back feeding

PROSEDUR OPERASI SISTEM

SULAWESI SELATAN DAN SULAWESI BARAT

Nomor : 01/AP2B/SISTEM/2012

BERLAKU MULAIBERLAKU MULAIBERLAKU MULAIBERLAKU MULAI

OKTOBEROKTOBEROKTOBEROKTOBER 2020202011112222

PT PLN (PERSERO)

WILAYAH SULSEL, SULTRA, & SULBAR AREA PENYALURAN DAN PENGATUR BEBAN SISTEM SULAWESI SELATAN

OKTOBER 2012

DRAFT PROSEDUR OPERASI SISTEM 2012

DAFTAR ISIDAFTAR ISIDAFTAR ISIDAFTAR ISI

Bagian 1 : Pendahuluan ........................................................................... 1

Bagian 2 : Tanggung Jawab Pengoperasian ............................................ 3

2.1 Dispatcher AP2B Sistem Sulawesi Selatan .............................. 4

2.2 Unit Transmisi dan Gardu Induk (Tragi) .................................... 5

2.3 Bidang Transmisi Dan Distribusi PLN Wilayah ......................... 6

2.4 Unit Pembangkit dan Perusahaan Pembangkit (IPP) ............... 6

2.5 PLN APD Makassar (PLN Cabang) .......................................... 8

2.6 Konsumen Besar ...................................................................... 9

Bagian 3 : Pengaturan Operasi Kondisi Normal ....................................... 10

3.1. Definisi. .................................................................................... 10

3.2. Pengendalian Operasi Kondisi Normal. .................................... 12

3.3. Margin / Cadangan Operasi ..................................................... 12

3.4. Pengaturan Tegangan Sistem .................................................. 13

3.5. Pengaturan Frekuensi Sistem .................................................. 16

3.4. Prosedur pembebasan/pemberian tegangan. ........................... 18

3.5. Prosedur pembebanan PLTA Bakaru. ...................................... 23

3.6. Prosedur pembebanan PLTA Poso. ......................................... 23

3.7. Perintah-perintah Operasi ........................................................ 23

a. Pendahuluan ....................................................................... 23

b. Perintah ke Operator Pembangkitan. ................................... 24

c. Pengaturan Frekuensi. ........................................................ 26

Bagian 4 : Pengaturan Operasi Kondisi Gangguan .................................. 27

4.1. Pengaturan Operasi pada Kondisi Blackout ............................. 27

a. Definisi ................................................................................ 27

b. Tindakan Awal ..................................................................... 28

c. Tindakan Pemulihan ............................................................ 28


4.2. Pengaturan Operasi pada Kondisi Padam Total ....................... 29

a. Definisi ................................................................................ 29

b. Tindakan Awal ..................................................................... 29

c. Tindakan Pemulihan ............................................................ 32

Membangun Sub-Sistem Bakaru .................................... 32

Membangun Sub-Sistem Tello ........................................ 33

Membangun Sub-Sistem Sengkang ................................ 38

Membangun Sub-Sistem Poso ........................................ 38

4.3. Pengaturan Operasi pada Kondisi Gangguan Transmisi. ......... 39

a. Kondisi Gangguan pada Transmisi Radial. .......................... 39

Definisi ............................................................................ 39

Tindakan Pemulihan ....................................................... 40

b. Gangguan Transmisi Yang Berhubungan Dengan

Pembangkit ......................................................................... 41

Definisi ............................................................................ 41

Tindakan Pemulihan ....................................................... 41

4.4. Kondisi Operasi Terpisah ( Island Operation) ........................... 42

a. Definisi. ............................................................................... 42

b. Tindakan Pemulihan ............................................................ 43

Bagian 5 : Pengaturan Operasi Kondisi Darurat ....................................... 45

5.1. Definisi. .................................................................................... 45

5.2. Pengendalian Operasi Kondisi Darurat..................................... 46

Bagian 6 : Penutup ................................................................................... 48

Lampiran 1 : Single Line Diagram Kondisi Normal ................................... 49

Lampiran 2 : Single Line Diagram Kondisi Blackout ................................. 50

Lampiran 3 : Single Line Diagram Kondisi Island Operation ..................... 51

Lampiran 4 : Skema UFR ........................................................................ 52

Lampiran 5 : Setting UFR ........................................................................ 53

Lampiran 6 : Dafrar Call Sign .................................................................. 52


Bagian 1 : Pendahuluan

rosedur Operasi Sistem ketenaga-listrikan Sulawesi

Selatan dan Sulawesi Barat ini merupakan tindak lanjut

dari telah disusunnya Grid Code Sulawesi yang

merupakan seperangkat peraturan, persyaratan, dan

standar untuk menjamin keamanan, keandalan serta pengoperasian

dan pengembangan sistem yang efisien dalam memenuhi kebutuhan

tenaga listrik.

P


Prosedur Operasi ini disusun untuk dipergunakan sebagai

pedoman operasional instalasi penyediaan tenaga listrik yang terdiri

dari pembangkitan, saluran transmisi, dan peralatan tegangan

tinggi/tegangan extra tinggi 275kV, 150kV, 66kV dan 30kV pada

sistem interkoneksi kelistrikan Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat.

Prosedur ini merupakan penyempurnaan dari Prosedur Operasi

Sistem Tahun 2011 dan dipergunakan sebagai panduan bagi

pelaksana pengaturan operasi, staf operasi, dan pihak-pihak yang

terkait langsung dengan pengaturan operasi real-time.

Disamping itu, pengembangan pola operasi sistem Sulsel

dengan masuknya beberapa instalasi baru ke dalam sistem, seperti

masuknya PLTU Jeneponto 2x100MW, PLTU Barru 2x50MW, PLTA

Poso 3x65MW dan beberapa pembangkit sewa, termasuk

bertambahnya jaringan transmisi baru, perubahan konfigurasi

jaringan transmisi serta masuknya beberapa gardu induk. Sehingga

prosedur Operasi perlu disesuaikan dengan kondisi terakhir sistem.

Prosedur operasi ini mengatur tata-cara pemulihan sistem baik

pada kondisi padam total, blackout, dan gangguan transmisi.

Kondisi-kondisi tersebut perlu diatur dalam suatu Pedoman

Operasional dengan tujuan menghindari kesalahan operasi,

menjamin kontinyuitas suplai dan mutu, mencegah kerusakan

peralatan instalasi, serta mempercepat proses pemulihan pada

kondisi gangguan.

Prosedur Operasi ini juga mengatur tata cara pengoperasian

sistem pada kondisi normal seperti pembebanan unit unit

pembangkit, pengaturan tegangan dan frekuensi, dan tata cara


komunikasi dalam rangka mewujudkan prinsip prinsip Operasi

Sistem yang aman dan andal.

Para pelaku usaha pada sistem ketenaga-listrikan Sulawesi

Selatan dan Sulawesi Barat berkewajiban untuk memenuhi aturan

aturan dalam Prosedur Operasi ini dan harus menggunakan

Prosedur Operasi ini sebagai dasar pengoperasian instalasi

penyediaan tenaga listrik yang dimilikinya.

Prosedur Operasi ini merupakan dokumen yang bersifat dinamis

dan adaptif sehingga harus selalu dimutakhirkan seiring dengan

kondisi sistem dan struktur usaha serta perubahan kompleksitas

sistem ketenagalistrikan.


Bagian 2 : Tanggung Jawab Pengoperasian

Para pelaku usaha dalam Sistem interkoneksi Sulawesi Selatan

dan Sulawesi Barat memiliki kewajiban untuk memenuhi semua

ketentuan dalam Prosedur Operasi ini sebagai dasar pengoperasian

instalasi penyediaan tenaga listrik yang dimilikinya. Disamping itu

ketentuan-ketentuan dalam Prosedur Operasi ini akan memberikan

kejelasan mengenai hak dan kewajiban dari masing masing pelaku

usaha pada sistem interkoneksi Sulawesi Selatan dan Sulawesi

Barat. Pelaku-pelaku usaha pada Sistem Interkoneksi Sulawesi

Selatan dan Sulawesi Barat adalah :


2.12.12.12.1 DispatcherDispatcherDispatcherDispatcher AP2B Sistem Sulawesi SelatanAP2B Sistem Sulawesi SelatanAP2B Sistem Sulawesi SelatanAP2B Sistem Sulawesi Selatan

Dispatcher PLN AP2B Sistem Sulawesi Selatan memegang

peran utama dalam mengkoordinasikan operasi Sistem dalam

rangka mempertahankan keamanan dan keandalan Sistem

untuk kepentingan semua Pemakai Jaringan dan pelanggan.

Semua Pemakai Jaringan diwajibkan mematuhi

perintah/instruksi PLN AP2B Sistem Sulawesi Selatan dalam

rangka pemenuhan tanggung-jawab keamanan. Dalam

melaksanakan tanggung jawabnya, PLN AP2B Sistem

Sulawesi Selatan harus:

a. Mengatur pembebanan semua unit pembangkitan sesuai

dengan kebutuhan Sistem;

b. Secara terus-menerus memantau status operasi jaringan

275kV, 150kV, 70kV dan 30kV serta mengambil langkah-

langkah yang perlu untuk mempertahankan sistem dalam

keadaan aman dan andal;

c. Melaksanakan operasi buka-tutup PMT (switching) pada

jaringan 275kV, 150 kV, 66kV dan 30kV;

d. Mengkoordinasikan kegiatan PLN Area, APD,

Unit/Perusahaan Pembangkit dan Konsumen Besar yang

terhubung ke sistem;

e. Mengkoordinasikan pemeliharaan dan operasi buka-tutup

PMT (switching) jaringan 275kV, 150kV, 66kV dan 30kV

dengan Unit Transmisi dan Gardu Induk, Unit/Perusahaan

Pembangkit, PLN UIP KIT/RING Sulmapa, Konsumen

Besar, PLN Area dan APD bila diperlukan.


f. Melepas beban interruptible (manual load Sheeding dan

Konsumen Besar) jika diperlukan.

