rot.sl.2013

RENCANA OPERASI SISTEM LOMBOK

TAHUN 2013

PT PLN (PERSERO)WILAYAH NUSA TENGGARA BARAT

AREA PENGATUR DISTRIBUSI DAN PENYALURANMATARAM

Rencana Operasi Sistem Lombok Tahun 2013

APDP Mataram Menuju Kualitas i

KATA PENGANTAR

Rencana Operasi Sistem Lombok Tahun 2013 disiapkan dan dibuat denganmempertimbangkan realisasi operasi pada tahun-tahun sebelumnya pada tahunberjalan, semata-mata untuk tujuan penyediaan informasi. Tidak satupunpernyataan di dalam dokumen ini dapat dianggap sebagai suatu rekomendasiterbaik dalam penyelesaian permasalahan pada operasi Sistem Tenaga ListrikLombok. Dokumen ini tidak pula dimaksudkan untuk menyediakan semuainformasi bagi pihak-pihak yang memerlukan.

Bagi pihak terkait yang bermaksud menggunakan informasi yang tersedia di dalamdokumen ini hendaknya memaklumi bahwa informasi yang dipakai di dalamdokumen ini diperoleh PT PLN (Persero) Area Pengatur Distribusi dan PenyaluranMataram dari beberapa sumber terkait.

Semua informasi di dalam dokumen ini hanya merupakan indikasi operasi sistemberdasarkan perkembangan kondisi sistem mutakhir pada saat penyusunandokumen ini. Realisasi operasi sistem sesungguhnya dapat berbeda dari rencanaoperasi yang tertera di dalam dokumen ini karena kondisi sistem yang dinamis dancenderung untuk selalu berubah.

Mataram, Januari 2013

MANAJER

LIASTA S TARIGAN


APDP Mataram Menuju Kualitas ii

EXECUTIVE SUMMARY

Penyiapan dan pembuatan Rencana Operasi Tahun 2013 bertujuan untuk menyediakaninformasi mengenai prakiraan kondisi operasi dan strategi operasi Sistem Tenaga ListrikLombok Tahun 2013. Beberapa hal yang perlu mendapat perhatian tentang pengoperasianSistem Tenaga Listrik Lombok dalam Rencana Operasi Tahun 2013 adalah :

1. Pertumbuhan energi Sistem Lombok tahun 2013 diperkirakan tumbuh 13.1% terhadap2012 yang dihitung menggunakan software PROSYM. Perhitungan energi produksitahun 2013 mengacu pada pertumbuhan energi tahun - tahun sebelumnya dan usulanRKAP Tahun 2013.

2. Produksi energi bruto yang disalurkan oleh APDP Mataram masing – masing dari SektorPembangkitan Lombok 385.873 MWh, Pembangkit Sewa 493.353 MWh dan Beli Energidari IPP 27.844 MWh.

3. Biaya energi tahun 2013 diperkirakan Rp. 2.377,30 /kWh meliputi 85.0% biaya bahanbakar, 0.1% biaya start up (konsumsi BBM tanpa produksi energi listrik), 11.7% biayatetap dan 3.2% biaya variabel. Adapun komposisi energi berdasarkan fuel mix meliputi54.1% menggunakan HSD, 29.6% menggunakan MFO, 13.1% menggunakan batubaradan 3.3% menggunakan air.

4. Beban puncak tertinggi Sistem Lombok diperkirakan mencapai 175 MW terjadi diDesember 2013, tumbuh 15.2% terhadap tahun 2012. Perhitungan prakiraan bebanpuncak tahun 2013 mengacu pada jumlah daftar tunggu PLN Area Mataram danprakiraan neraca daya tahun 2013.

5. Apabila pemeliharaan pembangkit dan rencana masuknya pembangkit – pembangkitbaru sesuai prakiraan neraca daya, maka sepanjang tahun 2013 tidak akan terjadidefisit. Jika 1 unit terbesar pertama (25 MW) keluar sistem maka Sistem Lombokmengalami defisit 2.8 MW di bulan Januari dan jika 1 unit terbesar kedua (6 MW) keluarsistem Sistem Lombok mengalami defisit rata – rata 2.8 MW.

6. Hasil analisa aliran daya menunjukkan bahwa mutu tegangan menengah di bus 20 kVbaik di bus pembangkit, GI dan GH memenuhi nilai nominal minimal 20 kV kecuali busGH Biau dan GH Senggigi khususnya di triwulan 4 tahun 2013. Sedangkan mututegangan tinggi di bus semua GI memenuhi nilai nominal minimal 150 kV.

7. Hasil analisa hubung singkat 3 fasa di masing – masing bus menunjukkan bahwaterdapat rating hubung singkat diatas rating breaking capacity peralatan switchgear 20kV, yaitu PLTD Ampenan (diatas 16 kA di WBP dan LWBP) dan GI Ampenan (diatas 24kA saat WBP).

8. Strategi operasi yang perlu diterapkan untuk menghadapi kondisi operasi tersebut diatas,adalah :

a. Pembangkitan1. Mengoptimalkan pengaturan jadwal pemeliharaan pembangkit;2. Mengoptimalkan pola operasi pembangkit berdasarkan keekonomian

b. Penyaluran dan Operasi Sistem1. Meningkatkan kesiapan dan keandalan sistem penyaluran;2. Melaksanakan strategi load shedding dalam scenario islanding operation

c. Pengaturan frekuensi dan tegangan yang optimal mengacu pada evaluasioperasi.rutin Distribusi

1. Mengendalikan pertumbuhan beban;2. Meningkatkan pola pemeliharaan terencana

d. Sistem ProteksiPerbaikan sistem proteksi berkesinambungan mengacu pada root causes analysis.


APDP Mataram Menuju Kualitas iii

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ............................................................................................................................ I

EXECUTIVE SUMMARY ..................................................................................................................... II

DAFTAR ISI ......................................................................................................................................III

DAFTAR GAMBAR ............................................................................................................................V

DAFTAR TABEL................................................................................................................................VI

DAFTAR LAMPIRAN .......................................................................................................................VII

1 PENDAHULUAN ........................................................................................................................1

1.1 TUJUAN ..................................................................................................................................... 11.2 LINGKUP BAHASAN .................................................................................................................... 1

2 DESKRIPSI SISTEM TENAGA LISTRIK SISTEM LOMBOK.......................................................2

2.1 OPERASI SISTEM ....................................................................................................................... 22.2 SUMBER PASOKAN DAN BEBAN.................................................................................................. 2

2.2.1 Sumber Pasokan dan Beban Sistem Lombok ......................................................... 22.2.2 Langgam Beban............................................................................................................ 22.2.3 Karakteristik Beban Sistem Lombok ........................................................................ 3

2.3 PARTISIPASI BEBAN................................................................................................................... 4

3 ACUAN RENCANA OPERASI SISTEM TAHUN 2013 ...............................................................5

3.1 BEBAN DAN ENERGI ................................................................................................................... 53.2 KONDISI PEMBANGKITAN ........................................................................................................... 53.3 KONDISI PENYALURAN ............................................................................................................... 53.4 KEBUTUHAN REVERSE MARGIN .................................................................................................. 5

4 SISTEM LOMBOK......................................................................................................................7

4.1 PRAKIRAAN BEBAN DAN ENERGI ................................................................................................ 74.1.1 Beban Puncak............................................................................................................... 74.1.2 Langgam Beban Puncak & Neraca Daya Bulanan.................................................. 8

4.2 PRAKIRAAN ENERGI................................................................................................................... 84.2.1 Alokasi Energi ............................................................................................................... 84.2.2 Neraca Energi ............................................................................................................... 94.2.3 Prakiraan Produksi Energi Pembangkitan............................................................. 104.2.4 Prakiraan Biaya Produksi Energi ............................................................................. 114.2.5 Rasio Energi & Fuel Mix ............................................................................................ 12

4.3 PASOKAN DAYA....................................................................................................................... 124.3.1 Komposisi Pasokan Daya ......................................................................................... 134.3.2 Prakiraan Neraca Daya ............................................................................................. 134.3.3 Jadwal Pemeliharaan Pembangkitan ..................................................................... 13

