41
Minggu - 10 Perencanaan Jaringan Transmisi Dan Perencanaan Gardu Induk
Minggu - 10
Perencanaan Jaringan Transmisi
Dan Perencanaan Gardu Induk
• Metodologi • Proses Perencanaan • Review Saluran Transmisi • Contoh Perencanaan Transmisi
Metodologi (1) Perencanaan Transmisi dan perluasan gardu induk relatif lebih sederhana dibandingkan dengan perencanaan pembangkit. 3 hal fundamental yang perlu diperhatikan adalah analisa hubung singkat, analisa load flow dan analisa stabilitas sistem. Sebelum melakukan analisa tersebut, tentunya sudah dilakukan simulasi produksi dengan economic dispatch pada beban puncak. Analisa load flow membawa kita kepada perkiraan identifikasi saluran-saluran transmisi yang akan mengalami overload. Analisa Stabilitas, mengidentifikasi gangguan-gangguan yang menyebabkan kemungkinan sistem menjadi tidak stabil, dengan pengetahuan ini, maka dapat dilakukan sisipan-sisipan saluran transmisi untuk mengurangi dampaknya. Dalam hal perencanaan gardu induk perlu juga dilakukan analisa hubung singkat, untuk mengetahui apakah batas short circuit level dari suatu peralatan sudah terlampaui. Perhatikan kriteria n-1, yaitu bahwa harus ada cadangan saluran atau trafo pada gardu induk dalam hal satu saluran transmisi atau trafo terganggu. Perhatikan beban saluran transmisi yang sudah melebihi 70%, sehingga diperlukan perluasan jaringan.
Proses Perencanaan
Tahapan 1. Lakukan prakiraan beban untuk tahun-tahun mendatang 2. Distribusikan beban-beban secara spatial ke gardu-gardu induk 3. Proses Perencanaan Transmisi dan Gardu induk
a. Tentukan lokasi pembankit-pembangkit baru dari hasil perencanaan pembangkit.
b. Rencanakan saluran yang menghubungkan pembangkit baru ke jaringan terdekat
c. Lakukan simulasi produksi dengan economic dispatch pada BP d. Lakukan analisa load flow e. Lakukan analisa hubung singkat f. Lakukan analisa stabilitas g. Identifikasi saluran-saluran yang mendekati overload h. Identifikasi beban-beban gardu induk yang mendekati overload i. Tegangan gardu induk yang kurang dari standar j. Rencanakan perluasan saluran transmisi k. Rencanakan tambahan trafo-trafo baru atau gardu-gardu induk baru
TOPOLOGI JARINGAN 500 kV SISTEM JAWA BALI
BALI
RCKEK
2006
JAWA
CLGON
SLAYA
KMBNG
BKASI
GNDUL
CWANG
CIBNG CRATA
SGLNG
BDSLN
KLTEN
SBBRT
GRSIK
SBLTN
PITON
KDBRU
MADURA
BLRJA
DEPOK
MRTWR
TJATI BARU
NGBNG
GRATI