2.22.22.22.2 Unit Transmisi dan Gardu Induk (Tragi)Unit Transmisi dan Gardu Induk (Tragi)Unit Transmisi dan Gardu Induk (Tragi)Unit Transmisi dan Gardu Induk (Tragi)

Tragi bertanggung-jawab melaksanakan pemeliharaan dan

perbaikan peralatan transmisi dan gardu induk di wilayah

kerjanya. Tragi bertanggung-jawab untuk:

a. Melaksanakan operasi switching untuk fasilitas instalasi

275kV, 150kV, 66kV dan 30kV bila diperintahkan oleh PLN

AP2B;

b. Memelihara peralatan pemasok daya reaktif untuk

memenuhi kebutuhan daya reaktif sesuai dengan sasaran

yang ditetapkan PLN AP2B;

c. Memasang dan memelihara peralatan pelepasan beban

otomatis oleh rele frekuensi rendah dan rele tegangan

rendah pada penyulang distribusi guna memenuhi sasaran

yang ditetapkan PLN AP2B dalam rangka meminimalkan

dampak pemadaman saat gangguan Sistem dan mencegah

terjadinya padam total;

d. Melaksanakan pekerjaan pemeliharaan dan perbaikan

terhadap fasilitas transmisi dan Gardu Induk di wilayah

kerjanya;

e. Melaksanakan setting rele proteksi sesuai kajian dari PLN

AP2B Sistem Sulawesi Selatan;


f. Melaksanakan pemeliharaan dan pengujian rele proteksi

secara periodic;

g. Memantau kondisi peralatan jaringan transmisi dan gardu

induk termasuk rele serta membuat deklarasi atas status

atau kondisi peralatan.

2.32.32.32.3 Bidang Transmisi Dan Distribusi PLN WilayahBidang Transmisi Dan Distribusi PLN WilayahBidang Transmisi Dan Distribusi PLN WilayahBidang Transmisi Dan Distribusi PLN Wilayah

Tanggung-jawab Bidang Transmisi Dan Distribusi PLN

Wilayah meliputi :

a. Berkoordinasi dengan semua Pemakai Jaringan, atas

semua Sistem proteksi pada semua titik sambungan di

Sistem;

b. Menetapkan spesifikasi peralatan proteksi untuk semua

pengembangan jaringan, seperti pengembangan saluran

transmisi, gardu induk dan peralatan gardu induk;

c. Merencanakan fasilitas komunikasi data dan suara untuk

operasional Sistem dan fasilitas komunikasi untuk proteksi;

d. Mengkoordinasikan operasi dan pemeliharaan sambungan

telekomunikasi dengan semua Pemakai Jaringan.

2.42.42.42.4 Unit Pembangkit dan Perusahaan Pembangkit (IPP)Unit Pembangkit dan Perusahaan Pembangkit (IPP)Unit Pembangkit dan Perusahaan Pembangkit (IPP)Unit Pembangkit dan Perusahaan Pembangkit (IPP)

Unit Pembangkit/Perusahaan (IPP) menyediakan porsi yang

besar untuk kebutuhan daya dan energi dalam Sistem Tenaga

Listrik Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat. Operasi

pembangkit yang andal sangat penting bagi keandalan operasi


Sistem. Unit/Perusahaan Pembangkit (IPP) bertanggung-jawab

untuk:

a. Mampu memberikan pelayanan yang andal sesuai

perjanjian jual-beli tenaga listrik (Power Purchase

Agreement - PPA) terkait atau ketentuan operasional yang

berlaku;

b. Mendeklarasikan setiap perubahan kemampuan operasi dari

karakteristik yang semula dinyatakan kepada PLN AP2B;

c. Mengkoordinasikan kegiatan pemeliharaan dengan AP2B;

d. Mengikuti perintah PLN AP2B dalam hal sinkronisasi dan

pelepasan unit ke/dari Sistem, serta perubahan

pembebanan untuk memenuhi kebutuhan Sistem (dalam

batas-batas teknis peralatan yang disepakati)

e. Setiap unit memberi kontribusi pada pengendalian mutu

frekuensi dan tegangan (dalam batas kemampuan unit yang

dideklarasikan).

f. Mengikuti perintah PLN AP2B dalam mengaktifkan atau

mematikan fungsi Automatic Generation Control (AGC) unit-

unit yang dilengkapi dengan AGC.

g. Mempersiapkan asut gelap (black start) untuk mempercepat

proses pemulihan sistem setelah kejadian gangguan.

h. Memelihara kemampuan asut-gelap (black-start) unit-unit

yang memiliki fasilitas asut-gelap. Operator unit tersebut

harus dipersiapkan untuk melakukan uji asut-gelap bila

diminta oleh PLN AP2B.


i. Untuk unit pembangkit yang dinyatakan mampu memikul

beban terpisah (isolated) harus mengikuti perintah dari PLN

AP2B untuk mempercepat proses pemulihan Sistem

setelah kejadian gangguan.

j. Selama gangguan atau keadaan darurat, menghindari

pelepasan unit dari Sistem, kecuali bila dapat dibuktikan

bahwa kerusakan yang serius akan terjadi pada peralatan

pembangkit bila tidak segera dilepas dari Sistem.

k. Melaporkan ke PLN AP2B pembebanan pembangkit harian

periode 1 jam pada LWBP dan jam pada WBP dan

parameter parameter lain sesuai kebutuhan AP2B.

2.52.52.52.5 PLN APD Makassar (PLN PLN APD Makassar (PLN PLN APD Makassar (PLN PLN APD Makassar (PLN Area DistribusiArea DistribusiArea DistribusiArea Distribusi))))

PLN APD dan Area Distribusi berperan besar dalam

menjaga keamanan Sistem karena mereka mengendalikan

bagian terbesar dari beban. PLN APD/Area Distribusi

bertanggung-jawab dalam :

a. Mengatur tap trafo Distribusi di Gardu Induk untuk menjaga

kualitas tegangan distribusi pada kondisi normal dan

meminimalkan dampak defisit daya sesuai permintaan PLN

AP2B (Brown-Out);

b. Melepaskan beban yang telah ditentukan (Manual Load

Sheeding) untuk memproteksi keamanan Sistem yang

diperintahkan oleh PLN AP2B;

c. Melaksanakan koordinasi pelaksanaan operasi pembangkit

yang terhubung ke jaringan distribusi atas perintah PLN

AP2B;


d. Menentukan penyulang distribusi untuk pelepasan beban

otomatis oleh rele frekuensi rendah (UFR) pada penyulang

distribusi guna memenuhi sasaran yang ditetapkan PLN

AP2B dalam rangka meminimalkan dampak pemadaman

saat gangguan Sistem dan mencegah terjadinya padam

total;

e. Mengkoordinasikan pemulihan beban bersama PLN AP2B

setelah kejadian gangguan dan/atau kekurangan daya. Cara

pemulihan beban harus tidak mengakibatkan terjadinya

gangguan dan pemadaman yang lebih buruk;

f. Menyediakan prakiraan beban yang disyaratkan dalam

Aturan Jaringan.

2.62.62.62.6 Konsumen BesarKonsumen BesarKonsumen BesarKonsumen Besar

Konsumen Besar secara keseluruhan merupakan bagian

yang sangat penting dari beban Sistem dan kemungkinan

merupakan beban yang dominan di kawasannya. Konsumen

besar ikut berperan dalam tanggung-jawab keamanan Sistem

bersama PLN AP2B Sistem Sulawesi Selatan dan Pemakai

Jaringan lainnya. Tanggung-jawab Konsumen Besar adalah

sesuai dengan Grid Code Sulawesi OC 1.6.8 adalah :

a. Memenuhi sasaran beban daya reaktif yang ditetapkan oleh

PLN AP2B atau dalam perjanjian interkoneksi;

b. Menghindari seringnya perubahan beban yang cepat yang

menyebabkan flicker tegangan dan melanggar standar yang

ditetapkan dalam Aturan Penyambungan (CC 2.0 -

Karakteristik Unjuk Kerja Grid);


c. Melepas beban yang disiapkan untuk diputus (interruptible

load) bila diperintahkan oleh PLN Cabang/APD atau PLN

AP2B;

d. Memasang dan memelihara peralatan pelepasan beban

otomatis oleh frekuensi rendah dan/atau tegangan rendah,

guna memenuhi sasaran yang ditetapkan PLN AP2B dalam

rangka memproteksi keamanan Sistem;

e. Menyediakan rencana pembebanan yang disyaratkan oleh

Aturan Jaringan.


Bagian 3 : Pengaturan Operasi Kondisi Normal

3.1.3.1.3.1.3.1. DefinisiDefinisiDefinisiDefinisi

Yang dimaksud dengan Kondisi Normal adalah suatu

keadaan dimana semua peralatan utama, peralatan bantu dan

peralatan pendukung dapat dioperasikan sesuai batas-batas

keamanan pengusahaan serta sesuai dengan fungsinya.

