TUGAS AKHIR - Unhasdigilib.unhas.ac.id/uploaded_files/temporary/DigitalCollection/NTYzY… ·...

i

ANALISIS KONTINGENSI SISTEM KELISTRIKAN SULSEL DENGAN

PENAMBAHAN 2 X 100 MW PLTU JENEPONTO DAN 2 X 50 MW PLTU

BARRU

TUGAS AKHIR

Sebagai salah satu syarat untuk

mencapai Gelar Sarjana Teknik dari

Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik

Universitas Hasanuddin

Oleh :

JURUSAN ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS HASANUDDIN

MAKASSAR

2012

ASWAR

D411 08 371

SARWAN

D411 08 364

ii

LEMBAR PENGESAHAN TUGAS AKHIR

ANALISIS KONTINGENSI SISTEM KELISTRIKAN SULSEL DENGAN

PENAMBAHAN 2 X 100 MW PLTU JENEPONTO DAN 2 X 50 MW PLTU

BARRU

Disusun Oleh:

ASWAR D411 08 371

SARWAN D411 08 364

Disusun dalam Rangka Memenuhi Salah Satu Persyaratan untuk Menyelesaikan

Program Strata-1 pada Subprogram Teknik Energi Listrik Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Hasanuddin

Makassar, 20 Maret 2013

Disahkan Oleh:

Pembimbing I

(Ir.Tajuddin Waris, MT)

NIP. 19650424 199203 1 003

Pembimbing II

(Ikhlas Kitta, ST, MT)

NIP. 19760914 200801 1 006

Mengetahui, Ketua Jurusan Teknik Elektro

Fakultas Teknik Universitas Hasanuddin

(Dr. Ir. Andani Achmad, MT)

NIP. 19601211 198703 1 002

iii

KATA PENGANTAR

Segala pujian hanyalah milik Allah Subhanahu Wa Ta‟ala, puji dan syukur

kami panjatkan kepada Allah „Azza Wa Jalla, Tuhan Yang Maha Pemurah lagi

Maha Penyayang. Tak terhitung jumlah rezeki yang dilimpahkan oleh-Nya kepada

segenap makhluk-Nya. Bahkan seandainya semua ranting pohon dijadikan

sebagai pena dan semua air lautan dijadikan sebagai tintanya, digunakan untuk

menulis rezeki-rezeki tersebut, niscaya tidak mungkin kita mampu menulisnya,

walaupun semua ranting telah patah dan semua lautan telah kering.

Atas pertolongan Allah Subhanahu Wa Ta‟ala, kami dapat menyelesaikan

tugas akhir ini sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar Sarjana Teknik

pada Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Hasanuddin.

Shalawat dan Salam kami haturkan kepada Rasulullah Muhammad SAW,

pribadi mulia pembawa risalah dien Al-Islam, hingga kita pun mampu

merasakannya pada saat sekarang ini dan mendapatkan keselamatan dan berkah di

dalamnya.

Pada penulisan tugas akhir ini, banyak hambatan yang kami hadapi. Akan

tetapi Allah Subhanahu Wa Ta‟ala berkenan memberikan jalan keluar bagi kami

dengan adanya bantuan dari berbagai pihak. Untuk itu, kami mengucapkan

banyak terima kasih kepada:

1. Bapak Ir.Tajuddin Waris, MT. selaku pembimbing I dan Bapak Ir. Ikhlas

Kitta, MT. selaku pembimbing II, yang telah memberikan pengarahan dan

bantuan selama penulisan tugas akhir ini.

iv

2. Bapak Ir. Amdani Achmad, MT. selaku Ketua Jurusan Teknik Elektro

Fakultas Teknik Universitas Hasanuddin.

3. Segenap staf Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas

Hasanuddin yang telah memberikan bantuan dalam hal urusan

administrasi.

4. Orang tua beserta segenap keluarga kami yang begitu ikhlas dan sabar

dalam memberikan bantuan moril dan materil.

5. Segenap keluarga besar Pondok Herza dan Pondok Indah yang telah

memberikan dukungan serta bantuannya dalam penyelesaian tugas akhir

ini.