TSMYA 2005
2006
2009
RWALO 2011
PMLNG 2011
2007
TJATI.A/C 2010
T.AWAR
2010
2006/7
CSKAN 2012
PKLAN U 2012
2006
BJGRA 2008
BNGIL 2011
NGORO 2015
MNRJO 2012
LGDAR 2010 2007
CLCAP 2011
KAPAL 2011
2012
T. Jati B SCPP
GU
G
U
GU
U
A
A
GU
U
U GU
U
U
U
U U
U
U
U
U
G
N
E
S
W
Electricity
For
A Better
Life
PT PLN ( Persero)
DIREKTORAT TRANSMISI DAN DISTRIBUSI
KANTOR PUSAT
PETA JARINGAN 500 kV
SISTEM JAWA BALI
Sub DIREKTORAT
PERENCANAAN SISTEM
PLTD
PLTGU
PLTU
PLTG PLTA Kit Eksisting
Kit Rencana
Rencana 500 kV
Rencana 500 kV
PLTP
D
A
P
U
G
GU
Edit
Mei 2007
P
U
CBATU LKONG 2015
UNGAR
MDCAN
LABUHAN
2009,2010
SURALAYA EXT
2009
T. NAGA
2009,2010
JABAR UTARA
2009,2010
U
REMBANG
2009
PAITON
2009
JABAR SELATAN
2009,2010
JATIM SELATAN
2009,2010
TJATI
T i m o
S i d o a r j o
S E M A R A
B Y N D O
A
S R N D L
K L S R I
GRGOL
TMGNG
KBSEN BTANG
A
PMLNG
BRBES PKLON
WLERI
BMAYU
KLBKL
DIENG
GRUNG A
MRICA
SMPOR
A A
A
LMNIS SNTRA GBONG D
WATES
KNTUG
PWRJO
SCANG SGRAH
SMANU
BNTUL
KLTEN
PEDAN
GJYAN
WSOBO BAWEN A
BRNGI
JELOK A SDRJO
A KDMBO
WNSRI
JAJAR
A WNRGI
PALUR
SRGEN
MNRJO
A KLMBU
BJGRO
KRIAN
PWRDI
MRGEN
SYUNG
KUDUS
JPARA
GU
TBROK GU
KLNGU
KRPYK
POLIS
UNGAR
SRAGI
BDSLN
RWALO
MNANG
TSMYA
BNJAR
U
PDLAM
KDBRU
BRJAN
WALIN
TJATI
JKULO
MKGRA
MJNGO
REGION-IV KBMEN
CEPU
BLORA
RBANG
PATI
TOPOLOGI JARINGAN REGION JAWA TENGAH DAN DIY
REGION-III
Keramasan
Bukit Asam
Prabumulih
Baturaja
Tarahan
Tl. Betung
Sribawono
Curup
Tes HPP
Sukamerindu
Bangko
Tl.Kelapa
Borang
Mariana
Bukit Kemuning Kotabumi
Besai HPP
Pagelaran
Lubuk Linggau
BENGKULU
JAMBI
SUMSEL
LAMPUNG
Payo Selincah
Aur Duri
Adijaya
PLTA B.Tegi
Excess Power
PERTAMINA+PUSRI
(2001)
Metro
Gumawang
1. PLTG Apung
2. PLTG Ex Pulo Gadung
3. IPP Palembang Timur
Menggala
Betung
PLTG KAJI
Bungus
Kuala Tungkal
Rengat
Garuda Sakti
Bangkinang
Kt.Panjang
HPP
Maninjau HPP Batusangkar
Ombilin
Kiliranjao
RIAU
SUMBAR
Solok
Dumai
Lubuk Alung
Pauh Limo
S.Haru
T.Kuantan
Bagan Batu
Kulim
S.Lilin S.Penuh
2x7 MW, 2009, 2010
Natar
TGNNG
Lahat
Pagar Alam
Singkarak HPP
Pd. Luar
Teluk Lembu
Duri
N A D
Banda Aceh
Sigli
Bireueun Lhokseumawe
Idie
Talang Cut Langsa
PLTA
Sipan Sipahoras
PLTU Sibolga
Pd. Sidempuan
Tarutung
Tele
Sidikalang
Brastagi
Titi Kuning
P. Geli
Binjai
P.Brandan
Sei.Rotan
PLTG/U Belawan
Perbaungan
T.Tinggi K.Tanjung
G.Para
P.Siantar
Kisaran
Aek Kanopan
R.Prapat
K.Pinang
G.Tua
Panyabungan
PLTP Sarula
Meulaboh
Takengon