Unjuk kerja Sistem yang harus dipenuhi dalam operasi pada

kondisi normal sesuai Grid Code Sulawesi adalah :


a. Frekuensi nominal 50 Hz, diusahakan untuk tidak lebih

rendah dari 49,5 Hz. atau lebih tinggi dari 50,5 Hz, dan

selama waktu keadaan darurat (emergency) dan gangguan,

frekuensi Sistem diizinkan turun hingga 47,5 Hz atau naik

hingga 52,0 Hz sebelum unit pembangkit diizinkan keluar

dari operasi.

b. Sesuai dengan Grid Code Sulawesi, tegangan Sistem harus

berada dalam batasan sebagai berikut :

Tegangan NominalTegangan NominalTegangan NominalTegangan Nominal MaksMaksMaksMaks MinMinMinMin

150 kV + 10% - 10% 66 kV + 10% - 10% 30 kV + 10% - 10% 20 kV + 10% - 10%

Catatan :

Tegangan 275kV belum diatur dalam Grid Code Sulawesi

2008, untuk sementara ditetapkan pada range maks +5%

dan min -5%.

c. Distorsi harmonik total maksimum pada setiap titik

sambungan dalam kondisi operasi normal dan gangguan

harus memenuhi batasan sebagai berikut : Tegangan NominalTegangan NominalTegangan NominalTegangan Nominal Distorsi TotalDistorsi TotalDistorsi TotalDistorsi Total

150 kV 3% 66 kV 3% 30 kV 3% 20 kV 3%

d. Komponen urutan negatif maksimum dari tegangan fasa

dalam jaringan tidak boleh melebihi 1% pada kondisi operasi

normal dan keluar terencana, serta tidak melebihi 2%


selama kejadian tegangan impuls sesaat (infrequently short

duration peaks).

e. Fluktuasi tegangan pada suatu titik sambungan dengan

beban berfluktuasi, harus tidak melebihi batasan:

2% dari tingkat tegangan untuk setiap perubahan

step, yang dapat terjadi berulang. Setiap kejadian

ekskursi tegangan yang besar di luar perubahan step

dapat diizinkan hingga 3% asalkan tidak menimbulkan

risiko terhadap jaringan transmisi, atau instalasi

Pemakai Jaringan. Kedip tegangan hingga 5% saat

menjalankan motor listrik yang tidak sering terjadi,

dapat ditolerir.

flicker jangka-pendek 1,0 unit dan jangka-panjang 0,8

unit yang terukur dengan flicker meter sesuai

spesifikasi IEC-868.

f. faktor-daya (Cos ) di titik sambung antara instalasi

Pemakai Jaringan dengan Jaringan minimum sebesar

0,85 lagging.

3.2.3.2.3.2.3.2. Pengendalian Operasi Kondisi NormalPengendalian Operasi Kondisi NormalPengendalian Operasi Kondisi NormalPengendalian Operasi Kondisi Normal

Pada Operasi Kondisi Normal, tugas tugas Dispatcher AP2B

adalah :

a. Melaksanakan serah terima tugas Dispatcher antara

petugas sebelumnya dengan yang akan menggantikannya;

b. Membaca dan memahami dokumen Rencana Operasi

Harian (ROH) dari Fungsi Rencana Operasi;


c. Melaksanakan monitoring pembebanan pembangkit dan

aliran daya sesuai dengan ROH (Rencana Pembangkitan

dan beban harian AP2B) dan kondisi real time;

d. Memberikan perintah menurunkan/menaikkan beban ke unit

Pembangkit sesuai dengan kebutuhan sistem mengacu ke

Merit Order dengan tetap memperhatikan keandalan Sistem;

e. Senantiasa memberi perintah untuk mempertahankan

frekuensi pada 50 Hz kepada Pembangkit yang mengatur

Frekuensi.

3.3.3.3.3.3.3.3. Margin / Cadangan OperasiMargin / Cadangan OperasiMargin / Cadangan OperasiMargin / Cadangan Operasi

Cadangan Operasi adalah :

a. Cadangan putar, didefinisikan sebagai jumlah kapasitas

daya pembangkitan yang tersedia dan tidak dibebani penuh;

b. Cadangan panas, yang didefinisikan sebagai pembangkit

yang dapat diasut dan disinkronkan ke Sistem dalam waktu

10 menit dan beban interruptible yang dapat dilepas dalam

waktu 10 menit.

c. Cadangan dingin, didefinisikan sebagai pembangkit yang

dapat diasut dan disinkronkan ke Sistem dalam waktu 4

(empat) jam.

d. Cadangan jangka panjang, didefinisikan sebagai

pembangkit yang dapat diasut dan disinkronkan ke sistem

dalam waktu lebih dari empat jam tetapi kurang dari dua

hari.

Marjin Cadangan (kebutuhan minimum) harus tersedia setiap

saat :


a. Cadangan panas kapasitas unit pembangkit terbesar yang

terhubung ke Sistem.

b. Cadangan panas ditambah cadangan dingin dua unit

pembangkit terbesar yang terhubung ke Sistem.

c. 'Cadangan panas' ditambah 'cadangan dingin' ditambah

'cadangan jangka panjang' dua pembangkit terbesar yang

terhubung ke Sistem ditambah marjin keandalan. Tambahan

marjin keandalan ini dapat dinyatakan dalam persentase

terhadap beban puncak harian atau dalam MW; yang

perhitungannya berdasarkan studi-studi energi tak terlayani

dan/atau loss of load probability.

Kriteria ini harus ditinjau ulang dan diperbarui secara periodik

untuk menjamin efektifitas biaya.

3.4.3.4.3.4.3.4. Pengaturan Tegangan SistemPengaturan Tegangan SistemPengaturan Tegangan SistemPengaturan Tegangan Sistem

Menjaga tegangan Sistem pada tingkat nominal diperlukan

untuk mengurangi rugi-rugi jaringan dan ancaman voltage

collapse serta masalah stabilitas transient dan steady state.

Pengendalian tegangan juga diperlukan untuk menghindari

kerusakan peralatan yang terhubung ke jaringan transmisi, baik

oleh tegangan yang terlalu rendah maupun yang terlalu tinggi,

serta untuk menjamin bahwa tegangan di sisi pelanggan

berada dalam tingkat yang dapat diterima. Selain itu,

ketidakseimbangan tegangan dan harmonisa harus

dikendalikan pula untuk memberi pelayanan yang memuaskan

ke pelanggan.


Pengaturan tegangan pada saat tegangan sistem rendahrendahrendahrendah (di

bawah 10% dan di bawah 5% untuk 275kV) dilakukan dengan

langkah langkah berikut :

a. Mengatur Tap IBT 275kV/150kV dan 150kV/66kV pada level

tegangan 150kV dan 66kV;

b. Trafo Distribusi jika tegangan rendah terjadi pada level

tegangan 20kV;

c. Operasikan Kapasitor 66kV yang ada pada Gardu Induk

dengan Prioritas sebagai berikut :

1. Kapasitor 66kV di GI. Tello

2. Kapasitor 66kV di GI. Tallo Lama

3. Kapasitor 66kV di GI. Daya

4. Kapasitor 66kV di GI. Pangkep

d. Perintahkan kepada unit-unit pembangkitan untuk

menaikkan tegangan keluaran Generator dengan tetap

memperhatikan batasan Cos dari unit pembangkitan

tersebut (Kurva Kapabilitas);

e. Kurangi suplai dari Utara dengan menurunkan beban

pembangkit pembangkit di Utara dan mengoperasikan

pembangkit di Selatan yang Stand-by sesuai merit order

yang telah ditetapkan.

f. Lakukan penurunan beban secukupnya pada pelanggan

industri besar (Tonasa/Bosowa) sampai tegangan sistem

berada pada batas yang diijinkan.


Pengaturan tegangan pada saat tegangan sistem tinggitinggitinggitinggi (di

atas 10 % dan di atas 5% untuk 275kV) dilakukan dengan

langkah langkah berikut :

a. Mengatur Tap IBT 275kV/150kV dan 150kV/66kV pada

level tegangan 150kV dan 66kV;

b. Trafo Distribusi jika tegangan rendah terjadi pada level

tegangan 20kV;

c. Lepas Kapasitor 66kV yang masih beroperasi dengan

prioritas sebagai berikut :

1. Kapasitor 66kV di GI. Pangkep

2. Kapasitor 66kV di GI. Daya

3. Kapasitor 66kV di GI. Tallo Lama

4. Kapasitor 66kV di GI. Tello

d. Perintahkan kepada unit-unit pembangkitan untuk

menurunkan tegangan keluaran Generator dengan tetap

memperhatikan batasan Cos dari unit pembangkitan

tersebut (Kurva Kapabilitas);

e. Jika tegangan pada sistem Utara (di GI. Parepare) diatas

165kV, Masukkan PMT 150kV reaktor di Gardu Induk Bone

(yang berada pada tap 30 MVar);

f. Jika tegangan pada sistem Utara (di GI. Parepare) diatas

160kV, Masukkan PMT 150kV reaktor di Gardu Induk

Bulukumba (yang berada pada tap 15 MVar);

g. Operasikan reaktor di kedua Gardu Induk tersebut (Bone

dan Bulukumba) jika tegangan masih tinggi;

h. Buka satu line penghantar panjang yayayayang beroperasi dua lineng beroperasi dua lineng beroperasi dua lineng beroperasi dua line

dengan prioritas berikut :


1. PMT 150kV Line Sidrap Makale 2

2. PMT 150kV Line Polmas - Majene 2

3. PMT 150kV Line Majene - Mamuju 2

4. PMT 150kV Line Makale Palopo 2

5. PMT 150kV Line Parepare Polmas 2

6. PMT 150kV Line Bone Bulukumba 2

7. PMT 150kV Line Sidrap Soppeng 2

8. PMT 275kV Line Latuppa-Pamona 2

3.5.3.5.3.5.3.5. Pengaturan Frekuensi SistemPengaturan Frekuensi SistemPengaturan Frekuensi SistemPengaturan Frekuensi Sistem

Frekuensi di Sistem akan konstan bila total pembangkitan

seimbang dengan total beban ditambah rugi-rugi jaringan. Bila

pembangkitan melebihi beban ditambah rugi-rugi, maka

frekuensi Sistem naik. Bila beban ditambah rugi-rugi melebihi

pembangkitan, maka frekuensi Sistem turun. Rentang

pengaturan frekuensi yang sempit diperlukan untuk

menyediakan frekuensi pasokan yang stabil bagi semua

Pemakai Jaringan dan pelanggan akhir.