6. Seluruh rekan-rekan mahasiswa Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik

Universitas Hasanuddin terkhusus teman-teman Spyware 08 dan Keluarga

Besar Laboratorium elektronika dan Divais yang senantiasa memberikan

dorongan dan semangat dalam menyelesaikan perkuliahan dan tugas akhir

ini.

Kami sepenuhnya menyadari banyaknya kekurangan kami dalam

mengerjakan tugas akhir ini. Oleh karena itu, kami berharap bahwa tugas akhir ini

bukanlah akhir dari tugas kita untuk senantiasa melakukan pengkajian ilmu-ilmu

keteknikelektroan dan memberikan sumbangsihnya.

Makassar, Oktober 2012

Penulis

v

ABSTRAK

Sistem tenaga listrik yang andal dan baik adalah sistem tenaga yang dapat

melayani beban secara kontinu pada tegangan dan frekuensi yang konstan. Agar

dapat melayani beban secara kontinu, maka saluran transmisi harus dapat

menghantarkan daya dari pembangkit ke beban dan juga sistem harus dapat

kembali dengan cepat ke kondisi normal setelah terjadi gangguan. Di dalam suatu

sistem tenaga listrikan namanya gangguan merupakan hal yang tidak bisa

dihindari. Gangguan tersebut bisa bersifat semaentara dan permanen yang bisa

merusak saluran aliran daya (load flow) sistem. Olehnya itu pada tugas akhir ini

kami akan menganailsis kasus kontingensi pada sistem kelistrikan SULSEL

dengan berdasarkan pada hasil load flow ETAP 7.0.

Pada tugas akhir ini, perhitungan aliran daya dilakukan dengan kondisi

masuknya 2 X 100 MW PLTU JENEPONTO DAN 2 X 50 MW PLTU

BARRU, pada saat pemutusan jaringan transmisi dan pelepasan generator

dengan menggunakan software ETAP 7.0. Untuk studi analisis kontingensi

sistem kelistrikan SULSEL ini kita membandingkan kondisi sistem pada saat

memutuskan jaringan transmisi dan melepaskan generator dengan kondisi

masuknya 2 X 100 MW PLTU JENEPONTO DAN 2 X 50 MW PLTU

BARRU. Dari hasil perbandingan hasil load flow dietap dengan berpatokan pada

kondisi tegangan bus sistem maka dapat diketahui kasus kontingensi mana yang

lebih mempengaruhi kondisi kenormalan sistem.

DAFTAR ISI

vi

HALAMAN JUDUL ...................................................................................... i

HALAMAN PENGESAHAN ........................................................................ ii

ABSTRAK....................................................................................................... iii

KATA PENGANTAR .................................................................................... iv

DAFTAR ISI ................................................................................................... vi

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... x

DAFTAR TABEL........................................................................................... xi

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang ....................................................................... 1

1.2 Rumusan Masalah .................................................................. 1

1.3 Tujuan Penelitian.................................................................... 2

1.4 Batasan Masalah..................................................................... 2

1.5 Metode penelitian ................................................................... 2

1.6 Sistematika Penulisan............................................................. 3

BAB II LANDASAN TEORI

2.1 Umum ..................................................................................... 5

2.2 Kasus Kontingensi ................................................................. 5

2.2.1 Contingency Screening ................................................. 7

2.2.2 Full AC Analysis ........................................................... 7

2.2.3 CA Output ..................................................................... 7

II.3 ANALISIS KONTINGENSI ................................................. 9

II.3.1 Analisis Kontingensi Deterministik.............................. 9

vii

2.3.2 Analisis Kontingensi Non-Deterministik. ..................... 10

2.3.3 Analisis Kontingensi dengan Metode Aliran

Daya Newton-Raphson ................................................. 11

2.3.4 Perhitungan Kontingensi Dengan Metode Aliran

Daya Newton Raphson................................................. 15

BAB III METODOLOGI PENELITIAN

III.1 Jenis Penelitian ..................................................................... 17

