Rencana Operasi Bulanan
Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa
September 2016
KATA PENGANTAR
Buku Rencana Operasi Bulanan Sistem Khatulistiwa disiapkan oleh unit operasional PT PLN (Persero)
Area Pengaturan Distribusi dan Penyaluran (APDP) Bidang Operasi Sistem.
Rencana Operasi Bulanan disiapkan dan dibuat semata-mata hanya untuk tujuan penyediaan informasi.
Tidak satupun pernyataan dalam dokumen ini dapat dianggap sebagai suatu rekomendasi terbaik bagi
solusi terhadap permasalahan yang ada pada operasi sistem tenaga Khatulistiwa. Dokumen ini juga tidak
dimaksudkan untuk menyediakan semua informasi yang diperlukan bagi pihak-pihak yang
membutuhkan.
Pembaca yang ingin menggunakan informasi yang terdapat dalam dokumen ini hendaknya maklum
bahwa informasi tersebut dirangkum oleh PT PLN (Persero) APDP dari beberapa sumber terkait. Jika
diperlukan pembaca bisa melakukan pengecekan atas akurasi, kelengkapan, dan kesesuaian informasi
yang ada ke PT PLN (Persero) APDP.
Semua informasi yang terdapat pada dokumen ini hanya merupakan indikasi operasi sistem berdasarkan
perkembangan kondisi sistem mutakhir pada saat pembuatan dokumen ini. Mengingat kondisi sistem
yang dinamis dan cenderung untuk selalu berubah maka implementasi operasi sesungguhnya bisa
berbeda dari rencana operasi sesuai dokumen ini.
Pontianak, 31 September 2016
Manajer
EXECUTIVE SUMMARY
1. Beban dan Energi
Beban Puncak malam pada September 2016 diperkirakan mencapai 299.4 MW. Beban Puncak malam
tertinggi ini terjadi pada Rabu, 14 September 2016. Sedangkan beban puncak malam terendah terjadi
pada Minggu, 4 September 2016 sebesar 278.6 MW. Beban Puncak Siang pada September 2016
diperkirakan mencapai 244.0 MW. Beban Puncak Siang tertinggi ini terjadi pada Rabu, 14 September
2016. Sedangkan beban puncak siang terendah terjadi pada Sabtu, 3 September 2016 sebesar 205.0
MW. Prakiraan penerimaan energi dari perusahaan pembangkit pada September 2016 diperkirakan
sebesar 161,421,985, dari PT PLN Sektor Kapuas sebesar 14,953,850 kWh, dari Pembangkit Rental
sebesar 80,948,135 kWh dan dari Excess Power sebesar 720.000 kWh dan dari SEB Malaysia sebesar
64,800,000 kWh. Sedangkan Prakiraan Energi yang dikirim ke PT PLN Area Pontianak sebesar
125,229,741 kWh dan PT PLN Area Singkawang sebesar 31,307,435 kWh.
2. Pasokan Daya
Daya Mampu malam selama
September 2016
berkisar antara 309.6 - 320.6 MW, cadangan operasi
malam berkisar antara 12.6 – 41.8 MW dan tidak ada pemadaman malam. Berdasarkan kondisi
cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik malam sistem Khatulistiwa periode September
2016
dalam kondisi Normal 0 hari, Siaga 30 Hari, dan Defisit 0 Hari. Daya Mampu siang selama September
2016
berkisar antara 297.6 – 319.6 MW, cadangan operasi siang berkisar antara 58.9 – 109.0 MW.
Berdasarkan kondisi cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik siang sistem Khatulistiwa
periode
September 2016
selama 30 hari adalah 6 hari normal (cad. operasi> 1 unit pembangkit terbesar
90 MW), 24 hari dalam kondisi siaga (cad. operasi< 1 unit pembangkit terbesar 90 MW), dan 0 hari
dalam kondisi defisit ada pemadaman.
3. Bahan Bakar Minyak
Prakiraan pemakaian Bahan Bakar Minyak selama September 2016 berkisar 23.543.272 liter yang
terdiri dari pemakaian MFO sebesar 19.551.128 liter dan pemakaian HSD sebesar 3,992,144
Prakiraan produksi yang dihasilkan dari pemakaian MFO sebesar 81,431,000 kWh, dari pemakaian
HSD sebesar 14,470,985 kWh, dari EXCESS POWER sebesar 720,000 kWh dan dari SEB Malaysia
64.800.000 kWh.