4.4 PENYALURAN........................................................................................................................... 144.4.1 Analisa Aliran Daya.................................................................................................... 144.4.2 Profil Tegangan Sistem ............................................................................................. 144.4.3 Analisis Hubung Singkat ........................................................................................... 154.4.4 Pembebanan Trafo..................................................................................................... 154.4.5 Jadwal Pemeliharaan Penyaluran ........................................................................... 15


APDP Mataram Menuju Kualitas iv

5 STRATEGI OPERASI............................................................................................................... 16

5.1 PENGENDALIAN FREKUENSI...................................................................................................... 165.1.1 Pengaturan Primer..................................................................................................... 175.1.2 Load Shedding ............................................................................................................ 175.1.3 Island Operation ......................................................................................................... 18

5.2 PENGATURAN TEGANGAN ......................................................................................................... 19


APDP Mataram Menuju Kualitas v

DAFTAR GAMBAR

GAMBAR 1 GRAFIK LANGGAM BEBAN PUNCAK PER JAM TAHUN 2013 ....................................................... 3GAMBAR 2 KARAKTERISTIK TIPIKAL BEBAN HARIAN SISTEM LOMBOK.......................................................... 3GAMBAR 3 REALISASI BEBAN PUNCAK MINGGUAN 2012 DAN PRAKIRAAN 2013....................................... 7GAMBAR 4 PRAKIRAAN LANGGAM BEBAN PUNCAK DAN NERACA DAYA BULANAN ....................................... 8GAMBAR 5 PROSENTASE KOMPONEN BIAYA ENERGI SISTEM LOMBOK ....................................................... 11GAMBAR 6 PERKIRAAN KOMPOSISI FUEL MIX ........................................................................................... 12GAMBAR 7 PRAKIRAAN KOMPOSISI DAYA MAMPU PASOK PEMBANGKIT.................................................... 13GAMBAR 8 STRATEGI PENGATURAN FREKUENSI SISTEM ............................................................................ 18GAMBAR 9 POLA ISLANDING SISTEM LOMBOK........................................................................................... 19


APDP Mataram Menuju Kualitas vi

DAFTAR TABEL

TABEL 1 SUMBER PASOKAN DAYA SISTEM LOMBOK TAHUN 2013.............................................................. 2TABEL 2 DAFTAR PEMBANGKIT BARU SISTEM LOMBOK TAHUN 2013.......................................................... 5TABEL 3 PRAKIRAAN BEBAN PUNCAK MINGGUAN SISTEM LOMBOK.............................................................. 7TABEL 4 PRAKIRAAN ALOKASI ENERGI SISTEM LOMBOK.............................................................................. 8TABEL 5 PRAKIRAAN NERACA ENERGI SISTEM LOMBOK .............................................................................. 9TABEL 6 PRAKIRAAN PRODUKSI ENERGI MASING – MASING PUSAT TENAGA LISTRIK DI SISTEM LOMBOK .... 10TABEL 7 PERKIRAAN KOMPONEN BIAYA ENERGI SISTEM LOMBOK ............................................................. 11TABEL 8 PROFIL TEGANGAN...................................................................................................................... 14TABEL 9 ARUS HUBUNG SINGKAT 3 FASA .................................................................................................15TABEL 10 PEMBEBANAN TRAFO GI........................................................................................................... 15TABEL 11 PEMBANGKIT-PEMBANGKIT PADA PENGATURAN PRIMER ............................................................. 17TABEL 12 SKEMA PELEPASAN BEBAN SECARA MANUAL DAN UFR ............................................................ 17


APDP Mataram Menuju Kualitas vii

DAFTAR LAMPIRAN

LAMPIRAN 1 ALOKASI ENERGI SISTEM LOMBOK TAHUN 2013 ..................................................................21LAMPIRAN 2 ALOKASI ENERGI SISTEM LOMBOK PER BULAN TAHUN 2013 ................................................ 22LAMPIRAN 3 DIAGRAM GARIS TUNGGAL SISTEM LOMBOK KONDISI 1......................................................... 23LAMPIRAN 4 DIAGRAM GARIS TUNGGAL SISTEM LOMBOK KONDISI 2......................................................... 24LAMPIRAN 5 NERACA DAYA SISTEM LOMBOK TAHUN 2013...................................................................... 25LAMPIRAN 6 JADWAL PEMELIHARAAN PEMBANGKIT SISTEM LOMBOK TAHUN 2013 ..................................26LAMPIRAN 7 PRAKIRAAN ALIRAN DAYA KONDISI 1 LWBP ....................................................................... 27LAMPIRAN 8 PRAKIRAAN ALIRAN DAYA KONDISI 1 WBP.......................................................................... 28LAMPIRAN 9 PRAKIRAAN ALIRAN DAYA KONDISI 2 LWBP ....................................................................... 29LAMPIRAN 10 PRAKIRAAN ALIRAN DAYA KONDISI 2 WBP ....................................................................... 30LAMPIRAN 11 JADWAL PEMELIHARAAN PENYALURAN DAN GI ................................................................... 31


APDP Mataram Menuju Kualitas 1

1 PENDAHULUAN

1.1 Tujuan

Rencana Operasi ini dibuat untuk menyediakan informasi awal mengenaikondisi operasi Sistem Lombok, termasuk kendala pasokan danpenyaluran yang dihadapi pada tahun 2013. Rencana operasi ini berikutkondisi sistem tenaga yang mutakhir akan digunakan sebagai dasarpengendalian operasi sistem tenaga listrik dalam rentang waktu yanglebih pendek yaitu bulanan, mingguan dan harian. Pengguna jaringan danpihak lain yang terkait diharapkan dapat menyiapkan upaya antisipasimeminimumkan dampak negatif yang mungkin akan dialami.

1.2 Lingkup Bahasan

Rencana Operasi Tahun 2013 ini akan mencakup hal-hal sebagai berikut : Deskripsi Sistem Tenaga Listrik Sistem Lombok Acuan Rencana Operasi Tahun 2013, meliputi :

Prakiraan Beban Prakiraan Energi Pasokan Daya Penyaluran Kondisi Operasi Strategi Operasi

Paparan di dalam Rencana Operasi Sistem Lombok ini mencakupjaringan 150 kV dan 20 kV. Dokumen lain yang terkait dengan RencanaOperasi Tahun 2013 ini adalah dokumen SOP Pemulihan SistemLombok, SOP Operasi Normal dan prosedur Operasi lainnya.



2 DESKRIPSI SISTEM TENAGA LISTRIK SISTEM LOMBOK

2.1 Operasi Sistem

Sistem Lombok dioperasikan oleh Area Pengatur Distribusi danPenyaluran (APDP) Mataram. APDP Mataram melaksanakan pengaturanfrekuensi, pengaturan tegangan serta switching instalasi penyaluran diSistem Lombok.

2.2 Sumber Pasokan dan Beban

2.2.1 Sumber Pasokan dan Beban Sistem Lombok

Pasokan daya ke Sistem Lombok diperoleh dari pusat-pusat listrik didalam Sistem yang dikelola oleh PT PLN (Persero) Wilayah NusaTenggara Barat, Pembangkit Sewa dan IPP. Kontribusi pemasok daya kesistem Lombok adalah sebagai berikut :

Tabel 1 Sumber Pasokan daya Sistem Lombok Tahun 2013

PusatPembangkit

Daya MampuPasok(MW)

Prosentase(%)

PLTD Ampenan 41.6 20,39PLTD Taman 6.1 2,99PLTD Paokmotong 14.8 7,25PLTMH PLN 0.4 0,20PLTU Jeranjang 25 12,25Sewa HSD 61 29,90Sewa MFO 50 24,51IPP 5.1 2,50

Daftar sumber pemasok daya pada tabel diatas mencakup semuapembangkit baru yang akan masuk di tahun 2013 dan untuk pembangkityang sudah beroperasi dalam kondisi daya mampu pasok maksimum.

2.2.2 Langgam Beban

Beban puncak tertinggi tahun 2013 diperkirakan mencapai 175.0 MWatau naik 15.2% terhadap tahun 2012 dan prediksi Load Factor tahun2013 sebesar 62.77%. Beban puncak sistem Lombok tahun 2013ditunjukkan pada gambar dibawah ini.