III.2 Lokasi Penelitian .................................................................. 17

III.3 Waktu Penelitian .................................................................. 17

III.4 Pengumpulan Data ............................................................... 18

III.5 Gambaran Umum Sistem Tenaga Listrik Sulawesi Selatan. 18

III.6 Sistem Kontingensi SULSEL............................................... 20

III.7 Pemodelan Sistem Interkoneksi ........................................... 22

III.8 Analisis Data ........................................................................ 23

III.9 Diagram Alir Program.......................................................... 23

BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Data Sistem Interkoneksi SULSEL........................................ 25

4.2 Apalikasi Etap ........................................................................ 33

4.3 Hasil Simulasi ........................................................................ 37

4.3.1 Perhitungan Tegangan Bus............................................ 37

4.3.2 Hasil Perhitungan Tegangan Bus dalam Kondisi

viii

Normal............................................................................. 38

4.3.3 Hasil Perhitungan Tegangan Bus Dengan Pemutusan

Jaringan Transmisi ....................................................... 42

4.3.4 Perbandingan Tegangan Bus Sistem Interkoneksi SULSEL

dalam kondisi Normal, Pemutusan Jaringan Transmisi

dan Pemutusan Generator............................................. 66

4.4 Perbandingan Keadaan Bus Sistem Kelistrikan SULSEL dalam

Kondisi Normal,Setelah penambahan 2x100 MW PLTU

Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru dan kondisi kontingensi

Pemutusan Jaringan Transmisi dan Pemutusan Generator setelah

penambahan 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 PLTU

Barru………………………………………………………… 80

4.4.1 Kondisi tegangan bus sistem dalam keadaan normal... 84

4.4.2 Kondisi tegangan bus sistem dengan penambahan 2x100

MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru. .... 84

4.4.3 Kondisi tegangan bus pada saat pemutusan jaringan

transmisi pada sistem dengan masuknya 2x100 MW PLTU

Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru……………….. 85

4.4.4 Kondisi tegangan bus pada saat pelepasan generator pada

sistem dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan

2x50 MW PLTU Barru……………………………….. 87

4.5 Hasil Perhitungan Losses dan Aliran Daya ( Load Flow )…….. 89

ix

BAB V Kesimpulan dan Saran

V.1 Kesimpulan............................................................................ 110

V.2 Saran ...................................................................................... 111

Daftar Pustaka

Lampiran

x

DAFTAR GAMBAR

Gambar 3.1 Single line diagram sistem Sulawesi Selatan ............................... 18

Gambar 3.2 flowchart sistem .......................................................................... 24

Gambar 4.1 Single line diagram SULSEL....................................................... 34

Gambar 4.2 Toolbar mode pada ETAP .......................................................... 35

Gambar 4.3 Load flow tool bar ....................................................................... 35

Gambar 4.4. Hasil Load Flow Calculation pada single line diagram .......... 36

Gambar 4.5 Display option pada ETAP......................................................... 36

Gambar 4.6 Study case tool bar ...................................................................... 37

Gambar 4.7 Load flow report .......................................................................... 37

Gambar 4.8 Load flow result analyzer ............................................................ 38

Gambar 4.9 Grafik perbandingan jumlah bus normal pada setiap kondisi sistem

.......................................................................................................................... 82

Gambar 4.10. Grafik perbandingan jumlah bus mendekati kritis pada setiap

kondisi sistem .............................................................................. 83

Gambar 4.11 Grafik perbandingan jumlah bus kritis pada setiap kondisi sistem . 83

Gambar 4.12 Grafik perbandingan pada saat pemutusan jaringan transmisi dan

pelepasan generator .......................................................................................... 81

xi

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Data Transmisi SULSEL 150 KV................................................... 25

Tabel 4.2 Data Transmisi SULSEL 70 KV..................................................... 27

Tabel 4.3 Data Transformator Interkoneksi SULSEL .................................... 28

Tabel 4.4 Data Beban Trafo Sistem Interkoneksi Sulselbar ............................ 30

Tabel 4.5 Data Pembangkitan ......................................................................... 32