Frekuensi Sistem dipertahankan dalam kisaran 0,2 Hz di

sekitar 50 Hz, kecuali dalam periode transien yang singkat,

dimana penyimpangan sebesar 0,5 Hz diizinkan, serta

selama kondisi darurat. Pengendalian frekuensi dicapai melalui

:

a. Aksi governor unit pembangkit;

b. Dispatcher AP2B memerintahkan ke unit-unit pembangkit

untuk menaikkan atau menurunkan beban pembangkit;


c. Penurunan tegangan dalam rangka menurunkan beban

Sistem (Brown Out);

d. Pengurangan beban konsumen besar (khususnya barawaja)

bila operasi;

e. Pengurangan beban secara manual (Manual Load

Sheeding);

f. Pelepasan beban otomatis pada penyulang 20kV dengan

Under Frequency Relay (UFR) secara bertahap dalam 5

tahapan;

g. Pemisahan sistem menjadi beberapa pulau (Island

Operation) yang terdiri dari Island Bakaru, Island Sengkang,

Island Tello dan Island Palopo pada saat frekuensi sistem

turun sampai 48,20 Hz;

h. Pelepasan beban pada frekuensi 48,00 Hz pada masing

masing Island untuk mengantisipasi undergenerated pada

island yang sudah terbentuk;

i. Pengoperasian terpisah unit unit pembangkitan dengan

menanggung beban pemakaian sendirinya (Host Load)

pada frekuensi 47,50 Hz;

j. Pelepasan generator oleh rele frekuensi lebih (Load

Rejection).

Secara umum, pola pengaturan frekuensi Sistem Sulawesi

Selatan ditunjukkan pada Gambar 1 :

DRAFT PROSEDUR OPERASI SISTEM

Gambar 1 : Skema pengaturan frekuensi Sistem Sulawesi Selatan

3.4.3.4.3.4.3.4. Prosedur pembebasan/pemberian teganganProsedur pembebasan/pemberian teganganProsedur pembebasan/pemberian teganganProsedur pembebasan/pemberian tegangan

Prosedur ini meliputi pelaksanaan manuver pembebasan

tegangan/pemberian tegangan dalam rangka pekerjaan

pemeliharaan instalasi tenaga l

direncana maupun tidak terencana.

aktivitas untuk melaksanakan pengendalian switching

pekerjaan pemeliharaan instalasi listrik tegangan tinggi pada

PROSEDUR OPERASI SISTEM 2012

Gambar 1 : Skema pengaturan frekuensi Sistem Sulawesi Selatan

Prosedur pembebasan/pemberian teganganProsedur pembebasan/pemberian teganganProsedur pembebasan/pemberian teganganProsedur pembebasan/pemberian tegangan

Prosedur ini meliputi pelaksanaan manuver pembebasan

tegangan/pemberian tegangan dalam rangka pekerjaan

pemeliharaan instalasi tenaga listrik tegangan tinggi yang

direncana maupun tidak terencana. Prosedur ini meliputi

aktivitas untuk melaksanakan pengendalian switching

pekerjaan pemeliharaan instalasi listrik tegangan tinggi pada


grid Sulselbar. Langkah langkah yang harus dilaksanakan pada

prosedur pemberian/pembebasan tegangan ini adalah sebagai

berikut :

a. Prosedur pembebasan/pemberian tegangan pada pekerjaan

terencana dilakukan dengan langkah langkah sebagai

berikut :

1. Menerima Informasi bahwa Persiapan Pekerjaan dimulai.

2. Membaca dan memahami urutan menuver yang terdapat

pada Working Permit Pembebasan /Pemberian

tegangan.

3. Apabila tidak ada kedua Working permit

pemberian/pembebasan tegangan tersebut maka

pekerjaan terencana tersebut tidak akan dilaksanakan.

4. Melakukan pelaksanaan manuver / switching sebagai

berikut :

5. Koordinasikan dengan operator gardu induk untuk

menanyakan kesiapan petugas Pengawas Manuver,

Pengawas Pekerjaan dan Pengawas K3. Dan apabila

petugas petugas tersebut tidak berada di lokasi

pekerjaaan, manuver pembebasan tegangan tidak boleh

dilaksanakan.

6. Catat Pelaksana Manuver, Pengawas Manuver,

Pengawas Pekerjaan dan Pengawas K3 kedalam formulir

Working Permit yang telah ada.

7. Perhatikan aliran daya pada segmen yang akan

dilakukan manuver kemudian laksanakan manuver


pembebasan/pemberian tegangan dengan kententuan

sebagai berikut :

Pada saat pelaksanaan manuver pembebasan

tegangan, buka terlebih dahulu PMT di sisi beban,

kemudian lanjutkan dengan PMT di sisi sumber.

Pada saat pelaksanaan manuver pemberian

tegangan, masukkan terlebih dahulu PMT di sisi

sumber, kemudian lanjutkan dengan PMT di sisi

beban.

8. Laksanakan manuver sesuai urutan manuver

pembebasan/pemberian tegangan yang terdapat

pada working permit.

9. Pembukaan PMT dan PMS Busbar dilakukan

secara remote di Ruang Kontrol AP2B setelah

memeriksa status SCADA pada posisi Remote

Control.

10. Apabila terjadi kegagalan saat Pembukaan

PMT dan PMS Busbar, maka pelaksanaanya

diulangi sekali lagi dan apabila masih gagal kedua

kalinya maka pelaksanaannya dilakukan secara

lokal diperintahkan ke operator gardu induk untuk

melakukan manuver sesuai atas perintah

dispatcher.1

11. Semua kegiatan manuver

pembukaan/penutupan dicatat pada formulir

1 Beri keterangan pada working permit jika terjadi kegagalan manuver secara romote.


Working Permit pembebasan/pemberian tegangan

dan pada logsheet operasi harian.

12. Setelah pelaksanaan manuver/switching

selesai maka :

Informasikan kepada Pengawas Manuver atau

Pengawas K3 bahwa Instalasi yang dibebaskan

sudah aman untuk dilakukan

pekerjaan/pemeliharaan.

Perintahkan pada operator gardu induk untuk

memasang tanda-tanda (tagging) dan

pentanahan lokal jika diperklukan.

Evaluasi pengaruhnya terhadap sistem setelah

pembebasan tegangan dilaksanakan.

b. Prosedur pembebasan/pemberian tegangan pada pekerjaan

tidak terencana dan tidak mengakibatkan pemadaman

dilakukan dengan langkah langkah sebagai berikut :

1. Memonitor kondisi sistem dan pengaruhnya terhadap

keandalan disampaikan ke piket pengawas /supervisor

operasi system.

2. Koordinasikan dengan Gardu Induk dan unit tragi terkait.

3. Pembukaan PMT dan PMS Busbar dilakukan secara

remote di Ruang Kontrol AP2B setelah memeriksa status

SCADA pada posisi Remote Control.

4. Apabila terjadi kegagalan saat Pembukaan PMT dan

PMS Busbar, maka pelaksanaannya dilakukan secara



melakukan manuver atas perintah dispatcher.

5. Semua kegiatan manuver pembukaan/penutupan dicatat

pada formulir Working Permit pembebasan/pemberian

tegangan dan pada logsheet operasi harian.

6. Setelah pelaksanaan manuver/switching selesai maka

lakukan :

Informasikan kepada Pengawas Manuver, Pengawas

K3 bahwa Instalasi yang dibebaskan sudah aman

untuk dilakukan pekerjaan/pemeliharaan.


pembebasan tegangan.

c. Prosedur pembebasan/pemberian tegangan pada pekerjaan

tidak terencana dan tidak mengakibatkan pemadaman

dilakukan dengan langkah langkah sebagai berikut :

1. Memonitor kondisi sistem dan pengaruhnya terhadap

keandalan disampaikan ke piket pengawas /supervisor

operasi

2. Koordinasikan dengan APD maupun PIDIS Area untuk

mengalihkan pasokan.

3. Koordinasikan dengan gardu induk dan unit Tragi terkait.

4. Setelah semua petugas sudah siap, maka lakukan

manuver sesuai SOP pembebasan/penormalan kondisi

pemeliharaan terencana.


5. Pembukaan PMT dan PMS Busbar dilakukan secara

remote di Ruang Kontrol Setelah memeriksa status

SCADA pada posisi Remote Control.

6. Apabila terjadi kegagalan saat Pembukaan PMT dan

PMS Busbar, maka pelaksanaannya dilakukan secara


melakukan manuver atas perintah dispatcher.

7. Setelah pelaksanaan manuver/switching selesai maka

lakukan :

Informasikan kepada Pengawas Manuver, Pengawas

K3 bahwa Instalasi yang dibebaskan sudah aman

untuk dilakukan pekerjaan/pemeliharaan.


pembebasan tegangan.

3.5.3.5.3.5.3.5. Prosedur pembebanan PLTA BakaruProsedur pembebanan PLTA BakaruProsedur pembebanan PLTA BakaruProsedur pembebanan PLTA Bakaru

Prosedur ini merupakan petunjuk untuk melaksanakan

pengendalian dan pengaturan operasi PLTA Bakaru baik

dalam kondisi normal maupun abnnormal. Prosedur ini disusun

untuk menjaga kontinuitas suplai daya dari PLTA Bakaru terkait

dengan variasi musim yang berpengaruh pada besarnya inflow

air ke DAM PLTA Bakaru.