4. Biaya Pokok Produksi
Prakiraan Biaya Pokok Produksi selama September berkisar Rp 1.002 /kWh dengan asumsi harga MFO
3.854 Rupiah/Liter dan HSD 5.418 Rupiah/Liter.
DAFTAR ISI
EXECUTIVE SUMMARY __________________________________________________________________ 3
DAFTAR ISI ___________________________________________________________________________ 4
1. PENDAHULUAN ______________________________________________________________________ 5
1.1.
T
UJUAN
________________________________________________________________________ 5
1.2.
K
ETENTUAN
G
RID
C
ODE
&
B
IDDING
R
ULES
_______________________________________________ 5
1.3.
L
INGKUP
B
AHASAN
_________________________________________________________________ 5
2.
BEBAN PUNCAK DAN ENERGI __________________________________________________________ 6
2.1.
B
EBAN
P
UNCAK
___________________________________________________________________ 6
2.2.
E
NERGI
________________________________________________________________________ 8
3.
PASOKAN DAYA _____________________________________________________________________ 8
3.1.
D
AYA
M
AMPU
N
ETTO
_______________________________________________________________ 8
3.2.
J
ADWAL
K
ETIDAKSIAPAN
P
EMBANGKIT
__________________________________________________ 10
3.3.
K
ESIAPAN
P
EMBANGKIT
____________________________________________________________ 10
3.4.
N
ERACA
D
AYA
___________________________________________________________________ 11
4.
KONDISI OPERASI __________________________________________________________________ 14
4.1
A
NALISA
A
LIRAN
D
AYA
______________________________________________________________ 15
4.2
A
NALISIS
H
UBUNG
S
INGKAT
__________________________________________________________ 15
5.
RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN _______________________________________________ 16
6.
RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL __________________________________________________ 16
7.
RENCANA PEMELIHARAAN PROTEKSI __________________________________________________ 16
8.
RENCANA PEMELIHARAAN TRAGI SINGKAWANG _________________________________________ 16
9.
MANAJEMEN ENERGI _______________________________________________________________ 17
9.1.
M
ODEL
S
ISTEM
__________________________________________________________________ 17
9.2.
A
LOKASI
P
ENERIMAAN
E
NERGI
_______________________________________________________ 18
9.3.
P
EMAKAIAN
E
NERGI
P
RIMER
_________________________________________________________ 19
9.4.
P
RAKIRAAN
N
ERACA
E
NERGI
_________________________________________________________ 20
9.5.
P
RAKIRAAN
B
IAYA
P
OKOK
P
RODUKSI
(BPP) ______________________________________________ 21
LAMPIRAN 2 PRAKIRAAN NERACA DAYA MALAM SEPTEMBER _________________________________ 26
LAMPIRAN 3 PRAKIRAAN NERACA DAYA SIANG SEPTEMBER __________________________________ 27
LAMPIRAN 4 RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN _______________________________________ 28
1. PENDAHULUAN
1.1. Tujuan
Pembuatan Rencana Operasi Bulanan (ROB) ini bertujuan untuk menyediakan informasi awal mengenai
kondisi operasi sistem tenaga listrik Khatulistiwa, termasuk kendala pasokan dan penyaluran yang akan
dihadapi pada September 2016. Dengan informasi yang tersedia diharapkan pengguna jaringan dan pihak
terkait lainnya dapat mengambil langkah – langkah antisipasi atau memberikan kontribusi untuk
meminimumkan dampak negatife yang mungkin akan dialami. Disamping itu, dokumen ini akan
digunakan sebagai dasar pengendalian operasi sistem tenaga listrik dalam horizon yang lebih pendek,
yaitu mingguan dan harian.
1.2. Ketentuan Grid Code & Bidding Rules
ROB ini disusun sesuai dengan ketentuan pada Scheduling & Dispatch Code (SDC) 3.0 sampai dengan
SDC 3.5 dari Aturan Sistem Kalimantan pada 2008. Ketentuan Grid Code tersebut mengatur proses
pembuatan rencana operasi bulanan, informasi yang disediakan pengguna Grid dan hal – hal yang harus
digunakan atau dipertimbangkan dalam memodelkan sistem dan merevisi prakiraan produksi pembangkit.
1.3. Lingkup Bahasan
Rencana Operasi Bulan September 2016 ini mencakup berbagai hal dengan urutan pembahasan sebagai
berikut:
Acuan Rencana Operasi
Beban Puncak dan Energi
Pasokan Daya
Kondisi Operasi
Rencana Pemeliharaan Pembangkit
Rencana Pemeliharaan Penyaluran
Rencana Pemeliharaan Scadatel
Rencana Pemeliharaan Proteksi
Rencana Pemeliharaan TRAGI Singkawang
Manajemen Energi
Sebagian besar informasi ditampilkan pada horizon harian selama satu bulan.