Gambar 1 Grafik Langgam Beban Puncak Per Jam Tahun 2013

2.2.3 Karakteristik Beban Sistem Lombok

Karakteristik beban Sistem Lombok pada hari libur berbeda dengankarakter beban pada hari kerja dan Idul Fitri. Beban puncak tertinggi padahari libur diperkirakan mencapai 98% dari beban puncak hari kerja. Bebanpuncak pada hari Raya Idul Fitri 1434 H jauh lebih rendah dari bebanpuncak hari kerja, diperkirakan 81% dari beban puncak hari kerja. Khususpada hari Raya Idhul Fitri, beban puncak pagi merupakan beban puncakpagi tertinggi dalam satu tahun. Karakteristik beban Sistem Lombokdiperlihatkan pada Gambar 2.

Gambar 2 Karakteristik Tipikal Beban Harian Sistem Lombok

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

0:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

19:3

020

:00

21:0

022

:00

23:0

00:

00

Must Run PLTU PLTM/H PLTD Medium Speed PLTD High Speed

107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

1:00 3:00 5:00 7:00 9:00 11:0013:0015:0017:0019:0020:0022:00 0:00Hari Kerja Hari Libur Idul Fitri 1434H

107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0


107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0


107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0


107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

- 20,0 40,0 60,0 80,0

100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 200,0

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

19:3

020

:00

21:0

022

:00

23:0

00:

00

Hari Kerja Hari Libur Idul Fitri 1434H

107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0


107,3

175,0

171,0

124,5 142,4

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0




2.3 Partisipasi Beban

Partisipasi dari sisi beban dilakukan jika Sistem Lombok mengalami defisitatau karena Sub Sistem Timur defisit sedangkan penyaluran dari SubSistem Barat melalui SUTM dibatasi karena keterbatasan KHA kontinyupenampang. Mekanisme yang dapat dilakukan secara berurutanberdasarkan urutan prioritas antara lain sebagai berikut :

1. Mengaktifkan captive power pelanggan2. Melakukan pelepasan beban manual baik secara remote dari APDP

Mataram maupun secara lokasl yang dilaksanakan oleh seluruh UnitArea Mataram atas perintah APDP Mataram.

3. Pelepasan beban otomatis dilakukan dengan menggunakan UFRyang dipasang pada penyulang lokasi tersebar.



3 ACUAN RENCANA OPERASI SISTEM TAHUN 2013

Rencana Operasi Tahun 2013 dibuat menggunakan acuan sebagai berikut.

3.1 Beban dan Energi

Perhitungan beban dan energi dalam Rencana Operasi Tahun 2013dibuat berdasarkan trend kenaikan beban pada tahun-tahun sebelumnyaserta prediksi RKAP tahun 2013.

3.2 Kondisi Pembangkitan

Asumsi data pembangkitan yang digunakan dalam dokumen ini mengacupada kondisi pembangkitan terkini Sektor Lombok, Mesin Sewa danPembangkit IPP serta rencana masuknya beberapa pembangkit baru ditahun 2013. Beberapa pembangkit baru yang akan masuk di tahun 2013ditunjukkan seperti pada Tabel 2.

Tabel 2 Daftar Pembangkit Baru Sistem Lombok Tahun 2013

No. PembangkitKapasitasTerpasang

(kW)Kepemilikan Perkiraan

COD

1 #1 PLTU Jeranjang 25.000 PLN Desember2 #2 PLTU Jeranjang 25.000 PLN Desember3 #3 PLTU Jeranjang 25.000 PLN Januari4 Sewa Baru Paokmotong 7.000 Msn.Sewa Februari5 PLTD Sewa Baru Jeranjang 20.000 Msn.Sewa Februari6 PLTD Sewa MFO Lobar 30.000 Msn.Sewa Desember7 PLTD Sewa MFO Lotim 20.000 Msn.Sewa Oktober8 PLTMH Sesaot 1.000 IPP Januari9 PLTMH Cakra 600 IPP Januari

10 PLTM Kokok Putih 3.800 IPP Januari11 PLTMH Narmada 100 PLN Januari

3.3 Kondisi Penyaluran

Diperkirakan Sistem penyaluran Sistem Lombok pada Tahun 2013 tidakmengalami perubahan dari kondisi penyaluran tahun 2012, yakni SUTT150 kV Ampenan – Jeranjang dan SUTT 150 kV Jeranjang - Sengkol.

3.4 Kebutuhan Reverse Margin

Cadangan operasi Sistem Lombok adalah sebagai berikut :

a) Cadangan berputar adalah cadangan daya dari 1 atau lebih unitpembangkit yang disediakan dan tidak dibebani ekivalen dengan



besaran daya yang keluar sistem. Periode Waktu Beban Puncakcadangan berputar disediakan 4 MW sedangkan periode LuarWaktu Beban Puncak disediakan 2 MW.

b) Cadangan dingin adalah pembangkit yang dapat diasut dandisinkronkan ke sistem dalam waktu empat jam atau kurang dariempat jam ekivalen dengan pembangkit – pembangkit yang siapoperasi dengan kapasitas total minimal 25 MW.

Dalam merencanakan pemeliharaan pembangkit selalu memperhitungkanmarjin cadangan sistem minimal 25 MW.



4 SISTEM LOMBOK

4.1 Prakiraan Beban dan Energi

4.1.1 Beban Puncak

Beban puncak tertinggi Sistem Lombok (175 MW) diperkirakan akanterjadi pada bulan Desember 2013. Prakiraan beban puncak mingguansebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3 dan Gambar 3.

Tabel 3 Prakiraan Beban Puncak Mingguan Sistem Lombok

Gambar 3 Realisasi Beban Puncak Mingguan 2012 dan Prakiraan 2013

Minggu Beban Minggu Beban Minggu Beban Minggu Beban

ke- (MW) ke- (MW) ke- (MW) ke- (MW)

1 150.1 15 156.8 29 163.0 43 164.9

2 150.1 16 158.0 30 156.9 44 165.8

3 150.1 17 156.4 31 158.0 45 165.8

4 152.3 18 156.8 32 159.5 46 168.0

5 151.6 19 160.0 33 156.0 47 167.8

6 148.8 20 156.7 34 157.0 48 167.0

7 153.0 21 155.0 35 159.0 49 166.3

8 148.4 22 159.5 36 163.0 50 172.2

9 152.1 23 157.7 37 159.9 51 175.0

10 155.0 24 161.5 38 162.7 52 174.4

11 151.8 25 161.5 39 164.0 53 174.2

12 147.5 26 158.4 40 160.1

13 150.0 27 156.2 41 163.9

14 151.3 28 161.3 42 166.0



4.1.2 Langgam Beban Puncak & Neraca Daya Bulanan

Langgam beban puncak bulanan Sistem Lombok Tahun 2013 adalahseperti Gambar 4.

Gambar 4 Prakiraan Langgam Beban Puncak Dan Neraca Daya Bulanan

4.2 Prakiraan Energi

4.2.1 Alokasi EnergiAlokasi energi pembangkit masing – masing dari Sektor PembangkitanLombok, Mesin Sewa & Beli energi diperkirakan akan mencapai907.070,0 MWh. Alokasi energi dari masing-masing jenis pembangkitdiperlihatkan seperti pada Tabel 4. Alokasi Energi Sistem Lombok Tahun2013 terdapat padaLampiran 1.