Tabel 4.6 Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL dalam kondisi normal . 38

Tabel 4.7 Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL dengan masuknya

2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU Jeneponto ............ 43

Tabel 4.8 Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL dengan masuknya 2x50

MW PLTU Barru (Pelepasan saluran Pangkep-Barru)…………… 46


2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU Jeneponto............. 49


2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU Jeneponto

(Pelepasan Saluran Pangkep-Barru )............................................. 52


2x50 MW PLTU Barru (Pelepasan Generator Parepare)……… 57


2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan Generator PLTD Arena.. 56

xii

Tabel 4.13 Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL dengan masuknya 2x50

MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan

Generator Parepare)…………………………………………….. 62

Tabel 4.14 Perbandingan Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL

sebelum dan setelah penambahan 2x50 MW PLTU Barru

dan 2x100 MW PLTU Jeneponto................................................... 66


dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto........................... 72


dengan masuknya 2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW

PLTU Jeneponto.............................................................................. 76

Tabel 4.17 Perbandingan Keadaan Bus Sistem Kelistrikan SULSEL ............ 81

Tabel 4.18 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat masuknya

PLTU Jeneponto dan PLTU Barru................................................ 83

Tabel 4.19 Bus yang mengalami kondisi mendekati kritis pada saat masuknya

PLTU Jeneponto dan PLTU Barru................................................. 86

Tabel 4.20 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat pelepasan saluran

Jeneponto-Bulukumba…………………………………………… 86

Tabel 4.21 Bus yang mengalami kondisi mendekatikritis pada saat pelepasan

saluran Jeneponto-Bulukumba……………………..................... 86


Pangkep-Barru…………………………………………………….. 87

Tabel 4.23 Bus yang mengalami kondisi mendekati kritis pada saat

xiii

pelepasan saluran Pangkep-Barru ................................................. 87

Tabel 4.24 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat pelepasan Generator

PLTD Arena………………………………………………………... 88

Tabel 4.25 Bus yang mengalami kondisi mendekati kritis pada saat pelepasan

Generator PLTD Arena……………………………………………... 88

Tabel 4.26 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat pelepasan Generator

Parepare............................................................................................. 88

Tabel 4.27 Bus yang mengalami kondisi mendekati kritis pada saat pelepasan

Generator Parepare………………………………………………….. 89

Tabel 4.28 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kondisi normal...……... 89

Tabel 4.29 Losses dan aliran daya pada ( load flow ) kondisi masuknya 2x100

MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru...……………….. 93

Tabel 4.30 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kondisi masuknya 2x100

MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru .………….…….. 97

Tabel 4.31 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kasus pemutusan jaringan

transmisi masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW

PLTU Barru ………………………………………………………. 101

Tabel 4.32 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kasus pelepasan generator

dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW

PLTU Barru ……...……………………………………………….. 106

xiv

BAB IBAB 1

xv

BAB IIPENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Dengan berkembangnya teknologi maka semakin banyak peralatan-peralatan

yang menggunakan energi listrik, baik itu peralatan rumah tangga maupun

peralatan industri, tidak heran bila sebagian besar masyarakat menjadikan

energi listrik sebagai kebutuhan primer. Seiring dengan berkembangnya

teknologi dan pembangunan maka ketersediaan akan pasokan energi listrik

menjadi hal yang sangat penting.

Solusi untuk memenuhi kebutuhan energi listrik yang semakin hari

semakin bertambah khususnya di wilayah Sulawesi Selatan adalah dengan

penambahan 2x100 MW PLTU JENEPONTO dan 2x50 MW PLTU BARRU

Masuknya 2x100 MW PLTU JENEPONTO dan 2x50 MW PLTU

BARRU dalam sistem tenaga listrik Sulawesi Selatan akan mempengaruhi

kualitas daya sistem kelistrikan tersebut, dan akan menyebabkan

permasalahan distorsi tegangan.

Untuk mengatasi masalah tersebut maka dalam tugas akhir ini kami akan

melakukan analisis terhadap dampak dari masuknya 2x100 MW PLTU

JENEPONTO dan 2x50 MW PLTU BARRU pada sistem Kelistrikan

Sulawesi Selatan.