Pembahasan pada dokumen ini meliputi sistem Khatulistiwa yang tanggung jawab pengelolaannya berada
di tangan PLN APDP Kalimantan Barat, Bidang Operasi Sistem. Rencana Operasi September 2016 ini
mengacu pada realisasi operasi, informasi mutakhir mengenai kondisi dan status pembangkit dari
Perusahaan Pembangkit.
2. BEBAN PUNCAK DAN ENERGI
2.1. Beban Puncak
Prakiraan beban puncak malam September 2016 adalah seperti Tabel-2.1
.
Beban Puncak malam pada
September 2016 diperkirakan mencapai 299.4 MW. Beban Puncak malam tertinggi ini terjadi pada Rabu,
14 September 2016. Sedangkan beban puncak malam terendah terjadi pada Minggu, 4 September 2016
sebesar 278.6 MW.
Tabel-2.1 Prakiraan Beban Puncak Malam Sistem Khatulistiwa September 2016
Kamis
1
293.3
8
291.5
15
298.2
22
295.7
29
294.0
Jumat
2
292.0
9
290.1
16
296.8
23
294.3
30
292.6
Sabtu
3
281.8
10
288.3
17
285.9
24
284.2
Minggu 4
278.6
11
285.0
18
282.6
25
281.0
Senin
5
290.9
12
285.6
19
295.1
26
293.4
Selasa
6
291.3
13
298.0
20
295.5
27
293.8
Rabu
7
292.7
14
299.4
21
296.9
28
295.2
Beban (MW) Tgl. Beban (MW)
14 September 2016. Sedangkan beban puncak siang terendah terjadi pada Sabtu, 3 September 2016
sebesar 205.0 MW.
Tabel-2.2 Prakiraan Beban Puncak Siang Sistem Khatulistiwa
September 2016
Kamis
1
237.7
8
236.2
15
241.7
22
239.7
29
238.2
Jumat
2
236.4
9
234.8
16
240.3
23
238.3
30
236.9
Sabtu
3
205.0
10
209.8
17
208.0
24
206.8
Minggu 4
220.1
11
225.3
18
223.4
25
222.0
Senin
5
231.1
12
224.4
19
234.4
26
233.1
Selasa
6
233.2
13
238.6
20
236.6
27
235.2
Rabu
7
238.5
14
244.0
21
242.0
28
240.5
Beban (MW) Tgl. Beban (MW)
Hari
Tgl. Beban (MW) Tgl.
Beban (MW) Tgl.
Tgl. Beban (MW)
Kurva beban pada saat beban puncak malam bulan September 2016 dapat dilihat pada Gambar-2.2.
2.2. Energi
Penerimaan energi dari pembangkit pada September 2016 diperkirakan mencapai
161.421.985
kWh seperti
pada Tabel-2.4.
Tabel-2.4. Penerimaan Energi
September 2016
Penerimaan
Pusat Pembangkit
DMN
DMP
Energi
( MW )
( MW )
( kWh )
1
Pembangkit PLN
PLTG
Siantan
20,0
20,0
307.500
PLTD
Sei Raya
25,0
18,5
6.453.850
Siantan
28,6
8,9
3.401.100
Sei Wie
12,8
11,0
4.095.300
Sudirman
1,6
1,6
2.550
Sambas
2,8
1,6
693.550
PLTU
Parit Baru
-
-
-Total PLN
90,8
61,6
14.953.850
2
Pembangkit Rental
PLTD
Arti Duta Aneka Usaha 1
45,0
45,0
29.826.000
Arti Duta Aneka Usaha 2
17,0
17,0
7.038.000
Asta Keramasan Energi
24,0
16,0
11.520.000
Prastiwahyu Parit Baru
19,5
-
-Bugak Parit Baru
33,0
27,0
19.096.750
Arena Singkawang
18,0
-
-Sewatama 1 Pontianak
10,0
10,0
3.521.850
Sewatama 2 Pontianak
11,0
11,0
2.912.095
Sewatama 3A Pontianak
5,0
5,0
936.950
Sewatama 3B Pontianak
6,0
6,0
2.397.950
Sewatama Senggiring
11,0
11,0
1.562.700
Sewatama 3A Singkawang
10,0
10,0
1.179.850
Sewatama 3B Singkawang
10,0
10,0
955.990
Sewatama Sambas
0,0
0,0
-Total Rental
219,5
168,0
80.948.135
3
Excess Power
PLTU
Alas Kusuma
1,0
1,0
720.000
4
SEB
90,0
90,0
64.800.000
Sistem
401,3
320,6
161.421.985
3. PASOKAN DAYA
3.1. Daya Mampu
Daya Mampu Netto (DMN) per jenis pembangkit sistem Khatulistiwa pada September 2016 adalah 401,3
MW sedangkan Daya Mampu Pasok (DMP) 320,6 MW. Nilai DMN dan rincian DMP per jenis pembangkit
(dalam MW, jumlah unit dan %) untuk masing – masing perusahaan pembangkit dapat dilihat pada
Tabel-3.1.