Kayu Agung
Sp. Surabaya
Simangkuk
Galang
B. Pidhie
T. Tuan
Subulussalam
Kotacane
Jantho
PLTA Peusangan
U
U
U
A
U
A
A
G A
G
A A
A
A
U
U
GU
A
55
90
52 18,2
65,5
16
37,5
16,8
30
61,7
U
P
G G
U
A
Indarung
Salak
Payakumbuh
Porsea
Sibolga
A
G
A
A
G
P
U
G
Simpang Tiga
N
E
S
W
PT PLN (Persero)
DIREKTORAT TRANSMISI DAN DISTRIBUSI
KANTOR PUSAT
PETA JARINGAN TRANSMISI
SISTEM SUMATERA PERENCANAAN SISTEM
PLTD
PLTGU
PLTU
PLTG PLTA Kit Eksisting
Kit Rencana
Transmisi 500 kV
PLTP
D
A
P
U
G
GU
Edit
Mei 2007
Transmisi 275 kV
Transmisi 150 kV
Trans Eksisting
Trans Rencana
Transmisi 70 kV
Electricity
For
A Better
Life
U Bayung Lincir
2x100 MW, 2009
Bayung Lincir
2x150 MW, 2009
HVDC Interconnection
Kambang 1 & 2
2x200 MW, 2011, 2012
Musi HPP
1x210 MW, 2006
LumutBalai GeoPP
1 x 110 MW, 2012
Kalianda 1 & 2
2x6 MW, 2009, 2010
Tarahan 1& 2
2x100 MW, 2008, 2009
Tarahan Baru 1& 2
2x100 MW, 2009, 2010
Muara Enim SCPP
4 x 600 MW
Musi Rawas SCPP
2 x 600 MW
Cirenti 1 & 2 SCPP
2 x 150 MW, 2013, 2014
Merangin-HPP
1x350 MW, 2015
Meulaboh 1 & 2
2x100 MW, 2010,
2011
Lb. Angin-SCPP
2x115 MW, 2008, 2009
Sarulla-GeoPP 1-2
1x110 MW, 2011
Sarulla-GeoPP 3
1x55 MW, 2012
Sarulla-GeoPP 4-5,
1x110 MW, 2014
Sarulla-GeoPP 6
1x55 MW, 2015
Sibolga A1,A2
2x100 MW, 2010, 2011
Medan Baru
1x150 MW, 2009
Seulawah
110 MW, 2012
Sumbar Pesisir 1 & 2
2x100 MW, 2009, 2010
U
P
U Bengkalis 1 & 2
2x7 MW, 2013, 2014
Bengkalis 3 & 4
1x14 MW, 2012
Rengat 1 & 2
2x7 MW, 2009 U U Sel. Panjang 1 & 2
2x7 MW, 2009
Sel. Panjang 1 & 2
2x7 MW, 2010
G
Keramasan 1 & 2
2x50 MW, 2009 GU
Keramasan 1 & 2
1x86 MW, 2010
U Air Anyer 1 & 2
1x10 MW, 2010
P Ulubelu
1 x 110 MW, 2010
U
Mantung 1 & 2
1x10 MW, 2009
Sibayak
1x10 MW, 2007
PLTA Asahan
P
G Sengeti
1x28 MW, 2008
G G
Muba
1x80 MW, 2009
G. Megang
2x40 MW, 2007
U
Sumut Inf. Summit
2x200 MW, 2012, 2013 Asahan I
1 x180 MW, 2010
Asahan III
1x154 MW, 2012
U
Tj Balai Karimun 1 & 2
2x6 MW, 2009
Tj Balai Karimun 1 & 2
2x7 MW, 2009
Tj Balai Karimun 3 & 4
2x6 MW, 2009
U Tembilahan 1 & 2
2x7 MW, 2009
Tj Pinang 1 & 2
2x10 MW, 2009 U
U
Belitung 1 & 2
1x6 MW, 2008
Belitung 1 & 2
1x6 MW, 2009
U Bangka 1 & 2
1x10 MW, 2009
U
U Lampung Tengah 1 - 2
1 x 12 MW, 2009
GU Palembang Timur
1x150 MW, 2010
G Jambi
1x11 MW, 2009
U S. Penuh GU
Inderalaya
1x40 MW, 2009
Peta Jaringan Transmisi Sumatera
Kalianda
Sutami
Gorontalo
Buroko
Lolak
Kotamubagu
Lopana Kawangkoan Tomohon