1. Pada saat inflow lebih besar dari 45 mbesar dari 45 mbesar dari 45 mbesar dari 45 m3333/detik/detik/detik/detik

maksimalkan pembebanan PLTA Bakaru sesuai dengan

daya mampunya.


2. Pada saat inflow lebih kecil dari 45 mkecil dari 45 mkecil dari 45 mkecil dari 45 m3333/detik/detik/detik/detik atur

pembebanan PLTA Bakaru sehingga elevasi terendah

menjelang beban puncak (pukul 18.00 WITA) didapatkan

dengan ketentuan sebagai berikut :

Inflow Rata Rata (m3/detik)

Elevasi pukul 18.00 WITA

(m-dpl) 10 s.d. 19 615,50 20 s.d. 29 615,25 30 s.d. 45 615,00

3. Jika kondisi di atas tidak dapat tercapai pada saat PLTA

Bakaru beroperasi dua unit, lepas salah satu unit yang

lebih memungkinkan untuk start stop.

3.6.3.6.3.6.3.6. Prosedur pembebanan PLTA PosoProsedur pembebanan PLTA PosoProsedur pembebanan PLTA PosoProsedur pembebanan PLTA Poso

Prosedur ini merupakan petunjuk untuk melaksanakan

pengendalian dan pengaturan operasi PLTA Poso baik dalam

kondisi normal maupun abnnormal. Prosedur ini disusun untuk

menjaga kontinuitas suplai daya dari PLTA Poso terkait

dengan variasi musim yang berpengaruh pada besarnya inflow

air dari Danau Poso yang masuk ke Head Pond PLTA Poso,

dengan memperhatikan beberapa hal sebagai berikut:

1. Jika inflow lebih besar dari besar dari besar dari besar dari 147147147147 mmmm3333/detik/detik/detik/detik, maksimalkan

pembebanan PLTA Poso (3x65MW). Besar inflow yang

dibutuhkan per unit adalah 49494949,05050505 mmmm3333/detik/detik/detik/detik....

2. Jika inflow lebih kecilkecilkecilkecil dari dari dari dari 147147147147 mmmm3333/detik/detik/detik/detik,,,,, atur pembebanan

PLTA Poso sesuai besarnya inflow yang masuk ke Power

Channel.


3. Jika inflow lebih kecilkecilkecilkecil dari dari dari dari 38383838 mmmm3333/detik/detik/detik/detik, , , , PLTA Poso dapat

distop untuk menghindari kavitasi turbin dan vacuum pada

penstock.

3.7.3.7.3.7.3.7. Prosedur pembebanan PLTU JenepontoProsedur pembebanan PLTU JenepontoProsedur pembebanan PLTU JenepontoProsedur pembebanan PLTU Jeneponto

PLTU Jeneponto dioperasikan pada kondisi normal

menggunakan batubara sebagai energi primernya dan

dibebani kontinyu sesuai Rencana Operasi Harian (ROH)

dengan memperhatikan hal-hal sebagai berikut:

1.1.1.1. Beban minimum yang diperlukan agar tidak terjadi change

over ke HSD adalah 80MW sisi generator.80MW sisi generator.80MW sisi generator.80MW sisi generator.

2. Perubahan beban (ramp rate) : 3 MW/menit.3 MW/menit.3 MW/menit.3 MW/menit.

3.8.3.8.3.8.3.8. Prosedur pembebanan PLTU BarruProsedur pembebanan PLTU BarruProsedur pembebanan PLTU BarruProsedur pembebanan PLTU Barru

PLTU Jeneponto dioperasikan pada kondisi normal

menggunakan batubara sebagai energi primernya dan

dibebani kontinyu sesuai Rencana Operasi Harian (ROH)

dengan memperhatikan hal-hal sebagai berikut:

1. Beban minimum yang diperlukan adalah 50% (25MW) sisi 50% (25MW) sisi 50% (25MW) sisi 50% (25MW) sisi

generator.generator.generator.generator.

2. Perubahan beban (ramp rate) : 3 MW/menit.3 MW/menit.3 MW/menit.3 MW/menit.

3.93.93.93.9 PerintahPerintahPerintahPerintah----perintah Operasiperintah Operasiperintah Operasiperintah Operasi

a.a.a.a. PendahuluanPendahuluanPendahuluanPendahuluan


Perintah printah Operasi dilakukan dari Distpatcher AP2B kepada

operator Gardu Induk atau Operator unit pembangkit melalui

media radio komunikasi maupun media lain yang memungkinkan

untuk melakukan kegiatan yang ada hubungannya dengan

pengoperasian peralatan tegangan tinggi dan pembangkitan.

Paling sedikit perintah-perintah Operasi tersebut harus mencakup

informasi informasi sebagai berikut:

1. Call Sign yang dimaksudkan oleh perintah dispatch.2

2. Tugas yang harus dilaksanakan oleh operator Gardu Induk

atau Operator unit pembangkit.

3. Waktu pelaksanaan perintah (bila waktunya berbeda dengan

waktu penyampaian perintah).

4. Bila dianggap perlu, memberikan target waktu pada saat

mana tingkat pembebanan tertentu sudah harus dicapai atau

perintah sudah harus selesai dilaksanakan.

Pihak yang menerima perintah operasi secara lisan, diharuskan

untuk mengulang isi perintahmengulang isi perintahmengulang isi perintahmengulang isi perintah untuk menjamin bahwa perintah

tersebut sudah diterima dan dimengerti.

Contoh-contoh jenis perintah utama dari dispatcher akan diberikan

berikut ini. Pada setiap contoh, dianggap bahwa kebutuhan saling

memberitahu nama operator / Call Sign telah dilaksanakan.

b.b.b.b. Perintah ke OperatorPerintah ke OperatorPerintah ke OperatorPerintah ke Operator PembangkitanPembangkitanPembangkitanPembangkitan

2 Daftar Call Sign terlampir


1. Perintah perubahan pembebanan pembangkit.

Pada setiap contoh contoh berikut, 'perintah' dilakukan

oleh Dispatcher AP2B kepada PLTU Jeneponto untuk

mengubah pembebanan PLTU Jeneponto menjadi 80

MW, dengan waktu pemberian perintah pada pukul

13.00:

a. Dalam hal 'perintah' harus segera dilaksanakan :

" PLTU Jeneponto dibebani 80 MW sisi generator

sekarang"

b. dalam hal 'perintah' mulai dilaksanakan 1 (satu) jam

kemudian:

" PLTU Jeneponto dibebani 80 MW, dimulai pada

pukul 14:00"

c. dalam hal perintah adalah bahwa tingkat beban yang

diperintahkan harus dicapai pada pukul 01:30:

" PLTU Jeneponto dibebani 80 MW pada pukul 01:30".

2. Perintah untuk Sinkronisasi

Dalam hal 'perintah sinkronisasi', biasanya langsung

disertai dengan perintah pembebanan. Apabila tingkat

pembebanan tidak termasuk dalam perintah yang

diberikan, maka unit pembangkit harus disinkronkan dan

segera dibebani ke tingkat beban minimum (sesuai

dengan kecepatan pembebanan yang saat itu berlaku),

kemudian segera melapor ke Dispatcher AP2B bahwa

unit telah dibebani dengan beban minimum. Dalam

memberikan perintah sinkronisasi, Dispatcher AP2B

harus selalu mempertimbangkan waktu untuk proses


sinkronisasi yang diberikan Unit/Perusahaan Pembangkit

dan memberikan suatu target waktu sinkronisasi

tersebut.3

Pada contoh berikut, PLTG GE telah diperintahkan

sinkron dan berbeban minimum, dengan waktu

pemberian perintah adalah pada pukul 18:00. Waktu

sejak pemberitahuan kepada Unit/Perusahaan

Pembangkit untuk sinkronisasi adalah 1 jam.

Dalam contoh ini, waktu yang dibutuhkan untuk

sinkronisasi adalah sesuai dengan waktu pemberitahuan:

"GE 1 sinkron pada pukul 18:00, beban 8 MW".

3. Perintah Shutdown atau Mengeluarkan Unit dari Operasi

Sistem

Perintah untuk mengeluarkan dari operasi Sistem,

harus diartikan sebagai perintah untuk melepas PMT sisi

generator unit pembangkit dan mengeluarkan unit

tersebut dari Sistem (grid) Sulselbar.

Contoh perintah untuk mengeluarkan suatu unit dari

Operasi Sistem adalah sebagai berikut :

Apabila PLTG GE 1 sudah berbeban minim dan

diperlukan keluar dari operasi Sistem sesegera

mungkin, maka perintahnya:

"GE 1 silahkan dilepas sekarang"

dan operator unit pembangkit harus segera melepas

PMT unit pembangkit tersebut;

3 Daftar waktu Start Up masing masing pembangkit terlampir


Apabila PLTG GE 1 diperlukan keluar dari operasi

Sistem dalam beberapa waktu kemudian, maka

perintahnya:

" GE 1 silahkan dilepas pada pukul 20:30"

Perintah untuk shut down (mematikan) unit, harus

diartikan sebagai kebutuhan mengurangi daya output unit

pembangkit ke tingkat beban minimum sebelum

melepaskannya dari Sistem. Dalam sebuah perintah

mengeluarkan unit, harus dipertimbangkan kecepatan

penurunan beban unit, dan/atau sudah tercakup dalam isi

perintah.

c.c.c.c. Pengaturan FrekuensiPengaturan FrekuensiPengaturan FrekuensiPengaturan Frekuensi

Perintah pengaturan frekuensi dilakukan dengan perintah

untuk mengaktifkan atau mematikan fungsi Automatic

Generation Control (AGC) atau mengaktifkan atau mematikan

fungsi free governor pada suatu unit pembangkit.