Tabel-3.1. Komposisi DMN Pembangkit Sistem Khatulistiwa
Pembangkit
DMN
DMP
Unit
%
PLTG SIANTAN
20,0
20,0
1
6,2
PLTD SEI RAYA
25,0
18,5
3
5,8
PLTD SIANTAN
28,6
8,9
3
2,8
PLTD SEI WIE
12,8
11,0
6
3,4
PLTD SUDIRMAN
1,6
1,6
2
0,5
PLTD SBS
2,8
1,6
2
0,5
PLTU PARIT BARU
0,0
0,0
0
0,0
PLTD ADAU 1,2
45,0
45,0
5
14,0
PLTD ADAU 3
17,0
17,0
2
5,3
PLTD AKE
24,0
16,0
2
5,0
PLTD PRASTI WAHYU
19,5
0,0
0
0,0
PLTD BUGAK PBR
33,0
27,0
18
8,4
PLTD ARENA SKW
18,0
0,0
0
0,0
ALAS KUSUMA
1,0
1,0
1
0,3
SEB
90,0
90,0
1
28,1
SEB 2
0,0
0,0
0
0,0
PLTD Sewatama 1 Pontianak
10,0
10,0
10
3,1
PLTD Sewatama 2 Pontianak
11,0
11,0
11
3,4
PLTD Sewatama 3A Pontianak
5,0
5,0
5
1,6
PLTD Sewatama 3B Pontianak
6,0
6,0
6
1,9
PLTD Sewatama Senggiring
11,0
11,0
11
3,4
PLTD Sewatama 2 Singkawang
0,0
0,0
0
0,0
PLTD Sewatama 3A Singkawang
10,0
10,0
10
3,1
PLTD Sewatama 3B Singkawang
10,0
10,0
10
3,1
Total
401,3
320,6
109,0
100,0
Prakiraan komposisi Daya Mampu Pasok per pembangkit pada saat beban puncak September 2016 dapat
dilihat
pada Gambar-3.1
3.2. Jadwal Ketidaksiapan Pembangkit
Pada Bulan
September 2016
terdapat rencana pemeliharaan periodik yang dapat dilihat pada lampiran 1
3.3. Kesiapan Pembangkit
Prakiraan EAF pembangkit periode
September 2016
dapat dilihat pada Tabel-3.2. dibawah ini.
Tabel-3.2. Prakiraan EAF Pembangkit
PEMBANGKIT
EAF (%)
PLTG SIANTAN
100.0
PLTD SEI RAYA
84.0
PLTD SIANTAN
40.0
PLTD SEI WIE
81.9
PLTD SUDIRMAN
63.9
PLTD SBS
66.7
PLTU PARIT BARU
0.0
PLTD ADAU 1,2
92.1
PLTD ADAU 3
57.5
PLTD AKE
66.7
PLTD PRASTI WAHYU
0.0
PLTD BUGAK PBR
81.8
PLTD ARENA SKW
0.0
ALAS KUSUMA
100.0
SEB
100.0
SEB 2
0.0
TAMA 1 PTK
98.8
TAMA 2 PTK
98.8
TAMA 3A PTK
98.8
TAMA 3B PTK
99.2
TAMA SGR
99.6
TAMA 2 SKW
0.0
TAMA 3A SKW
98.8
TAMA 3B SKW
98.5
TAMA SBS
0.0
3.4. Neraca Daya
Berdasarkan data mutakhir mengenai prakiraan beban dan ketidaksiapan pembangkit sebagai akibat dari
pemeliharaan, maka prakiraan neraca daya beban puncak malam sistem Khatulistiwa
September 2016
adalah seperti terlihat pada Gambar-3.2.
Gambar-3.2. Prakiraan Neraca Daya Malam September 2016
Daya Mampu malam selama
September 2016
berkisar antara 309.6 - 320.6 MW, cadangan operasi malam
berkisar antara 12.6 – 41.8 MW dan tidak ada pemadaman malam. Berdasarkan kondisi cadangan
operasi tersebut, maka pasokan listrik malam sistem Khatulistiwa periode September
2016
dalam kondisi
Normal 0 hari, Siaga 30 Hari, dan Defisit 0 Hari. Rincian Neraca Daya
September 2016
dapat dilihat pada
Tabel-3.3 dan Lampiran 2.