1.2 Rumusan Permasalahan

Berdasarkan latar belakang yang telah dikemukakan di atas,maka rumusan

permasalahan dari tugas akhir ini adalah :

xvi

1. Bagaimana pengaruh sistem kelistrikan SULSEL dengan penambahan

2x100 MW PLTU JENEPONTO dan 2x50 MW PLTU BARRU

2. Membandingkan kasus kontingensi pemutusan jaringan transmisi dengan

pelepasan generator dengan masuknya 2x100 MW PLTU JENEPONTO

dan 2x50 MW PLTU BARRU

1.3 Tujuan Penulisan Tugas Akhir

Tujuan penulisan tugas akhir ini ialah:

1. Untuk memperoleh informasi tentang pengaruh penambahan 2x100 MW

PLTU JENEPONTO dan 2x50 MW PLTU BARRU terhadap sistem

kelistrikan Sulawesi Selatan.

2. Untuk mengidentifikasi bus-bus sistem yang tegangannya melewati batas

operasi yang diijinkan akibat gangguan kontingensi.

xvii

BAB III1.4 Batasan Masalah

Batasan masalah dalam penulisan tugas akhir ini hanya dalam

menganalisis aliran daya sistem kelistrikan Sulawesi Selatan dengan

menggunakan software ETAP 7.0.

xviii

BAB IV1.5 Metode Penelitian

Dalam penyusunan tugas akhir ini ada beberapa metode yang akan

kami gunakan yaitu:

1. Studi literature

Studi literature yaitu mengadakan studi dari buku, internet dan sumber

bahan pustaka atau informasi lainnya yang terkait dengan materi yang

dibahas dalam tulisan ini.

2. Metode Pengambilan Data

Metode pengambilan data dilakukan dengan pengambilan data secara

langsung maupun melalui wawancara atau diskusi dengan pihak yang

terkait.

3. Metode Analisis Data

Metode analisis data yaitu dengan menganalisa hasil perhitungan yang

terkait dengan tujuan penulisan tugas akhir ini.

4. Diskusi dan Konsultasi

Melakukan tanya jawab secara langsung kepada pembimbing dan kepada

pihak-pihak profesional yang ada berhubungan dengan tugas akhir ini.

5. Membuat kesimpulan

Membuat kesimpulan dari hasil analisis yang telah dilakukan sebelumnya

xix

BAB V1.6 Sistematika Penulisan

Penulisan tugas akhir ini terdiri dari 5 (lima) bab dengan sistematika

penulisan sebagai berikut:

BAB I PENDAHULUAN

Bab pendahuluan berisi tentang uraian singkat mengenai latar belakang,

rumusan masalah, tujuan penulisan, batasan masalah,metodologi penulisan,

dan sistematika penulisan tugas akhir.

BAB II TEORI DASAR

Dasar teori berisi beberapa teori yang mendasari penyusunan tugas akhir ini.

Teori tersebut antara lain mengenai keandalan pada sistem kelistrikan dengan

menggunakan ETAP 7.0.

BAB III DATA SISTEM KELISTRIKAN SULAWESI SELATAN

Pada bab ini akan menampilkan keadaan umum saluran transmisi daerah

SULAWESI SELATAN.

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

Pada Bab ini akan dibahas tentang load flow dan sistem kelistrikan Sulawesi

Selatan dengan masuknya 2x100 MW PLTU JENEPONTO dan 2x50 MW

PLTU BARRU menggunakan Software ETAP 7.0.