Contoh perintah untuk kepada suatu unit pembangkit

untuk mengatur frekuensi adalah :

Perintah untuk memulai pengaturan frekuensi :

Sengkang silahkan diatur frekuensi

Perintah untuk mengakhiri pengaturan frekuensi :

Sengkang silahkan ditahan dibeban sekarang,

pengaturan frekuensi kami alihkan ke GE


Bagian 4 : Pengaturan Operasi Kondisi Gangguan

4.1.4.1.4.1.4.1. Pengaturan OpPengaturan OpPengaturan OpPengaturan Operasi pada Kondisi Blackouterasi pada Kondisi Blackouterasi pada Kondisi Blackouterasi pada Kondisi Blackout

a.a.a.a. DefinisiDefinisiDefinisiDefinisi

Yang dimaksud dengan kondisi blackout adalah gangguan

pada salah satu atau beberapa komponen sistem yang

menyebabkan hilangnya beban sistem sebesar lebih dari 50%

(lima puluh persen) tanpa disertai hilangnya profil tegangan

275kV, 150kV, 66kV, 30kV, atau 20kV. Definisi ini sesuai

dengan SE Direksi PLN No. 0022.E/DIR/2005 tanggal 16

Desember 2005, tentang penetapan klasifikasi gangguan

sistem. Pada umumnya gangguan ini menyebabkan sistem

beroperasi Island dengan 1 island atau lebih yang bertahan.


b. Tindakan Awal

1. Pahami kondisi mutakhir sistem dan lokasi penyebab

awal gangguan.

2. Laporkan kondisi tersebut ke Operator Pembangkitan,

Gardu Induk dan Dispatcher APD.

3. Jika profil tegangan pada sistem berada di luar batas

yang diijinkan, maka laksanakan prosedur pengaturan

tegangan yang terdapat pada Prosedur Operasi Kondisi

Normal.

c. Tindakan Pemulihan

Jika terjadi gangguan transmisi yang menyebabkan

terbukanya sistem loop/terbentuknya Island, maka lakukan

tindakan sesuai urutan berikut :

- Sinkronkan line transimisi yang trip jika telah

memenuhi syarat sinkron.4

- Jika tidak memenuhi syarat sinkron, maka lakukan

langkah-langkah sesuai urutan berikut sampai

syarat sinkron terpenuhi :

4 Syarat Syarat untuk melakukan sinkronisasi :

Tegangan harus sama. Frekuensi harus sama. Sudut Fasa harus sama.


Laksanakan prosedur pengaturan tegangan yang

terdapat pada Prosedur Operasi Kondisi Normal.

Pada titik yang bertegangan rendah lakukan

langkah langkah sebagai berikut :

Naikkan tegangan genarator pembangkit terdekat.

Lepaskan beban distribusi.

Tambah beban pembangkit.

Pada titik yang bertegangan tinggi lakukan langkah

langkah sebagai berikut :

Turunkan tegangan genarator pembangkit terdekat.

Masukkan beban distribusi.

Kurangi beban pembangkit.

Pindahkan sinkronisasi ke titik yang lebih

memungkinkan. 5

4.2. Pengaturan Operasi pada Kondisi Padam Total

a. Definisi

Yang dimaksud dengan Padam Total, adalah kondisi

hilangnya profil tegangan 275kV, 150kV, 66kV, 30kV dan 20

kV pada seluruh grid sistem Sulawesi Selatan dan

Sulawesi Barat.

b. Tindakan Awal

5 Syarat Syarat untuk melakukan Loop :

Perbedaan tegangan di bawah 10 kV.


Pahami kondisi mutakhir sistem dan lokasi penyebab

awal gangguan.

Laporkan kondisi mutakhir sistem ke Dispatcher APD,

Operator Unit Pembangkitan dan Operator GI.

Untuk Dispatcher bagian Selatan, buka PMT sesuai

urutan:

Gardu Induk Peralatan yang harus dilepas

TELLO

PMT 66 kV Kapasitor

PMT 66 kV Line Daya

PMT 66 kV Line Mandai

PMT 66 kV Line Borongloe

PMT 150 kV Line Bosowa

PMT 150 kV Pangkep

PMT 150 kV Tallo Lama 1 dan 2

PMT 150 kV Sungguminasa 1 dan 2

DAYA PMT 66 kV Kapasitor (semua)

PNKEP

PMT 66 kV Kapasitor (semua)

PMT 66 kV Line Mandai 1 dan 2

PMT 150 kV Line Bosowa

PMT 150 kV Line Tello

PMT 150 kV Line Parepare 2

PMT 150 kV Line Tonasa 1 dan 2

TLAMA PMT 66 kV Kapasitor (semuanya)

SGMSA

PMT 150 kV Line Tallasa 1 dan 2

PMT 150 kV Line Tanjungbunga 1 dan 2

PMT 150 kV Line Maros 1 dan 2

TLASA PMT 150 kV Line Sungguminasa 2

PMT 150 kV Line PLTU Jeneponto 1 & 2


MAROS PMT 150 kV Line Sidrap 1 & 2

PMT 150 KV Line Sungguminasa 2

JNPTO PMT 150 kV Line Bulukumba 2

BKMBA PMT 150 kV Line Jeneponto 1 dan 2

PMT 150 kV Line Bone

SNJAI PMT 150kV Line Bulukumba

BONE

PMT 150 kV Line Bulukumba

PMT 150 kV Line Sinjai

PMT 150 kV Line Soppeng 2

Untuk Dispatcher Bagian Utara, buka PMT sesuai urutan

sebagai berikut :

Gardu Induk Peralatan yang harus dilepas

BKARU PMT 150 kV Line Polmas

PWALI PMT 150 kV Line Majene 1 dan 2

MJENE PMT 150 kV Line Polmas 2

PMT 150 kV Line Mamuju 1 dan 2

MMUJU PMT 150 kV Line Majene 2

PPARE

PMT 150 kV Line Polmas

PMT 150 kV Line Sidrap 1 dan 2

PMT 150 kV Line Pangkep 1 dan 2

SDRAP

PMT 150 kV Line Soppeng 1 dan 2

PMT 150 kV Line Makale 1 dan 2

PMT 150 kV Line Sengkang 1 dan 2

PMT 150 kV Line Maros 1 dan 2

SPENG

PMT 150 kV Line Sidrap 2

PMT 150 kV Line Bone 1 dan 2

PMT 150 kV Line Sengkang 1 dan 2

SKANG PMT 150 kV Line Soppeng 1 dan 2


PMT 150kV Line Sidrap 2

MKALE PMT 150 kV Line Sidrap 2

PMT 150 kV Line Palopo 1 dan 2

PLOPO PMT 150 KV Line Makale 2

PMT 150kV Line Latuppa 2

LTUPPA

PMT 150kV Line Palopo 1 dan 2

PMT 275kV Line Pamona 1 & 2

PMT 275kV IBT 2

PMONA PMT 275kV Line Latuppa 2

PMT 150kV Line Poso 1 dan 2

c. Tindakan Pemulihan

Membangun Sub-Sistem Bakaru

Untuk proses pemulihannya, Dispatcher Utara dan

Selatan segera memerintahkan semua Unit Pembangkit

yang memiliki fasilitas Black-start untuk melakukan idle

run tanpa mengisi bus 150kV. Pemulihan beban

dilaksanakan secepat mungkin dengan memprioritaskan

membangun dari Sub-Sistem Bakaru.

1. Untuk Dispatcher Bagian Utara, melakukan tindakan

sesuai urutan berikut :

a. Energize GI. Bakaru, GI Pinrang, dan GI Parepare

dari PLTA #1 atau #2 (dengan Mode Line

Charging).

b. Bebani GI. Bakaru, Parepare dan Pinrang jika

tegangan di bus 150kV GI Parepare sudah di atas

145kV dengan tetap memperhatikan beban PLTA

Bakaru.


c. Start dan paralel PLTD Suppa dan PLTD Parepare.

d. Tutup PMT 150kV Line Pangkep 1 di GI.

Parepare.6

e. Tutup PMT 150kV Line Bosowa di GI. Pangkep.

f. Koordinasikan dengan Dispatcher Selatan untuk

melakukan Sinkron dengan Sub-Sistem Tello

dengan menutup PMT 150kV Line Bosowa di GI.

Tello.

g. Tutup PMT 150kV Line PLTU Barru di GI Pare

h. Paralel kembali PLTU Barru jika masih putaran idle

(host load).

i. Tutup PMT 150kV Line Sidrap 1 atau 2 GI.

Parepare

j. Tutup PMT 150 kV Line Sengkang 1 di GI Sidrap.

k. Start dan paralel PLTGU Sengkang.

l. Tutup PMT 150 kV Line Soppeng 1 di GI

Sengkang.

m. Tutup PMT 150 kV Line Sengkang 1 di GI Soppeng

n. .Tutup PMT 150 kV Line Bone 1 di GI Soppeng

o. Tutup PMT 150 kV Line Sinjai di GI Bone.

p. Tutup PMT 150 kV Line Jeneponto 1 di GI. Bulukumba

q. Masukkan reactor 15MVar di GI Bulukumba jika

tegangan 150kV masih cukup tinggi.

6 Masukkan beban jika Gardu Induk paling ujung jika profil tegangan antara 145 150kV


Membangun Sub-Sistem Tello

Untuk Dispatcher bagian selatan, Jika tegangan dari Bakaru

diperkirakan masih lama bisa mengisi bus 150 kV GI. Tello,

maka lakukan langkah-langkah sesuai urutan berikut :

1. Start PLTG GE #1 atau GE #2 dengan Mode Line

Charging, kemudian lakukan langkah-langkah sebagai

berikut :

Buka PMT 150 kV IBT-1, IBT-3 dan IBT-5 di GI. Tello.