Tabel-3.3. Neraca Daya Malam September 2016
Tgl
Daya
Mampu
Netto
PO
MO
Terlayani
Beban
Daya
Mampu
Pasok
Beban
Puncak
Cad. Ops Padam
Kondisi
1
401.3
0.0
80.7
293.3
320.6
293.3
27.3
0.0
Siaga
2
401.3
0.0
80.7
291.9
320.6
291.9
28.7
0.0
Siaga
3
401.3
0.0
80.7
281.6
320.6
281.6
39.0
0.0
Siaga
4
401.3
0.0
80.7
278.8
320.6
278.8
41.8
0.0
Siaga
5
401.3
8.5
80.7
291.1
312.1
291.1
21.0
0.0
Siaga
6
401.3
8.5
80.7
289.6
312.1
289.6
22.5
0.0
Siaga
7
401.3
8.5
80.7
292.6
312.1
292.6
19.5
0.0
Siaga
8
401.3
8.5
80.7
291.6
312.1
291.6
20.5
0.0
Siaga
9
401.3
8.5
80.7
290.1
312.1
290.1
22.0
0.0
Siaga
10
401.3
8.5
80.7
288.5
312.1
288.5
23.6
0.0
Siaga
11
401.3
8.5
80.7
285.1
312.1
285.1
27.0
0.0
Siaga
12
401.3
8.5
80.7
285.6
312.1
285.6
26.5
0.0
Siaga
13
401.3
8.5
80.7
296.1
312.1
296.1
16.0
0.0
Siaga
14
401.3
8.5
80.7
299.5
312.1
299.5
12.6
0.0
Siaga
15
401.3
8.5
80.7
298.3
312.1
298.3
13.8
0.0
Siaga
16
401.3
8.5
74.2
296.9
318.6
296.9
21.7
0.0
Siaga
17
401.3
8.5
74.2
282.5
318.6
282.5
36.1
0.0
Siaga
18
401.3
8.5
74.2
282.5
318.6
282.5
36.1
0.0
Siaga
19
401.3
17.5
74.2
295.1
309.6
295.1
14.5
0.0
Siaga
20
401.3
17.5
74.2
293.6
309.6
293.6
16.0
0.0
Siaga
21
401.3
17.5
74.2
297.0
309.6
297.0
12.6
0.0
Siaga
22
401.3
17.5
74.2
295.6
309.6
295.6
14.0
0.0
Siaga
23
401.3
17.5
74.2
294.4
309.6
294.4
15.2
0.0
Siaga
24
401.3
17.5
74.2
284.4
309.6
284.4
25.2
0.0
Siaga
25
401.3
17.5
74.2
281.0
309.6
281.0
28.6
0.0
Siaga
26
401.3
17.5
74.2
293.3
309.6
293.3
16.3
0.0
Siaga
27
401.3
17.5
74.2
291.9
309.6
291.9
17.7
0.0
Siaga
28
401.3
17.5
74.2
295.3
309.6
295.3
14.3
0.0
Siaga
29
401.3
17.5
74.2
294.0
309.6
294.0
15.6
0.0
Siaga
30
401.3
9.0
74.2
292.6
318.1
292.6
25.5
0.0
Siaga
Sedangkan prakiraan neraca daya beban puncak siang sistem Khatulistiwa
September 2016
adalah seperti
terlihat pada Gambar-3.3.
Gambar-3.3. Prakiraan Neraca Daya Siang September 2016
Daya Mampu siang selama September
2016
berkisar antara 297.6 – 319.6 MW, cadangan operasi siang
berkisar antara 58.9 – 109.0 MW. Berdasarkan kondisi cadangan operasi tersebut, maka pasokan listrik
siang sistem Khatulistiwa periode
September 2016
selama 30 hari adalah 6 hari normal (cad. operasi> 1
unit pembangkit terbesar 90 MW), 24 hari dalam kondisi siaga (cad. operasi< 1 unit pembangkit terbesar
90 MW), dan 0 hari dalam kondisi defisit ada pemadaman. Rincian Neraca Daya Siang
September 2016
dapat dilihat pada Tabel-3.4 dan Lampiran 3.