Tabel 4 Prakiraan Alokasi Energi Sistem Lombok

Pembangkit Rencana(MWh)

PLTD HSD 513.368,6

PLTD MFO 268.112,0

PLTU 96.040,0

PLTMH 1.705,1

Beli 27.844,3

174,6

180,5

186,9

193,4

191,9

191,9

193,4

193,4

193,9

198,9

197,4

241,7

152,4 153,0 155,0 158,0160,0 161,5 163,0 163,0 164,0 166,0 168,0

175,0

(50,0)

-

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

JAN FEB MAR APR MEI JUN JUL AGT SEP OKT NOV DES

Daya Mampu Beban Puncak Pemeliharaan Derating



No.Energi(MWh)

Prosentase(%)

I 368.206,6 40,61 368.206,6

II Produksi Pembangkit Swasta 538.863,4 59,41 511.019,1 56,32 27.844,3 3,1

III 20.812,9 2,29

IV 886.257,1 97,71

V 625,4 0,07

VI 9.372,9 1,06

VII 77,0 0,01

VIII 45.481,7 5,13

IX 830.700,1 93,73

Uraian

Produksi Pembangkit PLNSektor Lombok

Loko Distribusi

SewaBeli

Pemakaian Sendiri Pembangkit

Produksi Netto

Pemakaian Sendiri Gardu Induk

Susut Transmisi

Pemakaian Sendiri Distribusi

Susut Distribusi

4.2.2 Neraca EnergiNeraca energi Sistem Lombok Tahun 2013 disusun dengan maksudmemberi gambaran mengenai keadaan pasokan energi yang diperlukanuntuk memenuhi kebutuhan energi Sistem Lombok. Neraca energi SistemLombok ditunjukkan pada

Tabel 5. Alokasi Energi Sistem Lombok Tahun 2013 berikut alokasi perbulan terdapat pada Lampiran 2.

Tabel 5 Prakiraan Neraca Energi Sistem Lombok



4.2.3 Prakiraan Produksi Energi Pembangkitan

Berdasarkan prakiraan alokasi energi dari Pembangkitan PLN danPembangkitan Swasta di Sistem Lombok, produksi energi masing-masingpusat listrik diperkirakan sebagai berikut.

Tabel 6 Prakiraan Produksi Energi Masing – masing Pusat Tenaga Listrik diSistem Lombok

No. Energi(MWh)

I 368,206.61 262,937.62 68.03 7,455.94 96,040.05 1,355.76 349.4

II Produksi Pembangkit Swasta 538,863.41 511,019.1

1.1 PLTD Sewatama 1 52,614.61.2 PLTD Sewatama 2 84,032.51.3 PLTD Sewatama 3 16,519.61.4 PLTD Arena 100,996.11.5 PLTD Setyawan Ampenan 951.11.6 PLTD BGP 9,083.21.7 PLTD Cogindo 80,143.91.8 PLTD Setyawan Paokmotong 59,482.31.9 PLTD Sewa Baru Paokmotong 25,139.3

1.10 PLTD Sewa Baru Jeranjang 28,993.41.11 PLTD Sewa MFO Timur 35,086.51.12 PLTD Sewa MFO Barat 17,976.6

2 27,844.32.1 PLTMH Kukusan 677.92.2 PLTMH Sesaot 4,275.72.3 PLTMH Cakra 2,920.02.4 PLTMH Kokok Putih 19,970.7

907,070.0

Sewa

Beli

Uraian

T o t a l

PLTU Jeranjang

Produksi Pembangkit PLNPLTD AmpenanPLTD TamanPLTD Paokmotong

PLTMH PenggaPLTMH Narmada



4.2.4 Prakiraan Biaya Produksi Energi

Berdasarkan asumsi harga bahan bakar yang menggunakan datarealisasi Oktober 2012, perkiraan biaya energi tahun 2013 sebesarRp. 2.377,30 /kWh dengan total biaya ditunjukkan seperti pada Tabel 7.

Tabel 7 Perkiraan Komponen Biaya Energi Sistem Lombok

No. Komponen Biaya Biaya(Rp.)

1. Bahan Bakar 1.833.648.475.205

2. Biaya Startup 1.521.724.795

3. Biaya Tetap 251.412.412.616

4. Biaya Variabel 69.798.034.198

T o t a l 2.156.380.646.813

Gambar 5 Prosentase Komponen Biaya Energi Sistem Lombok

Biaya energi merupakan jumlah biaya bahan bakar, biaya tetap sewa danbiaya beli energi dibagi dengan total produksi energi. Komponen biayastartup merupakan biaya bahan bakar pengoperasian unit pembangkitnamun belum menghasikan energi produksi. Biaya Tetap meliputi biayasewa dan beli energi dari pembangkit swasta. Dan biaya variabelmerupakan biaya pemakaian pelumas dan biaya pemeliharaan unit – unitpembangkit PLN.

BahanBakar85,0%

BiayaStartup0,1%

BiayaTetap11,7%

BiayaVariabel

3,2%



4.2.5 Rasio Energi & Fuel Mix

Rasio energi merupakan perbandingan energi dengan menggunakanBahan bakar Minyak (HSD dan MFO) terhadap total energi sistem.

Rasio energi Sistem Lombok tahun 2013 diperkirakan sebesar 83,6%dengan asumsi pembangkit Unit #3 PLTU Jeranjang dalam satu tahunmencapai realisasi CF 40% dan salah satu unit #1 atau #2 PLTUJeranjang beroperasi di bulan Desember 2013 dengan realisasi CF 40%.Produksi energi dengan bahan bakar MFO diperkirakan 29,6% meliputiproduksi dari PLTD Ampenan efektif total dengan MFO selama 6 bulan,operasi base load 7 MW Sewa Setyawan Paokmotong dan Sewa barumasing – masing 20 MW Lotim operasi di bulan Oktober 2013 dan 30 MWoperasi di bulan Desember 2013. Sedangkan produksi energi denganmenggunakan tenaga air total diperkirakan akan mencapai 3,3%.Perkiraan komposisi fuel mix Sistem Lombok tahun 2013 ditunjukkanseperti Gambar 6.

Gambar 6 Perkiraan Komposisi Fuel Mix

4.3 Pasokan Daya

Sistem Lombok mendapat pasokan daya dari PLTD, PLTU dan PLTMHyang dikelola oleh PT PLN (Persero) Wilayah Nusa Tenggara Barat sertaPLTD dan PLTM/H yang dikelola oleh Swasta. Diagram garis tunggalSistem Lombok ditunjukkan pada Lampiran 3 dan Lampiran 4.

HSD54,1%MFO

29,6%

BATUBARA13,1%

AIR3,3%



4.3.1 Komposisi Pasokan Daya

Perkiraan komposisi daya mampu pasok pembangkit di Sistem Lombokpada beban puncak Tahun 2013 ditunjukkan pada Gambar 7 berikut ini.

Gambar 7 Prakiraan Komposisi Daya Mampu Pasok Pembangkit

4.3.2 Prakiraan Neraca Daya

Berdasarkan rencana pemeliharaan pembangkit yang diperoleh dariSektor Pembangkitan Lombok, maka proyeksi neraca daya (dalam MW)Sistem Lombok tahun 2013 diperkirakan seperti ditunjukkan padaLampiran 5. Neraca Daya Sistem Lombok hanya menggambarkan kondisipada waktu WBP. Kenaikan beban puncak juga diikuti dengan kenaikanbeban pada waktu LWBP.

4.3.3 Jadwal Pemeliharaan Pembangkitan

Jadwal Pemeliharaan unit pembangkit disusun berdasarkan usulanrencana pemeliharaan dari Sektor Pembangkitan Lombok denganpengaturan yang disesuaikan kondisi sistem. Jadwal pemeliharaanpembangkit Sistem Lombok tahun 2013 diperlihatkan pada Lampiran 6.

No.Daya Mampu Pasok

(kW)

I 107.7001 37.5002 6.1003 13.7004 50.0005 3006 100

II Produksi Pembangkit Swasta 99.1051 94.000

1.1 PLTD Cogindo 10.0001.2 PLTD Setyawan Paokmotong 7.0001.3 PLTD Sewa Baru Paokmotong 7.0001.4 PLTD Sewa Baru Jeranjang 20.0001.5 PLTD Sewa MFO Timur 20.0001.6 PLTD Sewa MFO Barat 30.000

2 5.1052.1 PLTMH Kukusan 752.2 PLTMH Sesaot 7302.3 PLTMH Cakra 5002.4 PLTMH Kokok Putih 3.800

206.805

PLTMH PenggaPLTMH Narmada

Sewa

Beli

T o t a l

Uraian

Pembangkit PLNPLTD AmpenanPLTD TamanPLTD PaokmotongPLTU Jeranjang



4.4 Penyaluran

4.4.1 Analisa Aliran Daya

Mengacu pada perkiraan neraca daya 2013, tambahan pembangkit baruyang disertai kenaikan beban puncak dapat dibagi dalam dua kondisi,yaitu triwulan 1 sampai triwulan 3 (selanjutnya disebut kondisi 1) dantriwulan 4 (selanjutnya disebut kondisi 2). Simulasi aliran daya inimengacu pada dua kondisi tersebut diatas agar dapat memberikangambaran kondisi yang mendekati kondisi riil aliran daya tahun 2013.Hasil simulasi aliran daya Sistem Lombok dalam dua kondisi masing –masing pada waktu LWBP dan WBP ditunjukkan seperti padaLampiran 7 hingga Lampiran 10.

