 thn bay 500kV MTR 3.0 500 kVBay 500kV PMT 7A6, PMT 7AB6 & MTR 3.0

03 16 Sep 2012 16 Sep 2012 08:00-16:00

67 GITET.Ngimbang Pemel 2 Thn Bay Busbar B 500 kV 500 kVBay Busbar B 500 kV

03 18 Sep 2012 18 Sep 2012 07:00-15:00

68 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn Bay 500kV MTR 3.1/3.2 500 kVBay 500kV PMT AB3, PMT 7A3, MTR 3.1/3.2

03 23 Sep 2012 23 Sep 2012 07:00-15:00

69 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn BAy 500kV Bus Bar B 500 kV

Bay 500kV Bus Bar B, Bay 500kV PMT 7B1, PMT 7B2, PMT 7B3, PMT 7AB4, PMT 7AB5, PMT 7AB6

03 30 Sep 2012 30 Sep 2012 08:00-16:00

70 GITET.Gresik (GIS) Pemel Thn Bay Trafo IBT 500/150kV 500 kV

Bay 500kV PMT 7B1,PMT 7AB1.Bay 150kV PMT 5B4,5AB4

03 14 Okt 2012 14 Okt 2012 07:00-15:00

71 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan IBT 2 500/150kV-500MVA (sisi 150kV)

150 kV

T/L Bay 150kV IBT 2 500/150kV-500MVA (sisi 150kV)

03 14 Okt 2012 14 Okt 2012 07:00-15:00

72 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan IBT 2 500/150kV-500MVA

500 kVIBT 2 500/150kV-500MVA

03 14 Okt 2012 14 Okt 2012 07:00-15:00


500 kVPMT 500kV 7AB5 & CT

03 23 Okt 2012 23 Okt 2012 07:00-11:00

74 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan PMT 500kV 7A5 & CT

500 kVPMT 500kV 7A5 & CT

03 23 Okt 2012 23 Okt 2012 11:00-14:00

75 GITET.Gresik (GIS) Pemel 2 Thn Bay 500kV PMT 7A2 500 kVBay 500kV PMT 7A2

03 18 Nov 2012 18 Nov 2012 07:00-15:00

76 GITET.GratiPekerjaan Pemeliharaan Bus Bar B 500kV

500 kV Bus Bar B 500kV 03 18 Nov 2012 18 Nov 2012 07:00-15:00


500 kV PMT 500kV 7A3 03 20 Nov 2012 20 Nov 2012 08:00-11:00

78 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan bay SUTET PEDAN 2

500 kVPMT 7B2&7AB2 bay KDIRI-PDAN 2

03 25 Nov 2012 25 Nov 2012 07:00-15:00

79 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan T/L Bay 500kV MTR 3 (PE)

500 kVT/L Bay 500kV MTR 3 (PE)

03 -

80 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan sisi 150 KV bay IBT 2 500/150KV 500MVA

500 kVPMT 500/150KV bay TRAFO 2 500 MVA

03 08 Des 2012 08 Des 2012 06:00-15:00

81 GITET.KediriPemeliharaan 2 tahunan sisi 500 KV bay IBT 2 500/150KV 500 MVA

500 kVPMT 500/150KV bay IBT 2 500 MVA

03 09 Des 2012 09 Des 2012 06:00-15:00

82 GITET.Paiton (GIS)Pekerjaan Pemeliharaan Bus Bar B 500kV

500 kV Bus Bar B 500kV 03 16 Des 2012 16 Des 2012 08:00-15:00

Region - 4


PADAMSIFAT

DIJADWALKAN


draft rot 2012 rev28 (final)

Documents