Tabel-3.4. Neraca Daya Siang September 2016
Tgl
Daya
Mampu
Netto
PO
MO
Terlayani
Beban
Daya
Mampu
Pasok
Beban
Puncak
Cad. Ops Padam Kondisi
1
401.3
3.0
80.7
237.9
317.6
237.9
79.7
0.0
Siaga
2
401.3
1.0
80.7
236.4
319.6
236.4
83.2
0.0
Siaga
3
401.3
4.0
83.2
205.1
314.1
205.1
109.0
0.0
Normal
4
401.3
3.0
80.7
220.1
317.6
220.1
97.5
0.0
Normal
5
401.3
13.0
89.2
231.2
299.1
231.2
67.9
0.0
Siaga
6
401.3
6.0
89.2
233.3
306.1
233.3
72.8
0.0
Siaga
7
401.3
2.8
89.2
238.5
309.3
238.5
70.8
0.0
Siaga
8
401.3
10.8
89.2
236.3
301.3
236.3
65.0
0.0
Siaga
9
401.3
4.8
89.2
234.8
307.3
234.8
72.5
0.0
Siaga
10
401.3
5.0
92.7
209.7
303.6
209.7
93.9
0.0
Normal
11
401.3
0.0
89.2
225.2
312.1
225.2
86.9
0.0
Siaga
12
401.3
1.0
89.2
224.3
311.1
224.3
86.8
0.0
Siaga
13
401.3
9.5
89.2
238.6
302.6
238.6
64.0
0.0
Siaga
14
401.3
9.3
89.2
243.9
302.8
243.9
58.9
0.0
Siaga
15
401.3
4.8
89.2
241.9
307.3
241.9
65.4
0.0
Siaga
16
401.3
1.0
82.7
240.4
317.6
240.4
77.2
0.0
Siaga
17
401.3
3.0
82.7
208.1
315.6
208.1
107.5
0.0
Normal
18
401.3
5.0
82.7
223.5
313.6
223.5
90.1
0.0
Normal
19
401.3
6.0
91.7
234.2
303.6
234.2
69.4
0.0
Siaga
20
401.3
6.0
91.7
236.8
303.6
236.8
66.8
0.0
Siaga
21
401.3
6.0
94.2
242.0
301.1
242.0
59.1
0.0
Siaga
22
401.3
6.0
91.7
239.5
303.6
239.5
64.1
0.0
Siaga
23
401.3
12.0
91.7
238.2
297.6
238.2
59.4
0.0
Siaga
24
401.3
1.0
91.7
206.8
308.6
206.8
101.8
0.0
Normal
25
401.3
1.0
91.7
222.2
308.6
222.2
86.4
0.0
Siaga
26
401.3
7.0
91.7
233.1
302.6
233.1
69.5
0.0
Siaga
27
401.3
9.0
91.7
235.1
300.6
235.1
65.5
0.0
Siaga
28
401.3
9.3
91.7
240.6
300.3
240.6
59.7
0.0
Siaga
29
401.3
2.8
91.7
238.2
306.8
238.2
68.6
0.0
Siaga
30
401.3
7.0
94.2
236.9
300.1
236.9
63.2
0.0
Siaga
4. KONDISI OPERASI
Prakiraan beban puncak Sistem Khatulistiwa Bulan September Tahun 2016 terjadi pada tanggal 14
September 2016 sebesar 299.4 MW. Aliran daya Sistem Khatulistiwa pada periode beban puncak tersebut
diperlihatkan pada Gambar-4.1
4.1 Analisa Aliran Daya
Adapun aliran daya Sistem Khatulistiwa pada saat beban puncak Bulan September 2016 adalah sebagai
berikut:
-89,4 <<<< 89,5 -89,5 <<<< 90,0 -6,9 <<<< 9,2 -9,2 <<>>-101,2 82,7 5,4>>>> >>>> -81,7 -10,0 31,8 >>>>-31,5 19,2 >>>> -19,2 17,8 >>>>-17,7 13,4>>>>-13,4 1,8 >>>>-12,5 8,6 >>>> -13,8 9,5 >>>>-10,4 9,7 >>>>-11,9 27,2 0,5>>>> >>>> 18,3 5,5>>>> >>>> 2,4 -2,4>>>> <<<< -27,1 -8,4 -18,2 -6,6 -2,4 0,5 >>>>MW >>>>Mvar 154,9 6,74 277,6 275,0SESCO
90,0
MW
GI BENGKAYANG BENGKAYANG MAMBONG
LOAD
299,4
MW
1,03 1,69 1,01 1,00
LOSSES
3,3
MW
GI SINGKAWANG GI SENGGIRING GI PARIT BARU GI SIANTAN