4.4.2 Profil Tegangan Sistem

Hasil simulasi aliran daya diperoleh profil tegangan di setiap semua buspusat pembangkit, GI maupun GH. Tinjauan profil tegangan yang diambilpada level tegangan menegah (20 kV) maupun tegangan tinggi (150 kV).Secara umum tegangan Sistem Lombok berada pada batas-batas normal(-10% < tegangan normal < +5%) dari tegangan nominal 150 kV maupun20 kV. Adapun profil tegangan ditunjukkan seperti pada Tabel 8 ProfilTegangan.

Tabel 8 Profil Tegangan

No. LokasiKondisi 1 Kondisi 2

TM(kV)

TT(kV)

TM(kV)

TT(kV)

1 GI Ampenan 20,9 152,1 20,58 151,6

2 GI Jeranjang 20,83 152,1 20,52 151,3

3 GI Sengkol 20,75 151,7 20,37 151,6

4 PLTD Ampenan 20,9 - 20,64 -

5 PLTD Taman 20,63 - 20,26 -

6 PLTD Paokmotong 20,62 - 20,27 -

7 GH Kopang 20,04 - 20,04 -

8 GH Gomong 20,52 - 20,28 -

10 GH Senggigi 20,23 - 20,09 -

11 GH Biau 20,28 - 20,07 -

12 GH Karangkecicang 20,09 - 20,77 -

13 GH Tanjung 20,84 - 20,54 -

14 GH Bayan 20,93 - 20,71 -



4.4.3 Analisis Hubung Singkat

Hasil simulasi hubung singkat 3 fasa disetiap bus masih terdapatbeberapa rating hubung singkat yang berada diatas rating breakingcapacity peralatan switchgear, yaitu lokasi di PLTD Ampenan (>16 kA)dan GI Ampenan (>24 kA). Arus hubung singkat secara keseluruhanseperti pada Tabel 9.

Tabel 9 Arus Hubung Singkat 3 Fasa

No. LokasiKondisi 1 Kondisi 2

TM(kA)

TT(kA)

TM(kA)

TT(kA)

1 GI Ampenan 26,9 1,9 29,27 2,252 GI Jeranjang 10,67 1,91 10,53 2,263 GI Sengkol 5,89 1,73 5,93 2,014 PLTD Ampenan 27,22 - 29,98 -

5 PLTD Taman 12,96 - 13,42 -

6 PLTD Paokmotong 12,33 - 14,65 -

7 GH Kopang 1,76 - 1,75 -

8 GH Gomong 5,91 - 11,44 -

9 GH Senggigi 2,33 - 2,35 -

10 GH Biau 3,63 - 3,09 -

11 GH Karangkecicang 4,06 - 3,71 -

12 GH Tanjung 1,23 - 1,25 -

13 GH Bayan 1,19 - 1,21 -

4.4.4 Pembebanan Trafo

Tabel 10 Pembebanan Trafo GI

4.4.5 Jadwal Pemeliharaan Penyaluran

Jadwal Pemeliharaan Penyaluran dan GI ditunjukkan seperti pada

Lampiran 11.

Lokasi Unit MerkKapasitas

(MVA)Tegangan

(kV)Loading

(%)

GI Ampenan 1 Pauwels 30 150 / 20 50,57

GI Jeranjang 1 Pauwels 30 150 / 20 24,47

GI Sengkol 1 Pauwels 30 150 / 20 81,40



5 STRATEGI OPERASI

5.1 Pengendalian Frekuensi

Rentang frekuensi normal operasi sistem adalah 49,80 Hz < f < 50,02 Hzdan jika beroperasi diluar rentang tersebut tindakan pengaturan yangdilakukan adalah :

a. Frekuensi lebih dari 50 Hz disebabkan oleh daya pembangkit lebihbesar dari beban karena penurunan permintaan beban atau terjadigangguan jaringan, beberapa tindakan pengaturan yang dilakukanantara lain :

1. Penormalan beban-beban yang mengalami pemadaman ataugangguan

2. Menurunkan daya aktif (MW) keluaran unit pembangkit3. Melepas sebagian unit pembangkit Sewa sesuai merit order

keekonomian.

b. Frekuensi kurang dari 50 Hz disebabkan oleh daya pembangkitlebih kecil dari beban karena kenaikan permintaan beban ataugangguan unit pembangkit, beberapa tindakan pengaturan yangdilakukan antara lain :

1. Menaikkan daya aktif MW unit pembangkit.2. Start unit pembangkit yang belum beroperasi.3. Pelepasan secara manual sebagian beban penyulang4. Pelepasan beban secara otomatis dengan UFR



5.1.1 Pengaturan Primer

Adapun pembangkit yang berperan pada pengaturan primer adalahsebagai berikut :

Tabel 11 Pembangkit-pembangkit pada pengaturan primer

No. Unit Pembangkit DMN(kW)

Droop(%)

Ramp Rate(MW/menit)

1. PLTD Ampenan

#5 New Sulzer ZAV40AS 6.500 2 0,70




2. PLTD Paokmotong

#2 CCM Sulzer ZV4048 4.000 3,5 0,70

#3 CCM Sulzer ZV4048 3.500 3,5 0,70

#4 CCM Sulzer ZV4048 4.000 3,5 0,70

#5 CCM Sulzer ZV4048 4.000 3,5 0,70

3. PLTU Jeranjang

Unit #3 25.000 5 0,25

5.1.2 Load Shedding

Tabel 12 Skema Pelepasan Beban Secara Manual dan UFR

Tahapan/Skema Frekuensi(Hz)

WaktuTunda(det)

TotalBebanLepas(MW)

Manual Load Shedding (MLS) 49,50 - 2 - 4

Automatic Load Shedding (ALS)

- UFR Tahap 1 49,10 0,4 8

- UFR Tahap 2 48,70 0,3 15

- UFR Tahap 3 48,30 0,3 25

- UFR Tahap 4 47,80 0,2 40

Islanding 47,50 0,15 -



Adapun strategi pengaturan frekuensi sistem adalah sebagai berikut :

Gambar 8 Strategi Pengaturan Frekuensi Sistem

5.1.3 Island OperationPola islanding terbentuk jika sistem mengalami gangguan. Gangguansistem dapat disebabkan satu atau beberapa unit pembangkit trip danatau gangguan transmisi yang menyebabkan terputusnya pasokan dayadari unit pambangkit sehingga frekuensi sistem mancapai setting island(47,5) Hz, maka secara otomatis UFR akan memerintahkan membukaPMT.