Telling
Ranomut
Likupang
Sawangan
P U
G
A
A
Sidrap Pinrang
Pare-pare
Polmas
Maros Pangkep
Tello
Bulukumba
Watampone
Soppeng
Makale
Palopo
Jeneponto Takalar
S.Minasa
Panakukkang
A
U
Majene
Mamuju
Siwa
Wotu
Malili
Kolaka
Unaaha
U
U
A
A
A A
U
A G
PT PLN ( (Persero)
DIREKTORAT TRANSMISI DAN DISTRIBUSI
KANTOR PUSAT
PETA JARINGAN 500 kV
SISTEM SULAWESI
Sub DIREKTORAT
PERENCANAAN SISTEM
PLTD
PLTGU
PLTU
PLTG PLTA Kit Eksisting
Kit Rencana
Transmisi 500 kV
PLTP
D
A
P
U
G
GU
Edit
Mei 2007
Transmisi 275 kV
Transmisi 150 kV
Trans Eksisting
Trans Rencana
Transmisi 70 kV
Bitung
2x35 MW, 2008, 2016
Tanggari
1x35 MW, 2008
Tonsea Lama
1x35 MW, 2008
Lahendong 1 & 2
2x20 MW, 2007, 2008
Amurang 1 & 2
2x55 MW, 2010, 2011
Amurang Baru 1 & 2
2x25 MW, 2010
Sulut 1& 2
2x25 MW, 2013, 2014
U
Gorontalo 1 & 2
2x6 MW, 2009
Gorontalo Baru 1 & 2
2x25 MW, 2009
Palu PJPP 1 & 2
2x15 MW, 2007
Poso
1x120 MW, 2009
Poso
1x7 MW, 2010
Bonto Batu
1x100 MW, 2016
Malea
1x182 MW, 2016
Bakaru 2
2x63 MW, 2013, 2014
Poko
1x120 MW, 2009 Sengkang
1x120 MW, 2009
Sektor Tello
1x120 MW, 2009
Jeneponto 1 & 2
1x100 MW, 2011, 2012
Bosowa 1 & 2
1x100 MW, 2010, 2011
Tamboli
1x120 MW, 2009
Kendari
1x20 MW, 2009
Kendari
1x20 MW, 2010
Takalar Baru 1 & 2
2x100 MW, 2013, 2014
U
U Tawaeli 1 & 2
2x7 MW, 2009
G Sengkang
1x20 MW, 2008
Sengkang
1x45 MW, 2009
CONTOH
Contoh Perencanaan Transmisi 1. Contoh sistem 345 kV, dengan beberapa saluran diturunkan ke 230 kV 2. Tahun 2000, diperkirakan beban puncak adalah 8000 MW. Sementara kapasitas
pembankit terpasang sebesar 10000 MW 3. Kriteria Perencanaan
a. Tegangan minimum pada tiap busbar 0.95 pu pada kondisi normal dan tidak ada sudut transmisi yang melebihi 45o
b. Pada kondisi contingency (n-1) terjadi, tegangan minimum 0.92 pu dan sudut transmisi maksimum 60% (= 50o)
4. Proses solusi a. Lakukan economic dispatched pada peak load, setelah beban didistribusikan ke
gardu-gardu induk yang relevan. Pertimbangkan adanya derating karena FOR b. Pembangkitan sudah mendekati 75% pada busbar B dan O, dan beban yang
cukup tinggi (>57%) pada busbar U, S, A dan BI c. Ada aliran daya yang sangat besar dari busbar B ke arah busbar R. Ini membuat
analisa load flow tidak konvergen. d. Tambahan saluran trans baru dari U ke A, ini memperbaiki kondisi,
dimanategangan minimum pada bus BI sebesar 0.86 pu. Sudut fasa terbesar adalah dari S ke BI sebesar 31o.