152,3 51,8 150,3 24,1 149,4 17,7 148,7 0,99 9,4 1,02 13,0 1,00 6,0 1,00 4,4 1,01 6,8 pu Mvar Load GI SAMBAS Substation 151,3 27,0 kV MW Load GI SEI RAYA 148,3 114,2 0,99 28,6 37,4 20,5 5,15 148,7 1,0 GI KOTA BARU
Gambar-4.1. Gambar Aliran Daya Bulan September 2016
4.2 Analisis Hubung Singkat
Berdasarkan
simulasi software Digsilent, arus hubung singkat pada Sistem Khatulistiwa disetiap Bus
gardu induk masih dibawah batas kemampuan
Breaking Capacity PMT. Adapun arus hubung singkat
terbesar pada GI 150 kV terdapat pada GI Bengkayang sebesar 7.1 kA dan arus hubung singkat terkecil
di GI Sambas sebesar 3.2 kA. Arus hubung singkat pada GITET 275 kV adalah sebesar 7.2 kA. Arus
hubung singkat terbesar pada GI 20 kV terdapat pada GI Sei Raya Trafo 2 sebesar 21.5 kA dan arus
hubung singkat terkecil di GI Sambas Trafo 1 & 2 sebesar 6.0 kA. Arus hubung singkat terdapat pada
gambar berikut :
GARDU INDUK
SHORT CIRCUIT 150
kV
3P (kA)
LG (kA)
SEI RAYA
5.7
2.3
SIANTAN
6.1
2.5
KOTA BARU
4.8
2.2
PARIT BARU
5.9
2.6
SENGGIRING
5.4
2.7
SINGKAWANG
6.1
3.8
SAMBAS
3.2
2.0
BENGKAYANG
7.1
7.5
GARDU INDUK EKSTRA
TINGGI
SHORT CIRCUIT 275
kV
3P (kA)
LG (kA)
BENGKAYANG
7.2
5.1
Gambar-4.2.2 Arus Hubung Singkat Gardu Induk Ekstra Tinggi 275 kV
GARDU INDUK
TRAFO
SHORT CIRCUIT 20 kV
3P (kA)
LG (kA)
SEI RAYA
1
16.8
0.3
2
21.5
0.3
3
20.2
0.3
SIANTAN
1
17.8
0.3
2
16.4
0.3
KOTA BARU
1
6.6
0.3
2
6.5
0.3
PARIT BARU
1
9.9
0.3
2
13.0
0.3
SENGGIRING
1
9.4
0.3
2
6.4
0.3
SINGKAWANG
1
17.1
0.3
2
11.6
0.3
SAMBAS
1
6.0
0.3
2
6.0
0.3
BENGKAYANG
1
7.1
0.3
Gambar-4.2.2 Arus Hubung Singkat Gardu Induk 20 kV
5. RENCANA PEMELIHARAAN PENYALURAN
Pada Bulan September
2016
terdapat beberapa rencana pemeliharaan Penyaluran seperti pada Lampiran
4
6. RENCANA PEMELIHARAAN SCADATEL
9. MANAJEMEN ENERGI
9.1. Model Sistem
Model yang digunakan dalam Optimasi Prosym dan Opsym sistem pembangkitan periode
September 2016
adalah seperti terlihat pada Gambar-7.1.
Gambar-7.1. Model Sistem Tenaga Listrik Khatulistiwa
Adapun Merit Order pembangkit Sistem Khatulistiwa adalah sebagai berikut:
1. SEB
2. PLTU Alas Kusuma
3. PLTD Arti Duta 2
4. PLTD Arti Duta 1
5. PLTD Asta Keramasan Energi
6. PLTD Bugak
7. PLTD Prasti Wahyu Parit Baru
8. PLTD Arena Maju Bersama Singkawang
9. PLTD Sei Raya
10. PLTD Siantan
11. PLTD Sei Wie
12. PLTD Sudirman
13. PLTD Sambas
14. PLTD Sewatama
15. PLTG Siantan
9.2. Alokasi Penerimaan Energi
Rincian prakiraan alokasi penerimaan energi dari pusat – pusat pembangkit untuk September
2016
dapat
dilihat pada Tabel-7.1 dan Gambar-7.2.