Island-island yang terdapat pada sistem Lombok adalah sebagai berikut :

a. Island Sub Sistem Barat (Ampenan – Taman)b. Island Sub Sistem Tengah (Jeranjang – Sengkol)c. Island Sub SIstem Timur (Paokmotong)

52,00

51,00

50,20

49,80

49,50

49,10

48,70

48,30

47,80

47.50

47.00 Host Load Pembangkit

- Pengurangan daya aktif unit pembangkit- Manual Power Shedding

Operasi Normal, ± 0,2 Hz

UFR Level 4 (Total ± 40 MW)

Host Load Pembangkit

Manual Load Shedding (2 s/d 4 MW)




UFR Level 5 Islanding Operation



Gambar 9 Pola Islanding Sistem Lombok

5.2 Pengaturan Tegangan

Tahapan pengaturan tegangan pada kondisi normal adalah sebagaiberikut:

a. Pengaturan Daya Reaktif Unit Pembangkit

Unit pembangkit dapat dioperasikan pada kondisi over excitedataupun under excited sesuai dengan kurva kemampuan (CapabilityCurve). Saat ini belum terdapat unit pembangkit yang dapatdioperasikan dalam kondisi under excited namun untuk over excitedunit pembangkit PLN maupun Mesin Sewa dapat diatur hinggabatas aman sesuai batas kemampuannya.

b. Pengaturan Tap Changer Trafo

Bila pada di atas belum memberikan hasil yang diharapkan, makaditempuh cara pengaturan posisi Tap Changer trafo tenaga di GarduInduk sesuai keperluan.

c. Manuver Jaringan Distribusi

Manuver jaringan distribusi dilakukan antar penyulang dari SubSistem atau keluaran 20 kV Pembangkit / keluaran 20 GI dan



keluaran 20 kV GH. Hal ini dapat dilakukan dengan terlebih dahulumelakukan penyesuaian terhadap seting rele proteksi.

d. Pelepasan Saluran Transmisi

Bila pada butir (b) masih diperlukan pengaturan tegangan, makadilakukan pelepasan saluran transmisi pada sirkit penghantarganda, diantaranya :

Line 1 Jeranjang arah Sengkol Line 1 Jeranjang arah Ampenan


BIAYA BIAYA PEMELIHARAAN BIAYA PELUMASHSD MFO COAL HSD MFO COAL SEWA/BELI HSD MFO COAL HSD MFO COAL

Ltr/kWh Ltr/kWh kg/kWh (Ltr) (Ltr) (kg) (Rp) (Rp) (Rp) (Rp) ( Rp ) ( Rp ) (Rp) (Rp) (Rp)

A I. SEKTOR LOMBOK 385.873 28.556.440 36.775.894 181.091.770 - 283.074.197 45.969.867 - 269.265.728.888 265.883.869.253 143.424.682.086 55.401.997.200 14.396.036.998 1.940,28

I.1. PLTD AMPENAN 258.055 101,021 26.068.934 36.775.894 - - 32.586.168 45.969.867 - 245.124.199.604 265.883.869.253 - 44.901.570.000 13.978.194.820 2.208,70UNIT # 1 19.135 0,263 0,255 - 309.859 4.579.869 - - 387.324,00 5.724.837 3.043.899.980 33.111.444.647 - 3.329.472.600 641.080.158 47,5 2.097,3UNIT # 2 31.499 0,264 0,255 - 2.990.161 2.793.797 - - 3.737.701 3.492.246 - 28.110.624.676 20.200.425.882 - 5.480.860.800 1.473.110.790 74,9 1.754,7UNIT # 3 20.528 0,264 0,255 - 377.468 4.874.353 - - 471.834 6.092.942 - 3.665.082.373 35.240.185.717 - 3.571.872.000 648.838.760 52,1 2.101,2UNIT # 4 183 0,279 - 50.945 - - - 63.681 - - 602.411.368 - 31.789.800 21.000.163 0,7 3.586,6UNIT # 5 46.619 0,247 0,250 - 6.278.657 5.335.032 - - 7.848.321 6.668.789 - 58.927.825.107 38.572.725.186 - 8.111.636.400 2.798.583.540 88,7 2.325,8UNIT # 6 44.344 0,253 0,250 - 4.727.569 6.403.426 - - 5.909.461 8.004.283 - 44.370.515.369 46.295.850.180 - 7.715.908.200 2.494.071.340 84,4 2.275,2UNIT # 7 40.609 0,256 0,250 - 4.415.706 5.841.315 - - 5.519.633 7.301.644 - 41.470.290.393 42.230.083.732 - 7.065.948.600 3.322.843.140 84,3 2.317,3UNIT # 8 55.138 0,253 0,250 - 6.918.570 6.948.101 - - 8.648.212 8.685.126 - 64.933.550.337 50.233.153.908 - 9.594.081.600 2.578.666.930 96,8 2.309,8-

I.2. PLTD TAMAN 72 0,000 18.664 - - - 533.044 - - 195.230.158 - - 12.528.000,00 3.844.800,00 2.946,33UNIT # 1 - 0,299 - - - - - - - - - - - - 0,0 #DIV/0!UNIT # 2 - 0,299 - - - - - - - - - - - - 0,0 #DIV/0!UNIT # 3 - 0,299 - - - - - - - - - - - - 0,0 #DIV/0!UNIT # 4 - 0,299 - - - - - - - - - - - - 0,0 #DIV/0!UNIT # 5 72 0,259 - - 18.664 - - - 533.044 - - 195.230.158 - - 12.528.000 3.844.800 0,2 2.946,3

I.3. PLTD PAOKMOTONG 6.841 0,000 1.783.127 - - - 215.669.271 - - 17.510.715.679 - - 1.190.299.200,00 413.997.377,50 2.825,79UNIT # 1 8 0,280 - - 2.323 - - - 280.999 - - 26.920.842 - - 1.444.200 639.353 0,1 3.528,4UNIT # 2 3.950 0,270 - - 982.317 - - - 118.811.247 - - 9.569.645.321 - - 687.282.600 304.493.128 9,4 2.703,9UNIT # 3 142 0,271 - - 39.760 - - - 4.808.946 - - 417.156.444 - - 24.708.000 9.868.170 0,5 3.215,1UNIT # 4 2.322 0,271 - - 641.949 - - - 77.643.778 - - 6.300.107.634 - - 403.941.000 82.183.350 7,0 2.956,7UNIT # 5 419 0,270 - - 116.778 - - - 14.124.301 - - 1.196.885.439 - - 72.923.400 16.813.378 1,4 3.103,7

I.4. PLTA 1.705 - - - - - - - 0,00PLTMH Pengga 1.356 38,7 0,0PLTMH Narmada 349 - - - - - - - - - - 39,9 0,00#DIV/0! 0,00

I.5. PLTU JERANJANG 119.200 685.714 181.091.770 - 34.285.714 - - 6.435.583.447 - 143.424.682.086 9.297.600.000 - 1.335,50UNIT #1 9.320 - - 0,730 228.571 - 14.159.194 - 11.428.571 - - 2.145.194.482 - 11.214.081.751 726.960.000 4,3 1.512,6

UNIT #2 - - - 0,730 - - - - - - - - - 0,0 #DIV/0!

UNIT #3 109.880 - - 0,730 457.143 - 166.932.576 - 22.857.143 - - 4.290.388.965 - 132.210.600.335 8.570.640.000 50,2 1.320,5B II. SWASTA 521.197 100.752.414 28.361.727 - 251.412.412.616 2.550.820.976 2.889.521.912 - 945.807.574.689 205.018.986.869 - - - - 2.700,86

II.1. BELI ENERGI 27.844 - - - 23.745.938.827,50 - - - - - - - - - 852,81PLTMH Kukusan 678 578.104.808 38,7 852,8PLTM Sesaot 4.276 - - - - - - 3.646.514.390 - - - - - - 66,9 852,8PLTMH Cakra 2.920 - - - - - - 2.490.306.670 - - - - - - 66,7 852,8PLTM Kokok Putih 19.971 17.031.012.960 60,0 852,8

II.2. SEWA 493.353 100.752.414 28.361.727 - 227.666.473.788 2.550.820.976 2.889.521.912 - 945.807.574.689 205.018.986.869 - - - 2.805,16Sew atama 1 50.245 0,266 - 13.383.596 - 12.611.520.100 16.729.496 - 125.614.261.143 - - 81,9 2.751,4Sew atama 2 81.480 0,264 21.488.449 20.532.934.800 26.860.561 201.674.673.012 93,0 2.727,5Sew atama 3 16.520 0,266 4.394.650 17.349.696.000 5.493.312 41.245.628.521 18,9 3.547,3Arena 96.590 0,261 25.490.328 34.566.266.880 1.138.527.158 239.261.336.858 61,4 2.846,7Setyaw an Ampenan 971 0,298 289.465 6.252.223.488 361.831 2.775.359.621 2,8 9.296,6Cogindo 79.255 0,265 21.011.036 25.860.396.000 26.263.796 197.193.686.670 90,5 2.814,7BGP 9.095 0,264 2.404.443 20.684.928.000 267.530.347 22.613.345.285 11,4 4.790,2Setyaw an Paokmotong 59.482 0,252 14.997.209 21.584.640.000 - 1.813.912.464 2.660.580 108.410.628.873 97,0 2.216,0Sew a Baru Paokmotong 24.175 0,265 6.406.372 12.569.088.000 774.850.724 60.161.368.259 39,4 3.040,6Sew a Baru Jeranjang 22.533 0,261 5.884.075 37.601.280.000 294.203.753 55.263.415.642 12,9 4.134,3Sew a Baru (MFO) Lobar 17.920 0,252 4.518.204 5.756.000.360 - 5.647.754 201.818 32.660.828.923 6,8 2.144,1Sew a Baru (MFO) Lotim 35.087 - 0,252 - - 8.846.314 - 12.297.500.160 - 1.069.961.693 1.637.280 63.947.529.073 - 20,0 2.203,6- -