BAB V PENUTUP

Bab ini berisi kesimpulan dari pembahasan permasalahan dan saran-saran

untuk perbaikan dan penyempurnaan tugas akhir ini.

xx

BAB II

LANDASAN TEORI

2.1 Umum

Analisis kontingensi adalah pelepasan secara sengaja komponen generator

atau saluran transmisi untuk di dapatkan keandalannya. Setelah pelepasan tersebut

maka dapat diketahui dan dievaluasi kondisi sistem . Oleh karena itu sistem

transmisi secara periodik harus dianalisa menggunakan fungsi Kontingensi

analisis (CA) untuk memprediksi masalah yang potensial apabila elemen terpilih

dari sistem tenaga dikeluarkan (out of service). Fungsi CA harus menggunakan

hasil hitungan state estimation sebagai “base case” dan memeriksa kasus

kontingensi tertentu untuk menetapkan apakah ada overload yang potensial atau

masalah tegangan yang muncul.

2.2 KASUS KONTINGENSI

Kasus kontingensi yang akan dianalisis harus berisi kombinasi dari elemen

, termasuk :

a. Branch outages

b. Switching reaktor atau kapasitor

c. Outages untuk pembangkit

d. Outages elemen beban

e. Perubahan peralatan switch (keluar atau masuk)

xxi

Dalam kejadian outages unit pembangkit atau outages yang menyebabkan

kehilangan beban, perubahan dalam pembangkitan/beban harus diberitahukan

kepada semua unit pembangkit yang masih beroperasi di dalam suatu area

kelistrikan yang berpengaruh, jadi solusinya harus dapat dibuat dengan hasil

berupa perubahan dalam topologi jaringan (seperti pembentukan bus sistem baru

atau merger beberapa bus) atau hasil berupa satu group bus diisolasi dari sistem

yang masih beroperasi tersebut.

Outages cascade harus dapat dimodelkan atau di-customized. Area akan

mendefinisikan transmisi terpilih sebagai peralatan outages sekunder. Setiap

peralatan outages sekunder harus terkait dengan titik pemantauan outages

sekunder. Apabila titik pemantauan peralataan outages sekunder menyimpang

terhadap batasan berkenaan dengannya selama pengevaluasian kasus kontingensi,

peralatan tersebut harus ditambahkan kedalam elemen outagesnya. Di butuhkan

minimal 20 peralatan outages sekunder, apabila peralatan outages sekunder

ditambahkan kedalam kasus tersebut, output harus jelas menguraikan penambahan

elemen sistem tenaga tersebut.

Fungsi CA harus menstudi sampai dengan 200 kasus kontingensi, termasuk

didalamnya kasus-kasus “dynamically created”.

Kasus-kasus “dynamically created” masing-masing harus berisi elemen

tunggal yang diambil agar lebih memperburuk sekumpulan transmisi yang over

load, jika ada.

xxii

2.2.1 Contingency Screening

Kasus kontingensi dapat di screening, sedemikian halnya mereka

merepresentasikan adanya problem sekuriti yang terburuk yang perlu dipelajari.

Screening harus mengidentifikasi problem daya aktif dan reaktif dan tegangan.

Proses screening harus dapat di-bypass oleh pengguna dengan memilih secara

manual kasus spesifik untuk analisa secara lebih detail.

II.2.2 Full AC Analysis

Setelah seluruh kasus kontingensi, studi “full AC Analysis” harus dapat

dilakukan untuk sepuluh kasus yang paling jelek.

CA akan berisi daftar penyimpangan untuk sekumpulan aliran transmsisi

dan tegangan bus yang ditandai pengguna, diutamakan untuk aliran pada transmisi

dan tegangan bus. Batasan untuk besaran non-analog input harus ditentukan.

Sebagai tambahan, untuk tegangan bus, harus ada satu set batasan penyimpangan

antara tegangan sebelum kontingensi dengan tegangan setelah kontingensi pada

bus yang ditentukan pengguna.

2.2.3 CA Output

CA akan mengingatkan pengguna setiap terjadi penyimpangan kontingensi.

Kondisi overload yang muncul dalam “base case” tidak perlu di “alarmkan”

kecuali mereka melebihi derajat overload dalam base case ditentukan oleh

“engineer –enterable amount”. Untuk setiap elemen yang menyimpang, output

xxiii

harus mengidentifikasi nama, nilai parameter dan batasan yang berkenaan

dengannya, dan nilai parameter dalam base case. Output CA harus juga

menyertakan kondsi awal peralatan outages. Output CA harus tersedia untuk

pencetakan pada peralatan yang ditugaskan pengguna. Penyimpangan sebagai

hasil dari CA harus diurutkan menurut keburukannya. Algoritma pengurutan

harus memperhitungkan “multiple limit” yang digunakan untuk setiap nilai pada

transmisi yang dipantau.