Lepas PMT 150 kV trafo generator sebagai berikut :

PMT 150 kV Trafo Cogindo 1 dan 2

PMT 150 kV Trafo Mitsubishi 1 atau 2

PMT 150 kV Trafo SWD 1 atau 2

Tutup PMT 150 kV Line Tallo Lama 1 di GI Tello

Tutup PMT 150 kV Line Panakkukang 1 di GI Tello

Bebani GE secara bertahap sampai 60% (beban

penyulang GI Tello dan GI Panakkukang).

Tutup PMT 150 kV Line Sungguminasa 1 di GI

Tello

Tutup PMT 150 kV Line Tallasa 1 di GI

Sungguminasa

Start dan paralel PLTD Sungguminasa


Bebani GI Sungguminasa

Tutup PMT 150 kV Line PLTU Jeneponto 1 di GI

Tallasa

Pastikan bahwa tegangan 150 kV sudah sampai

di GI PLTU Jeneponto

Paralel kembali PLTU Jeneponto jika masih

bertahan pada putaran idle (host load).

Paralel PLTD Mitsubishi, SWD dan Cogindo

Bebani GI Tallo Lama dan BI Bontoala secara

bertahap.

Start dan paralel PLTD MFO Silent di GI. Tallo

Lama.

Start dan paralel PLTD MFO Silent di GI.

Bontoala.

Tutup PMT 66 kV Line Borongloe di GI Tello 66

kV dan bebani GI. Borongloe

Start dan paralel PLTA Bilibili.

Tutup PMT 66 kV Line Mandai dan Line Daya di

GI. Tello dan bebani GI Mandai dan GI Daya

Jika tegangan dari Sub-Sistem Utara sudah ada

di ujung Line Pangkep atau Line Bosowa di GI

Tello, koordinasikan dengan Dispatcher utara

untuk melakukan sinkronisasi dengan Sub-

sistem Tello


2. Jika PLTG Alsthom 1 direncanakan mengisi Bus 150 kV

lebih awal (blackstart), maka lakukan langkah-langkah

sebagai berikut :

Buka kedua sisi PMT salah satu IBT 150/70 kV di GI.

Tello (prioritas IBT 5) jika IBT 3 dan IBT 5 beroperasi

paralel sebelum gangguan.

Lepas PMT 150 kV trafo generator sebagai berikut :

PMT 150 kV Trafo Cogindo 1 & 2

PMT 150 kV Trafo GE 1 atau 2

PMT 150 kV Trafo Mitsubishi 1 atau 2

PMT 150 kV Trafo SWD 1 atau 2

Start dan paralel PLTG Alsthom 1 untuk mengisi

Bus 150 kV GI Tello 150 kV dan bebani bertahap

GI. Tello sampai 60 % dari kemampuan PLTG

Alsthom 1.

Masukkan kembali PMT 150 kV Trafo PLTG GE

Start dan Paralel semua unit PLTG GE.

Bebani GI Tello dan GI Panakukkang.

Lakukan langkah-langkah sebagaimana proses

blackstart dari GE di atas.

3. Untuk Dispatcher Selatan, Jika Busbar GI Tello 150 kV

belum bertegangan, sedangkan tegangan dari sistem


utara sudah sampai di ujung Line 150 kV Bosowa di GI.

Tello, maka lakukan langkah berikut :

Tutup PMT 150 kV Line Bosowa GI. Tello 150 kV,

kemudian paralel pembangkit di Tello dan bebani

Gardu Induk di Sistem Selatan sesuai urutan

berikut :

1. GI. Tello

2. GI. Borongloe (untuk parallel PLTA

Bilibili)

3. GI. Panakukang

4. GI. Tallo Lama

5. GI. Bontoala.

Atur tegangan sesuai SOP pengaturan tegangan

pada kondisi normal.

Normalkan semua PMT Line 150 kV dan 66 kV

yang masih beroperasi 1 line, serta normalkan

pembangkit dan beban pada semua Gardu Induk

secara bertahap7.

7 Pada proses penormalan, selalu pantau dan atur tegangan pada kisaran 135 150 kV, dan masukkan beban penyulang 20 kV jika tegangan di Busbar 150 kV berada diatas 150 kV


Membangun Sub-sistem Sengkang

1. Start GT #11, GT #12 atau PLTG GT #21 PLTGU

Sengkang, kemudian bebani GI. Sengkang.

2. Tutup PMT 150 kV Line Sidrap 1 di GI. Sengkang

3. Tutup PMT 150 kV Line Sengkang 1 di GI. Sidrap.

4. Jika Line Sidrap 1 di GI. Parepare sudah bertegangan,

maka sinkronkan PMT 150 kV Line Sidrap 1 di GI.

Parepare (Sinkron dengan Sub-Sistem Bakaru).

5. Tutup PMT 150kV Line Maros 1 di GI Sidrap

6. Jika sub-sistem Bakaru sudah paralel dengan Sub-sistem

Tello,

Lakukan sinkron/loop di GI Maros.

7. Normalkan seluruh line transmisi pada jalur utama.

8. Atur tegangan sesuai SOP pengaturan tegangan pada

kondisi normal dan normalkan loop Sistem.

9. Normalkan semua PMT Line 150 kV dan 66 kV yang

masih beroperasi 1 line, serta normalkan pembangkit dan

beban pada semua Gardu Induk secara bertahap.

Membangun Sub-Sistem Poso

Untuk Dispatcher Bagian Utara, melakukan tindakan sesuai

urutan berikut :

1. Jika tegangan belum ada di GI Palopo :

a. Start PLTA Poso unit 1, 2 atau 3 dengan Mode Line

Charging.


b. Naikkan tegangan PLTA Poso secara bertahap hingga

tegangan terbaca di GI Latuppa 260 kV.

c. Bebani Trafo Distribusi 10 MVA di GI. Pamona

150 kV

d. Masukkan PMT 275kV IBT 1 di GI Latuppa.

e. Masukkan PMT 150 kV Tie line 1 Palopo di GI

Latuppa.

f. Bebani GI Palopo secara bertahap.

2. Jika tegangan sudah ada di GI Palopo :

a. Masukkan PMT 150 kV Tie line Palopo 1 di GI

Latuppa

b. Posisikan Tap Changer IBT #1 GI Latuppa pada

Tap 4.

c. Masukkan PMT 275kV IBT #1 GI Latuppa.

d. Lakukan backfeeding ke GI Pamona dengan

posisi reactor 50MVar posisi masuk.

e. Koordinasikan dengan GI Pamona dan PH PLTA

Poso untuk tegangan ujung di GI Pamona dan

PH PLTA Poso.

f. Start dan paralel PLTA Poso.


4.3. Pengaturan Operasi pada Kondisi Gangguan Transmisi

Kondisi Gangguan pada Transmisi Radial

a. Definisi

Yang dimaksud dengan transmisi Radial, adalah :

Segmen Tegangan

Polmas Majene 150 kV

Majene Mamuju 150 kV

Sidrap Makale 150 kV

Sungguminasa Tanjung Bunga 150 kV

Tello Tallo Lama 150 kV

Tallo Lama Bontoala 66 kV

Tello Panakukkang 150 kV

Tello Borongloe 66 kV

Tello Daya 66 kV

Daya Mandai 66 kV

Pangkep Tonasa 66 kV

Pangkep Maros 66 kV

Tello Barawaja 30 kV


b. Tindakan Pemulihan

Bila terjadi gangguan pada jalur tersebut di atas, maka

tindakan Dispatcher adalah sebagai berikut :

1. Pastikan lokasi transmisi yang mengalami gangguan

(trip) dan normalkan frekuensi dan tegangan sistem.

2. Tanyakan dan catat indikasi relai yang bekerja ke

operator Gardu Induk.

3. Tanyakan kondisi peralatan yang mengalami

gangguan ke operator Gardu Induk.

4. Pastikan Operator Gardu Induk telah melaksanakan

SOP Lokal pada Gardu Induk yang mengalami

gangguan.

5. PMT Line bisa dicoba masuk kembali satu kali dengan

tetap memperhatikan kondisi sistem, jika line

transmisi tersebut tidak memiliki relai auto reclose.

6. Lokalisir gangguan dan laporkan ke Piket Tragi terkait,

jika PMT tidak bisa masuk kembali akibat gangguan

permanen.

7. Untuk Gangguan permanen Transmisi 66 kV Line

Tello Daya, maka GI. Daya disuplai dari GI. Mandai.

8. Untuk Gangguan permanen Transmisi 66 kV Line

Tello Mandai, maka GI. Mandai disuplai dari GI.

Daya, atau GI. Pangkep.

9. Laporkan ke APD atau Piket Distribusi Cabang terkait,

jika gangguan menyebabkan pasokan tegangan ke

distribusi hilang.


Gangguan Transmisi Yang Berhubungan Dengan Pembangkit

a. Definisi

1. GI. Bakaru GI. Polmas GI. Pinrang GI.

Parepare,

2. GI. Suppa GI. Parepare,

3. GI. Sengkang GI. Soppeng,

4. GI. Sengkang GI. Sidrap,

5. GI. PLTU Barru GI. Pangkep GI. Tello

6. GI. PLTU Jeneponto GI. Tallasa GI.

Sungguminasa GI Tello

7. GI. Pamona GI. Latuppa GI. Palopo.

b. Tindakan Pemulihan

1. Normalkan frekuensi dan tegangan sistem.

2. Pastikan lokasi SUTT yang mengalami gangguan

(trip).

3. Cek kondisi Unit Pembangkitan yang berhubungan

dengan transmisi yang trip.