Tabel-7.1. Prakiraan Alokasi Energi Sistem Khatulistiwa September 2016
Penerimaan
Pusat Pembangkit
DMN
DMP
Energi
CF
( MW )
( MW )
( kWh )
( % )
1
Pembangkit PLN
PLTG
Siantan
20,0
20,0
307.500
2,1
PLTD
Sei Raya
25,0
18,5
6.453.850
48,5
Siantan
28,6
8,9
3.401.100
53,1
Sei Wie
12,8
11,0
4.095.300
51,7
Sudirman
1,6
1,6
2.550
0,2
Sambas
2,8
1,6
693.550
60,2
PLTU
Parit Baru
-
-
-
-Total PLN
90,8
61,6
14.953.850
33,7
2
Pembangkit Rental
PLTD
Arti Duta Aneka Usaha 1
45,0
45,0
29.826.000
92,1
Arti Duta Aneka Usaha 2
17,0
17,0
7.038.000
57,5
Asta Keramasan Energi
24,0
16,0
11.520.000
100,0
Prastiwahyu Parit Baru
19,5
-
-
-Bugak Parit Baru
33,0
27,0
19.096.750
98,2
Arena Singkawang
18,0
-
-
-Sewatama 1 Pontianak
10,0
10,0
3.521.850
48,9
Sewatama 2 Pontianak
11,0
11,0
2.912.095
36,8
Sewatama 3A Pontianak
5,0
5,0
936.950
26,0
Sewatama 3B Pontianak
6,0
6,0
2.397.950
55,5
Sewatama Senggiring
11,0
11,0
1.562.700
19,7
Sewatama 3A Singkawang
10,0
10,0
1.179.850
16,4
Sewatama 3B Singkawang
10,0
10,0
955.990
13,3
Sewatama Sambas
0,0
0,0
-
-Total Rental
219,5
168,0
80.948.135
66,9
3
Excess Power
PLTU
Alas Kusuma
1,0
1,0
720.000
100,0
4
SEB
90,0
90,0
64.800.000
100,0
9.3. Pemakaian Energi Primer
Rincian prakiraan pemakaian Bahan Bakar dan Produksi per Bahan Bakar untuk September
2016
dapat
dilihat pada Tabel-7.2 dan Gambar-7.3, Gambar-7.4.
Tabel-7.2. Prakiraan pemakaian BBM dan produksi per BBM September 2016
Penerimaan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Perkiraan Pusat Pembangkit DMN DMP Energi CF Produksi Produksi Produksi Produksi Produksi Pemakaian Pemakaian
( MW ) ( MW ) ( kWh ) ( % ) MFO HSD EXCESS POWER BATU BARA SEB MFO HSD 1 Pembangkit PLN PLTG Siantan 20,0 20,0 307.500 2,1 307.500 123.000 PLTD Sei Raya 25,0 18,5 6.453.850 48,5 6.453.850 1.581.193 Siantan 28,6 8,9 3.401.100 53,1 3.401.100 850.275 Sei Wie 12,8 11,0 4.095.300 51,7 4.095.300 1.069.432 Sudirman 1,6 1,6 2.550 0,2 2.550 689 Sambas 2,8 1,6 693.550 60,2 693.550 183.417 PLTU Parit Baru - - - -
-Total PLN 90,8 61,6 14.953.850 33,7 13.950.250 1.003.600 3.500.900 307.106
2 Pembangkit Rental
PLTD Arti Duta Aneka Usaha 1 45,0 45,0 29.826.000 92,1 29.826.000 7.068.762 Arti Duta Aneka Usaha 2 17,0 17,0 7.038.000 57,5 7.038.000 1.668.006 Asta Keramasan Energi 24,0 16,0 11.520.000 100,0 11.520.000 2.730.240 Prastiwahyu Parit Baru 19,5 - - - - -Bugak Parit Baru 33,0 27,0 19.096.750 98,2 19.096.750 4.583.220 Arena Singkawang 18,0 - - - - -Sewatama 1 Pontianak 10,0 10,0 3.521.850 48,9 3.521.850 968.509 Sewatama 2 Pontianak 11,0 11,0 2.912.095 36,8 2.912.095 800.826 Sewatama 3A Pontianak 5,0 5,0 936.950 26,0 936.950 257.661 Sewatama 3B Pontianak 6,0 6,0 2.397.950 55,5 2.397.950 659.436 Sewatama Senggiring 11,0 11,0 1.562.700 19,7 1.562.700 421.929 Sewatama 3A Singkawang 10,0 10,0 1.179.850 16,4 1.179.850 318.560 Sewatama 3B Singkawang 10,0 10,0 955.990 13,3 955.990 258.117 Sewatama Sambas 0,0 0,0 - - - -Total Rental 219,5 168,0 80.948.135 66,9 67.480.750 13.467.385 - 16.050.228 3.685.038 3 Excess Power
PLTU Alas Kusuma 1,0 1,0 720.000 100,0 720.000
4 SEB 90,0 90,0 64.800.000 100,0 64.800.000
Sistem 401,3 320,6 161.421.985 69,9 81.431.000 14.470.985 720.000 - 64.800.000 19.551.128 3.992.144