2.091,312.377,30

No UNIT PEMBANGKITTARGET

PRODUKSI(MWh)

EFISIENSI PEMAKAIAN BAHAN BAKAR BIAYA ONGKOS ANGKUT BIAYA BAHAN BAKARCF (%) RP/KWH

TOTAL 907.069,90 129.308.854 65.137.621 181.091.770 55.401.997.200 14.396.036.9982.833.895.173 2.935.491.779 - 1.215.073.303.577 470.902.856.122 143.424.682.086251.412.412.616

Lampiran 1 Alokasi Energi Sistem Lombok Tahun 2013


Lampiran 2 Alokasi Energi Sistem Lombok per Bulan Tahun 2013

No. Bulan Alokasi Energi(MWh)

Prosentase(%)

Komulatif(%)

1 Januari 66.759.267,57 7,4 7.36%

2 Februari 68.091.641,02 7,5 14.87%

3 Maret 69.415.015,73 7,7 22.52%

4 April 73.116.097,74 8,1 30.58%

5 Mei 74.767.101,09 8,2 38.82%

6 Juni 72.587.109,87 8,0 46.83%

7 Juli 74.487.688,94 8,2 55.04%

8 Agustus 77.336.730,02 8,5 63.56%

9 September 78.551.592,94 8,7 72.22%

10 Oktober 84.630.406,55 9,3 81.55%

11 November 82.770.453,64 9,1 90.68%

12 Desember 84.556.794,88 9,3 100.00%


Lampiran 3 Diagram Garis Tunggal Sistem Lombok Kondisi 1


Lampiran 4 Diagram Garis Tunggal Sistem Lombok Kondisi 2


JAN FEB MAR APR MEI JUN JUL AGT SEP OKT NOV DES

SEKTOR LOMBOKPLTD AMPENAN 55.004 36.100 35.100 35.100 41.600 35.600 35.600 37.100 37.100 35.600 35.600 42.100 37.500

1 Sulzer-12ZV 40/48 6.368 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 4.600 TO2 Sulzer-12ZV 40/49 6.368 SO 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.5003 Sulzer-12ZV 40/50 6.368 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 MO MO 4.500 4.500 4.500 4.5004 Niigata 12PC2,5V 5.500 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.0005 New Sulzer-12ZAV 40 S 7.600 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 MO MO 6.500 6.5006 New Sulzer-12ZAV 40 S 7.600 6.000 6.000 6.000 6.000 MO MO 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.0007 New Sulzer-12ZAV 40 S 7.600 5.500 MO MO 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.5008 New Sulzer-12ZAV 40 S 7.600 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500

PLTD TAMAN 9.560 6.100 6.100 6.100 6.100 6.100 6.100 6.100 6.100 6.100 6.100 2.100 6.1001 Ruston - 8 RK3C 1.040 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 7002 Ruston - 8 RK3C 1.040 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 7003 Ruston - 8 RK3C 1.040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 04 Ruston - 8 RK3C 1.040 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 7005 Pielstick 12PC2,5V 5.400 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 SO 4.000

PLTD PAOKMOTONG 27.972 13.900 13.900 10.300 10.300 14.800 14.800 14.800 14.800 16.800 16.800 16.800 13.7001 Niigata 16V27,5V 2.500 GG GG GG GG GG GG GG GG 2.000 2.000 2.000 2.0002 Sulzer - 12ZV 40/48 6.368 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.0003 Sulzer - 12ZV 40/49 6.368 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.2004 Sulzer - 12ZV 40/50 6.368 3.600 3.600 MO MO 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.5005 Sulzer - 12ZV 40/51 6.368 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 3.100 SO

400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400PLTMH PENGGA 1 Wasserkraft FS-275-760 400 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300PLTMH NARMADA 1 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100PLTU JERANJANG 75.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 50.000

1 #1 JRJG 25.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 25.0002 #2 JRJG 25.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 03 #3 JRJG 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000

JUMLAH PEMBANGKIT SEKTOR LOMBOK 167.936 81.500 80.500 76.900 83.400 81.900 81.900 83.400 83.400 83.900 83.900 86.400 107.700SEWA

Sew atama 1 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 OFFSew atama 2 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 OFFSew atama 3 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 OFF OFF OFFSetyaw an Ampenan 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 OFFSetyaw an Paokmotong 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000Arena Ampenan 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 OFFArena Paokmotong 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 8.000 OFFCogindo 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000BGP 20.000 20.000 20.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 5.000 5.000 OFFSEWA BARU (PAOKMOTONG) 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000SEWA BARU (JERANJANG) 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000SEWA MFO LOBAR 30 MW 30.000 30.000SEWA MFO LOTIM 20 MW 20.000 20.000 20.000 20.000

JUMLAH PEMBANGKIT SEWA 165.000 88.000 95.000 105.000 105.000 105.000 105.000 105.000 105.000 105.000 110.000 106.000 94.000IPP

KUKUSAN 200 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75KOKOK PUTIH 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800CAKRA 600 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500SESAOT 1.000 730 730 730 730 730 730 730 730 730 730 730 730

JUMLAH PEMBANGKIT IPP 5.600 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105 5.105Total Daya Mampu 174.605 180.605 187.005 193.505 192.005 192.005 193.505 193.505 194.005 199.005 197.505 206.805Beban Puncak 152.403 153.000 155.000 158.000 160.000 161.500 163.000 163.000 164.000 166.000 168.000 175.000Cadangan Daya 22.202 27.605 32.005 35.505 32.005 30.505 30.505 30.505 30.005 33.005 29.505 31.805Cadanagan Daya (N-1) -2.798 2.605 7.005 10.505 7.005 5.505 5.505 5.505 5.005 8.005 4.505 6.805Cadanagan Daya (N-2) -9.298 -3.895 505 4.005 505 -995 -995 -995 -1.495 1.505 -1.995 305

B U L A NPUSAT PEMBANGKITNo.Unit MERK

DAYATPASANG

(kW)

DAYA MAMPU (MW)

Lampiran 5 Neraca Daya Sistem Lombok Tahun 2013


OverhaulTerakhir

I PLTM

1 Pengga Waserkraft FS-275-760 D-79263 400 2.432 2.432 650 MO 3.082 3.732 4.382 5.032 5.682 6.332 6.982 7.632 8.282 8.932 9.582 10.232

II PLTD1 PLTD Ampenan CCM Sulzer 12 ZV 40/48 101359 - 370 6.368 15.613 2.785 263 SO 15.876 16.139 16.402 16.665 16.928 17.191 17.191 17.454 17.717 TO 17.980 18.243

CCM Sulzer 12 ZV 40/48 101371 - 382 6.368 5.206 498 200 TO 5.406 5.606 5.806 6.006 6.206 6.406 6.606 6.806 7.006 7.206 7.406 7.406CCM Sulzer 12 ZV 40/48 101383 - 394 6.368 186 186 200 MO 386 586 786 986 986 1.186 1.186 1.386 1.586 1.786 1.986 2.186