4. Tanyakan dan catat indikasi relai yang bekerja ke

operator Gardu Induk.

5. Bila SUTT yang gangguan menyebabkan sistem

defisit daya, maka start pembangkit yang siap

operasi sesuai merit order.


6. PMT Line bisa dicoba masuk kembali satu kali

dengan tetap memperhatikan kondisi sistem, jika

line transmisi tersebut tidak memiliki relai auto

reclose.

7. Jika PMT tidak bisa masuk kembali karena

gangguan, lokalisir gangguan dan laporkan ke Unit

TRAGI yang bersangkutan.

8. Laporkan ke APD atau Piket Area Distribusi terkait,

jika sistem membutuhkan perubahan beban

distribusi.

4.4. Kondisi Operasi Terpisah ( Island Operation)

Definisi

a. Island Operation adalah suatu strategi untuk mempertahankan

sistem setelah tejadinya gangguan besar dan 5 tahapan skema

UFR sudah bekerja dengan membentuk beberapa sub-sistem.

b. PLTA Bakaru, PLTGU Sengkang, PLTA Poso, PLTU

Jeneponto dan Barru serta beberapa pembangkit di site Tello

dan Tallasa diharapkan dapat beroperasi membentuk Island

bila frekuensi sistem menyentuh 48,20 Hz.

c. Island PLTA Bakaru akan terpisah menjadi 2 sub-sistem

dengan melepaskan beban di GI. Pangkep dan GI. Barru

dengan melepas PMT 150 kV Line PLTU Barru 1 dan 2 di GI

Parepare.

d. PMT-PMT yang terbuka untuk membentuk Island tersebut

adalah:

5.a.d.1. Skema Island Operation Tahap 1.


PMT 150 kV Line Sidrap 1 dan 2 di GI. Parepare

PMT 150 kV Line Tello di GI. Pangkep

PMT 150 kV Line Bosowa di GI. Pangkep

PMT 150 kV Line Maros 1 dan 2 di GI. Sidrap

PMT 150 kV Line Maros 2 di GI. Sidrap

PMT 150 kV Line Sidrap 1 dan 2 di GI. Maros

PMT 150 kV Line Palopo 1 dan 2 di GI. Makale

5.a.d.2. Skema Island Operation Tahap 2

PMT 150 kV Line PLTU Barru 1 di GI. Parepare

PMT 150 kV Line PLTU Barru 2 di GI. Parepare.

Tindakan Pemulihan

a. Jika Island Bakaru berhasil beroperasi, tindakan Dispatcher

adalah :

1. Pahami kondisi mutakhir Sistem.

2. Menginformasikan dan memerintahkan Operator PLTA

Bakaru untuk mengatur frekuensi Island Bakaru sendiri.

3. Menginformasikan kepada Operator PLTG GE atau Alsthom

di Tello untuk blackstart tanpa mengisi bus 150 kV (idle run)

dan menunggu tegangan dari sistem.

4. Laksanakan prosedur tindakan pemulihan kondisi blackout.

b. Jika Island Sengkang berhasil beroperasi, tindakan Dispatcher

adalah:

1. Pahami kondisi mutakhir sistem.


2. Menginformasikan dan memerintahkan Operator PLTGU

Sengkang untuk mengatur frekuensi Island Sengkang

sendiri.

3. Jika Bus 150 kV GI. Bakaru hilang tegangan, maka

informasikan kepada Operator PLTA Bakaru untuk start

dengan mode Line Charge mengacu pada SOP Padam

Total


c. Jika Island Tello berhasil beroperasi, tindakan Dispatcher

adalah:

1. Pahami kondisi mutakhir sistem.

2. Menginformasikan dan memerintahkan Operator

pembangkit terbesar yang yang masih beroperasi Tello

untuk mengatur frekuensi Island Tello sendiri.

3. Jika Bus 150 kV GI. Bakaru hilang tegangan, maka

informasikan kepada Operator PLTA Bakaru untuk start

dengan mode Line Charge mengacu pada SOP Padam

Total


d. Jika Island Poso berhasil beroperasi, tindakan Dispatcher

adalah :

1. Pahami kondisi mutakhir Sistem.


2. Menginformasikan dan memerintahkan Operator PLTA

Poso untuk mengatur frekuensi Island Poso sendiri.

3. Jika Island Sengkang kehilangan tegangan, kirim tegangan

dari GI Palopo sampai busbar 150 kV GI Sengkang (melalui

GI Palopo GI. Makale GI Sidrap).

4. Start dan paralel PLTGU Sengkang.



Bagian 5 : Pengaturan Operasi Kondisi Darurat

5.1.5.1.5.1.5.1. DefinisiDefinisiDefinisiDefinisi

Keadaan Darurat pada Sistem dianggap terjadi bila :

a. Kapasitas marjin cadangan atau tegangan Sistem turun ke

bawah tingkat yang dapat diterima.

b. Gangguan telah menyebabkan Sistem terpisah dan/atau

pemadaman sebagian atau total.

c. Terjadinya badai, gempa bumi, huru-hara dan sebagainya

mengancam keamanan Sistem.


Dispatcher AP2B dan Pemakai Jaringan lainnya wajib

mengikuti prosedur Operasi Kondisi Darurat untuk

mengembalikan kondisi Sistem secepatnya ke keadaan aman.

5.2.5.2.5.2.5.2. PengPengPengPengendalian Operasi Kondisi Normalendalian Operasi Kondisi Normalendalian Operasi Kondisi Normalendalian Operasi Kondisi Normal

PLN AP2B harus memelihara dan mendistribusikan sebuah

Petunjuk Prosedur Keadaan Darurat Sistem berikut daftar rinci

semua pihak yang harus diberitahu bahwa Sistem dalam

keadaan darurat, termasuk nomor telepon dinas dan telepon

rumah serta alternatif penyampaian lain bila mereka tidak

berada di rumah. Petunjuk tersebut juga harus menetapkan

tempat ke mana petugas utama harus pergi melapor untuk

pelaksanaan pemulihan.

a. Pengumuman Kekurangan Daya

PLN AP2B akan mengumumkan kepada pemakai

jaringan suatu kondisi Kekurangan Daya bila :

Cadangan operasi turun sampai di bawah kebutuhan

minimum dan tidak tersedia daya untuk mengatasinya.

Cadangan operasi dalam rencana bulanan diperkirakan

akan kurang dari kebutuhan minimum dan tidak tersedia

daya untuk mengatasinya. Dalam kasus terakhir, maka

PLN AP2B harus mengumumkan keadaan Kekurangan

Daya minimal seminggu sebelumnya.

b. Pemberitahuan Kekurangan Daya


Segera setelah Kekurangan Daya diumumkan, PLN

AP2B harus :

Memberitahu PLN Area Distribusi terkait bahwa telah

terjadi kekurangan daya dan agar mempersiapkan

pelepasan beban yang dapat diputus (Manual Load

Sheeding) guna mempertahankan tingkat cadangan

operasi minimum berdasarkan daftar penyulang yang

telah disepakati.

Memberitahu Unit/Perusahaan Pembangkit bahwa telah

terjadi atau mungkin akan terjadi kekurangan daya dan

agar berusaha untuk menambah daya tersedia di setiap

unit pembangkit.

Melaporkan kepada General Manager PLN Wilayah.

c. Pengumuman Kondisi Darurat di Sistem

PLN AP2B mengumumkan adanya kondisi darurat bilamana

:

Cadangan berputar di Sistem turun ke tingkat di bawah

kebutuhan minimum;

Pembebanan yang tinggi pada ruas transmisi, sehingga

bisa menyebabkan ketidakstabilan Sistem.

Tegangan Sistem yang rendah dan dapat membawa ke

kondisi voltage collapse dan semua upaya yang ada

telah dilakukan untuk mengatasi masalah.

Gangguan jaringan telah menyebabkan terpecahnya

Sistem dan/atau pemadaman sebagian atau total.


Ada ancaman badai, gempa bumi, kebakaran, huru-hara

dan sebagainya terhadap keamanan Sistem.

d. Pemberitahuan Keadaan Darurat di Sistem.

Segera setelah keadaan darurat di Sistem diumumkan,

PLN AP2B harus segera melakukan pemberitahuan berikut :

Memberitahu semua Pemakai Jaringan melalui fasilitas

pesan operasi (grid operations message system) bahwa

keadaan darurat di Sistem telah diumumkan.

Memberitahu PLN Area Distribusi terkait, besar

pengurangan beban yang diperlukan (jika memang

perlu).

Melaporkannya kepada General Manager PLN Wilayah.

Memberitahu Pimpinan PLN AP2B tentang adanya badai,

gempa bumi, kebakaran, huru-hara dan sebagainya

sehingga perlunya mengaktifkan Ruang Operasi Darurat.

Pemberitahuan harus secara ringkas dan jelas

menyebutkan masalah yang terjadi dan tindakan yang

diharapkan dari penerima pemberitahuan.


Bagian 6 : Penutup

a. Prosedur operasi ini dibuat di Makassar pada hari Senin,

tanggal 17 September 2012 dan berlaku sejak tanggal

ditetapkan. Dengan berlakunya prosedur ini, maka

prosedur operasi sistem sebelumnya (edisi 01 Oktober

2011) dinyatakan tidak berlaku lagi.

b. Hal-hal lain yang belum diatur oleh prosedur operasi ini

dan dianggap perlu untuk ditambahkan, maka akan


disempurnakan melalui mekanisme perubahan prosedur

operasi dikemudian hari.

c. SOP ini akan diperbaharui bila ada penambahan

instalasi dan atau tidak sesuai lagi perkembangan

kondisi Sistem.

back feeding

Documents