Pertama-tama memerintahkan untuk memonitor transmisi yang melampaui

batas operasi tertinggi, kemudian memonitor transmisi-transmisi yang melampaui

batas operasi tertinggi berikutnya, demikian selanjutnya. Tingkat keburukan harus

ditentukan berdasarkan pada derajat beban lebih (aktif dan reaktif) dan deviasi

tegangan sebagai hasil skenario gangguan yang telah ditentukan untuk setiap

kasus kontingensi. Sebuah rangkuman output harus dipersiapkan yang

mendaftarkan nomor kasus, judul kasus, dan prioritas untuk setiap kasus.

Informasi berikut harus tersedia bagi setiap kasus :

a. Apakah kasus tersebut “discreen” atau tidak

b. Hasil dari screening, contohnya konvergen, divergen, sistem terpisah, dan

pembangkitan tidak cukup

c. Apakah screening mengindikasikan penyimpangan yang potensial atau tidak

d. Rangking sesuai hasil screening. Di dalamnya berisi beberapa penyimpangan

seperti real, reaktif, besarnya tegangan dan penyimpangan tegangan

e. Apakah disimulasi memakai “full AC Analysis” atau tidak

xxiv

f. Hasil simulasi, contohnya, konvergen dengan penyimpangan, konvergen tanpa

penyimpangan, tidak konvergen, divergen, index keburukan, index keburukan

sebelumnya.

2.3. ANALISIS KONTINGENSI

Dalam analisis ini gangguan yang mungkin terjadi pada sistem

dimodelkan, sehingga biasa diambil tindakan yang diperlukan, jika benar-benar

terjadi. Kontingensi adalah suatu kejadian yang disebabkan oleh kegagalan atau

pelepasan dari satu atau lebih generator dan/atau transmisi .

Teknik analisis kontingensi dari tahun ke tahun berkembang terus seiring

dengan perkembangan komputer. Walaupun ada metode aliran daya yang lebih

baik seperti Gauss-Seidel dan Newton- Rhapson yang bisa mempercepat proses

komputasi,namun untuk menganalisis sistem dengan mensimulasi satu persatu

gangguan pada saluran dan pembangkit, akan memakan waktu yang lama. Ada 2

metoda analisis kontingensi :

2.3.1 ANALISIS KONTINGENSI DETERMINISTIK

Yaitu cara penganalisisan dengan membuat simulasi terlepasnya elemen

dari sistem tenaga misalnya satu saluran dilepas atau satu trafo dilepas atau satu

unit pembangkit dilepas, serta melihat pengaruh yang diakibatkannya. Beberapa

metoda analisis kontingensi deterministic yang dikenal saat ini yaitu:

1) Analisis kontingensi dengan menggunakan aliran daya arus searah (DC Power-

Flow Contingency Analysis) : Metoda ini paling sederhana tetapi hasil

xxv

yangdiberikan kurang akurat. Dapat digunakan untuk menganalisis kontingensi

tunggal atau kontingensi multi. Pada metoda ini, resistansi saluran diabaikan

sehingga daya reaktifnya dapat diabaikan dan didapatkan model rangkaian

linearnya (P-θ).

2) Analisis kontingensi dengan menggunakan matriks impedansi bus (Z BUS).

3) Analisis kontingensi dengan menggunakan metoda aliran daya Fast Decoupled

dan Newton-Rhapson.

2.3.2 ANALISIS KONTINGENSI NON-DETERMINISTIK.

Penganalisisan didasarkan pada tingkat keandalan sistem yang

didefinisikan pada 2 indeks keandalan yaitu LOLP (Loss-Off-Load-Probability)

dan EDNS (Expected Values Of Demand Not Served). Keandalan sistem yang

dimaksud tergantung kepada :

Ketidakpastian perkiraan beban.