Niigata 12 PC 2.5 V 54956 5.500 14.148 80 200 SO 14.348 14.548 14.748 14.948 15.148 15.348 15.548 15.748 15.948 16.148 16.348 16.548New Sulzer 12 ZAV 40S 740247 7.600 20.687 1.500 500 SO 21.187 21.687 22.187 22.687 23.187 23.687 MO 24.187 24.687 25.187 25.687 25.687New Sulzer 12 ZAV 40S 740248 7.600 200 200 500 MO 700 1.200 1.700 2.200 2.700 3.200 3.700 4.200 4.700 5.200 5.700 6.200New Sulzer 12 ZAV 40S 740349 7.600 996 996 500 MO 1.496 1.996 2.496 2.996 3.496 3.996 4.496 4.996 5.496 5.996 6.496 6.996New Sulzer 12 ZAV 40S 740350 7.600 5.320 5.320 300 MO 5.620 5.920 TO 6.043 6.343 6.643 6.943 7.243 7.543 7.843 8.143 8.443

-2 PLTD Taman Ruston 8 RK 3C IH 8018 1.038 17.063 39 39 TO 17.102 17.102 17.141 17.180 17.219 17.258 17.297 17.336 17.375 17.414 17.453 17.492

Ruston 8 RK 3C IH 8017 1.038 15.289 2.926 39 SO 15.328 15.367 15.406 15.445 15.484 15.523 15.562 15.601 15.640 15.679 15.718 15.757Ruston 8 RK 3C IH 8843 1.040 13.312 13.312 - ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTB ATTBRuston 8 RK 3C IH 8844 1.040 15.769 496 39 SO 15.808 15.847 15.886 15.925 15.964 15.964 16.003 16.042 16.081 16.120 16.159 16.198

Pielstick 12 PC 2.5 V 3 1 3 6 5.400 10.763 2.500 500 TO 11.263 11.763 12.263 12.763 SO 13.263 13.763 14.263 14.763 15.263 15.763 16.263

3 PLTD Paokmotong Niigata 16 V 27,5V 175036 2.500 - - 26 MO 26 52 78 104 130 156 182 208 234 260 286 312Sulzer 12 ZV 40/48 91831 / 842 6.368 1.800 1.800 300 MO 2.100 2.400 2.700 3.000 3.300 3.600 3.900 4.200 4.500 4.800 5.100 5.126Sulzer 12 ZV 40/48 91843 / 854 6.368 1.200 1.200 300 MO 1.500 1.800 2.100 2.400 2.700 3.000 3.300 3.600 3.900 4.200 4.500 4.800Sulzer 12 ZV 40/48 101263/274 6.368 - - 300 MO 300 600 900 1.200 1.200 1.500 1.500 1.800 2.100 2.400 2.700 3.000Sulzer 12 ZV 40/48 101251/262 6.368 7.608 1.050 300 TO 7.908 8.208 8.508 8.808 9.108 9.408 9.708 10.008 10.308 10.608 10.908 SO

No.UNIT PEMBANGKIT Rencana Tahun 2013

Feb Mar Apr MayMerk Type No. Serie DayaTPS

JSMO(Des '12)

JSO(Des '12)

JKRata2 Jan Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Lampiran 6 Jadwal Pemeliharaan Pembangkit Sistem Lombok Tahun 2013


12,5 33,0

1,9 4,7

24,5 7,3 30,3

2,9 0,9 11,0

Keterangan :

MW

MVAr

a + jb : MW + MVAr 32,3 15,5

(TT/TM) : Tegangan Tinggi / Tegangan Menengah di GI 13,6 8,7

: Aliran Daya Tegangan Menegah (20 kV): Aliran Daya Tegangan Tinggi (150 kV)

: PLTD

: PLTU

PLTD TAMAN

20,6

5.7 + j2.5

20,2

2.4 + j2.8

20,7 2.9 - j0.5 20,3152,5 /

20,6

3.7 + j1.7

3.7 + j1.7

kV(TT/TM)

2.4

+ j1

.5

3.1 + j1.6

PLTD AMPENAN

4.4 + j0.4

6.2 + j1.9

6.2 + j1.9

PLTD P.MTONG GH BIAU GI AMPENAN

GI SENGKOL GI JERANJANG

152,1 /20.7

6.3 - j0.8152,3 /

20,66.3 - j0.8

Lampiran 7 Prakiraan Aliran Daya Kondisi 1 LWBP


24,5 44,8

5 12,0

37,5 4,2 41,9

11,3 0,5 13,0

Keterangan :

MW

MVAr

a + jb : MW + MVAr 63,8 18,9


: Aliran Daya Tegangan Menegah (20 kV)

: Aliran Daya Tegangan Tinggi (150 kV)

: PLTD

: PLTU

PLTD TAMAN

20,9

8.2 + j3.6

20.4

2.9 + j3.1

20,6 1.6 - j1.8 20,3152,1 /

20.9

3.9 + j1.9

3.9 + j1.9

kV(TT/TM)

9.3

+ j1

.6 10 + j1.8

PLTD AMPENAN

4.2 + j0.5

3.1 + j2.1

3.1 + j2.1



151,7 /20.7

12.3 + j1.5152,1 /

20.812.3 + j1.5

Lampiran 8 Prakiraan Aliran Daya Kondisi 1 WBP


10,1 28,5

2,5 7,8

30,9 5,0 25,0

2,7 2,4 6,8

Keterangan :

MW

MVAr

a + jb : MW + MVAr 43,8 10,5




: PLTD

: PLTU

PLTD TAMAN

20,5

5.2 + j2.1

20,3

1.5 + j1.8

20,6 5.2 - j2.4 20,4150,9 /

20,5

1.9 + j1.1

1.9 + j1.1

kV(TT/TM)

8.2

+ j1

.2

8.6 + j1.2

PLTD AMPENAN

0.3 - j0.6

4.1 + j2

4.1 + j2



150,8 /20,5

5.1 + j0.2151,0 /

20,65.1 + j0.2

Lampiran 9 Prakiraan Aliran Daya Kondisi 2 LWBP


29,6 45,8

0,4 12,6

48,0 12,4 44,9

10,6 4,5 14,0

Keterangan :

MW

MVAr

a + jb : MW + MVAr 75,2 19,4




: PLTD

: PLTU

PLTD TAMAN

20,6

8.7 + j3.7

20,3

3.1 + j3.2

20,3 5.5 - j2.9 20,2151,6 /

20,6

3.8 + j1.8

3.8 + j1.8

kV(TT/TM)

16.9

+ j1

.8 17 + j1.6

PLTD AMPENAN

13.2 - j2.7

0.6 + j3.3

0.6 + j3.3



151,6 /20,6

14.8 + j0.2151,3 /

20,814.8 + j0.2

Lampiran 10 Prakiraan Aliran Daya Kondisi 2 WBP


AGUSTUS1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

I GARDU INDUK AMPENAN

1 ~ Pengujian Thermovisi

2 ~ Bay Line PLTU Jeranjang 1

3 ~ Bay Line PLTU Jeranjang 2

4 ~ Bay Trafo 1. 150/20 kV, 30 MVA

* Incoming Trafo 1

5 ~ Bay Trafo 2. 150/20 kV, 30 MVA

* Incoming Trafo 2

6 ~ Pemeriksaan Pentanahan GI

7 ~ Pemeliharaan Battery

II


2 ~ Bay Line Ampenan 1

3 ~ Bay Line Ampenan 2

4 ~ Bay Line Sengkol 1

5 ~ Bay Line Sengkol 2

6 ~ Bay PLTU 1

7 ~ Bay PLTU 2

8 ~ Bay PLTU 3

9 ~ Bay Trafo 1

* Incoming Trafo 1



III GARDU INDUK SENGKOL


2 ~ Bay Line Jeranjang 1

3 ~ Bay Line Jeranjang 2

4 ~ Bay Trafo 1

* Incoming Trafo 1



TRIWULAN IJANUARI FEBRUARI MARETNO

TRIWULAN IIAPRIL MEI JUNI

TRIWULAN IIISEPTEMBER

TRIWULAN IVOKTOBER NOVEMBER DESEMBERPERALATAN YANG DIPELIHARA

BELUM BEROPERASI

GARDU INDUK JERANJANG

JULI

RENCANA PEMELIHARAAN TRAGI LOMBOK

BELUM BEROPERASI

Lampiran 11 Jadwal Pemeliharaan Penyaluran dan GI

rot.sl.2013

Documents