Contoh Perencanaan Transmisi
Jaringan transmisi sederhana
B6 R5 S3
O7
U2
BI4 A1
Jaringan
Bus Asal Bus Tujuan No. Asal No. Tujuan Jarak (mi) Tegangan Juml sirkit
A U 1 2 75 345 1
A BI 1 4 100 230 1
U S 2 3 50 345 1
U O 2 7 75 345 2
S BI 3 4 100 230 2
O S 7 3 50 345 3
S R 3 5 75 345 2
R B 5 6 100 345 2
Beban
Bus No. Per Unit Beban
A 1 0.192
U 2 0.097
S 3 0.193
BI 4 0.095
R 5 0.16
B 6 0.263
O 7 0
Jenis Pembangkit dan Bahan bakar
Jenis Fuel Harga Fuel $/MBTU
O&M $/kW/yr
O&M $/MWh
Min Power
Fuel at Min Power
Min DT (h)
1 Res-oil 10 10 2 0.25 0.28 6
2 Dis-oil 14 8 6 0.9 0.9 0
3 Nuklir 2 30 10 0.3 0.34 60
4 Coal-east
4 25 15 0.4 0.44 30
5 Coal-Low S
4.5 25 10 0.4 0.44 30
6 Hydro 0 12 4 0.001 0.001 0
Economic Dispatch pada Jam beban puncak Juli-Sep 2000
Prirty Numb
No Unit Nama Unit
MW size
Avail MW cap
Dispatch output (MW)
Fuel Cost $/jam
Fuel Type
1 9 B-Hyd 1000 950 950 0 5
2 5 O-Nuc 1600 1360 1360 27200 3
3 8 B-coal 3400 2890 2890 115600 4
4 6 O-coal 1300 883 883 35312 4
5 1 A-stm 400 360 360 36000 1
6 7 R-stm 400 360 360 36000 1
7 4 O-stm 1200 863 783 78639 1
8 2 A-GT 300 276 248 41731 2
9 3 BI-GT 200 184 166 27821 2
10 10 Emergenc 4000 4000 0 3600 7
Total 8000 401903
Pembangkit
No Nama No. Lokasi
Nm Lokasi
Th op MW HR Fuel Disp. Pen. Fac
FOR
1 A-Stm 1 A 51 400 10000 1 1 0.1
2 A-GT 8 SA 68 300 12000 2 1 0.08
3 BI-GT 4 BI 70 200 12000 2 1 0.08
4 O-Stm 7 O 65 1200 10000 1 1 0.1
5 O-Ncl 7 O 78 1600 10000 3 1 0.15
6 O-Coal 7 O 82 1300 10000 4 1 0.15
7 R-Stm 5 R 74 600 10000 1 1 0.1
8 B-Coal 6 B 76 3400 10000 4 1 0.15
9 B-Hyd 6 B 58 1000 10000 6 1 0.05
Hasil Load Flow setelah penambahan 1 sirkit U ke A
B6 R5 S3
O7
U2
BI4 A1
1.05 V 26 deg
1.0 V 2 deg
0.99 V -8 deg
0.86 V -37 deg
1.05 V 0 deg
0.95 V -16 deg
0.91 V -32 deg
Hasil Load Flow setelah penambahan 1 sirkit B ke R
B6 R5 S3
O7
U2
BI4 A1
1.05 V 17 deg
1.03 V 2 deg
1.0 V -3 deg
0.87 V -37 deg
1.05 V 0 deg
0.96 V -16 deg
0.92 V -31 deg
Hasil Load Flow setelah penambahan 1 sirkit S ke BI
B6 R5 S3
O7
U2
BI4 A1
1.05 V 16 deg
1.03 V 2 deg
1.0 V -3 deg
0.95 V -27 deg
1.05 V 0 deg
0.95 V -16 deg
0.97 V -27 deg
Metodologi (2)
Contoh Perencanaan Transmisi Proses solusi
a. Untuk memperbaiki tegangan di BI, tambahkan saluran trans dari B ke R b. Selanjutnya tambahkan juga saluran transmsi S to BI, sehingga kondisi normal
tegangan minimum 0.95 pu terpenuhi. Tes untuk kontingensi.
a. Lakukan tes kontingensi, dengan melepaskan 1 sirkit dari saluran yang ada. b. Lakukan load flow untuk masing-masing. c. Apabila ada tegangan yang dibawah 0.92o tambahkan saluran/sirkit baru.
Beban
Bus Dari Bus ke Tegangan Terendah (V)
Lokasi Solusi
B R 0.945 BI Tidak ada
S R 0.938 BI Tidak ada
O S 0.930 A Tidak ada
S BI 0.887 BI Tambah S – BI
A BI 0.967 A Tidak ada
U O 0.932 A Tidak ada
U S 0.961 A Tidak ada
A U 0.809 A Tambah A - U
Hasil Load Flow setelah penambahan sirkit S-BI dan A-U
B6 R5 S3
O7
U2
BI4 A1
1.05 V 16 deg
1.04 V 1 deg
1.02 V -9 deg
1.0 V -22 deg
1.05 V 0 deg
1.01 V -16 deg
1.01 V -22 deg
Perencanaan Gardu Induk
• Metodologi • Proses Perencanaan • Review Gardu Induk • Contoh Perencanaan Gardu Induk
T i m o
S i d o a r j o
S E M A R A
B Y N D O
A
S R N D L
K L S R I
GRGOL
TMGNG
KBSEN BTANG
A
PMLNG
BRBES PKLON
WLERI
BMAYU
KLBKL
DIENG
GRUNG A
MRICA
SMPOR
A A
A
LMNIS SNTRA GBONG D
WATES
KNTUG
PWRJO
SCANG SGRAH
SMANU
BNTUL
KLTEN
PEDAN
GJYAN
WSOBO BAWEN A
BRNGI
JELOK A SDRJO
A KDMBO
WNSRI
JAJAR
A WNRGI
PALUR
SRGEN
MNRJO
A KLMBU
BJGRO
KRIAN
PWRDI
MRGEN
SYUNG
KUDUS
JPARA
GU
TBROK GU
KLNGU
KRPYK
POLIS
UNGAR
SRAGI
BDSLN
RWALO
MNANG
TSMYA
BNJAR
U
PDLAM
KDBRU
BRJAN
WALIN
TJATI
JKULO
MKGRA
MJNGO
REGION-IV KBMEN
CEPU
BLORA
RBANG
PATI
TOPOLOGI JARINGAN REGION JAWA TENGAH DAN DIY
REGION-III
Metodologi Perencanaan/Perluasan Gardu Induk (1) Pendistribusian beban
Prakiraan beban dari suatu wilayah didistribusikan ke GI eksisting proporsional dengan beban eksisting.
Kapasitas GI Dalam 1 GI , trafo terpasang tidak lebih dari 3 – 4 trafo. Kapasitas paling tinggi dari trafo 150/20 kV di Indonesia sekarang ini adalah 60 MVA. Jadi dalam 1 GI maksimum akan mempunyai kapasitas 240 MVA, dengan 18 – 24 outgoing feeder 20 kV.
Outlet Outgoing Feeder Distribusi 20 kV 1. Kapasitas dari outgoing feeder
Kapasitas pendistribusian jaringan distribusi 20 kV ditandai dengan momen daya. Contoh untuk konduktor 240 mm2, untuk menjaga tegangan – 10%, secara umum maksimum momen daya adalah 80 MVAkm. Artinya hasil kali daya dengan panjang jaringanadalah 80. Jika akan menyalurkan daya 10 MVA, maka panjang maksimum outgoing feeder adalah 8 km.
2. Jumlah outgoing feeder Jumlah outgoing feeder dari suatu GI juga dibatasi tergantung dari lokasi GI yang dipilih. Di lokasi yang padat penduduk / bangunan membuat 20 outgoing feeder sudah tentu akan sangat menyulitkan. Sebagai contoh FPL (Florida Light and Power) menganut maksimum 6 outgoing feeder per trafo.
Metodologi Perencanaan/Perluasan Gardu Induk (1) Kriteria n – 1 (single contingency)
Kriteria n – 1 secara mensyaratkan bahwa kalau salah satu peralatan dalam suatu lokasi / sistem terganggu, maka kapasitas yang dibutuhkan masih bisa di penuhi oleh sisa peralatan yang ada. Untuk pelayanan distribusi, kriteria n – 1 didefinisikan sebagai: kapasitas untuk melayani suatu area tertentu harus selalu terpenuhi meskipun salah satu trafo dengan kapasitas terbesar dari suatu GI atau GI yang terdekat terganggu atau sedang dalam pemeliharaan. Kapasitas datang dari sisa trafo ditambah kapasitas dari feeder lain di Gi terdekat.
Lokasi GI Metoda yang umum digunakan: perpendicular bisector rule
Metodologi Perencanaan/Perluasan Gardu Induk (1) Kriteria n – 1 (single contingency)
Kriteria n – 1 secara mensyaratkan bahwa kalau salah satu peralatan dalam suatu lokasi / sistem terganggu, maka kapasitas yang dibutuhkan masih bisa di penuhi oleh sisa peralatan yang ada. Untuk pelayanan distribusi, kriteria n – 1 didefinisikan sebagai: kapasitas untuk melayani suatu area tertentu harus selalu terpenuhi meskipun salah satu trafo dengan kapasitas terbesar dari suatu GI atau GI yang terdekat terganggu atau sedang dalam pemeliharaan. Kapasitas datang dari sisa trafo ditambah kapasitas dari feeder lain di Gi terdekat.
Metodologi Perencanaan/Perluasan Gardu Induk (1) Lokasi GI
Metoda yang umum digunakan: perpendicular bisector rule, metoda grafis sederhana dengan konsep melayani pelanggan dari GI terdekat untuk menentukan area pelayanan optimum dari suatu GI pada beban puncak. • Tarik garis dari GI baru ke GI terdekat • Tarik pada tengah garis di atas suatu garis yang tegak lurus garis tsb. • Set yang dibentuk oleh garis-garis tegak lurus tadi merupakan daerah
pelayanan GI baru tsb. • Beban GI baru adalah jumlah beban dari daerah set di atas.
Contoh Perencanaan GI memenuhi kriteria n-1
Tahapan 1. Lakukan prakiraan beban untuk tahun-tahun mendatang 2. Distribusikan beban-beban secara spatial ke gardu-gardu induk 3. Proses Perencanaan Transmisi dan Gardu induk
a. Tentukan lokasi pembankit-pembangkit baru dari hasil perencanaan pembangkit.
b. Rencanakan saluran yang menghubungkan pembangkit baru ke jaringan terdekat
c. Lakukan simulasi produksi dengan economic dispatch pada BP d. Lakukan analisa load flow e. Lakukan analisa hubung singkat f. Lakukan analisa stabilitas g. Identifikasi saluran-saluran yang mendekati overload h. Identifikasi beban-beban gardu induk yang mendekati overload i. Tegangan gardu induk yang kurang dari standar j. Rencanakan perluasan saluran transmisi k. Rencanakan tambahan trafo-trafo baru atau gardu-gardu induk baru
T i m o
S i d o a r j o
S E M A R A
B Y N D O
A
S R N D L
K L S R I
GRGOL
TMGNG
KBSEN BTANG
A
PMLNG
BRBES PKLON
WLERI
BMAYU
KLBKL
DIENG
GRUNG A
MRICA
SMPOR
A A
A
LMNIS SNTRA GBONG D
WATES
KNTUG
PWRJO
SCANG SGRAH
SMANU
BNTUL
KLTEN
PEDAN
GJYAN
WSOBO BAWEN A
BRNGI
JELOK A SDRJO
A KDMBO
WNSRI
JAJAR
A WNRGI
PALUR
SRGEN
MNRJO
A KLMBU
BJGRO
KRIAN
PWRDI
MRGEN
SYUNG
KUDUS
JPARA
GU
TBROK GU
KLNGU
KRPYK
POLIS
UNGAR
SRAGI
BDSLN
RWALO
MNANG
TSMYA
BNJAR
U
PDLAM
KDBRU
BRJAN
WALIN
TJATI
JKULO
MKGRA
MJNGO
REGION-IV KBMEN
CEPU
BLORA
RBANG
PATI
TOPOLOGI JARINGAN REGION JAWA TENGAH DAN DIY
REGION-III
ILUSTRASI PENGEMBANGAN SISTEM KALBAR
Ref RUPTL 2011 - 2020