Tingkat kepercayaan komponen/unit sistem tenaga.

Jadwal pemeliharaan komponen/unit sistem tenaga.

Kendala-kendala bagian yang terinterkoneksi.

Dengan kedua metoda di atas (LOLP dan EDNS), maka perencana sistem

mampu menentukan kapasitas elemen sistem tenaga yang akan dievaluasi dengan

menggunakan fungsi probabilitas kerapatan. Dengan teknik penganalisisan

secara probabilistik ini dapat ditentukan bagian saluran yang mana yang dibebani

lebih atau bus mana yang bertegangan abnormal tanpa mengevaluasi keseluruhan

sistem. Dengan demikian diharapkan waktu komputasi lebihcepat dan

xxvi

pengevaluasian dapat dititikberatkan pada daerah dimana sering terjadi gangguan

(outage).

2.3.3 Analisis Kontingensi dengan Metode Aliran Daya Newton-Raphson

Studi aliran daya adalah penentuan atau perhitungan tegangan, arus, daya,

dan faktor daya atau daya reaktif yang terdapat pada berbagai titik dalam suatu

jaringan listrik pada keadaan pengoperasian normal, baik yang sedang berjalan

maupun yang terjadi pada masa yang akan datang.

Studi aliran daya sangat penting dalam perencanaan dan pengembangan

suatu sistem untuk masa yang akan datang karena pengoperasian yang baik dari

sistem tersebut banyak tergantung pada diketahuinya efek interkoneksi dengan

sistem tenaga yang lain, beban yang baru, sistem pembangkit baru serta saluran

transmisi baru, sebelum semuanya itu dipasang. Oleh sebab itu tujuan utama dari

studi aliran beban dalam sistem tenaga adalah :

1. Memeriksa tegangan-tegangan pada setiap bus yang ada dalam sistem

apakah memenuhi batas-batas yang diizinkan di mana variasi tegangan

yang diperbolehkan adalah 10 %.

2. Untuk mengetahui besarnya rugi- rugi daya di sepanjang saluran

transmisi yang digunakan sehingga masih berada dalam batas-batas

yang diizinkan, yaitu 5 % daya yang disalurkan.

3. Memeriksa kapasitansi semua peralatan yang ada dalam sistem apakah

mampu menyalurkan daya yang diinginkan.

xxvii

Kontingensi adalah suatu kejadian yang disebabkan oleh kegagalan atau

pelepasan dari satu atau lebih generator dan/atau transmisi .Untuk mengevaluasi

unjuk kerja dan keandalan sistem tenaga listrik dapat dilakukan dengan

menggunakan analisis kontingensi. Analisis ini dilakukan dengan simulasi

gangguan pada suatu unit pembangkit atau saluran transmisi dan menyelidiki

pengaruh gangguan tersebut terhadap tegangan bus dan aliran daya aktif saluran.

Pendekatan tradisional untuk analisis kontingensi keadaan mantap dilakukan

dengan menguji semua kontingensi secara berurutan. Pada sistem tenaga listrik

yang besar pengujian kontingensi secara lengkap dengan mengikutsertakan semua

kemungkinan kontingensi adalah tidak efisien karena memerlukan waktu proses

yang lama. Di sisi lain, pengujian kontingensi yang dipilih berdasarkan

pengalaman dan perasaan (intuisi) dari perencana tidaklah memadai karena

kemungkinan akan mengabaikan kasus-kasus kontingensi yang kritis. Dengan

demikian diperlukan suatu daftar kontingensi yang dipilih dan melakukan analisis

kontingensi hanya untuk kasus-kasus kontingensi yang dipilih tersebut.

Suatu sistem tenaga listrik mungkin mengalami kondisi kontingensi,

antara lain: (1) lepasnya unit pembangkit dan/atau saluran transmisi akibat adanya

gangguan, dan (2) adanya penambahan atau pengurangan yang tiba-tiba dari

kebutuhan beban pada sistem tenaga listrik. Meskipun banyak kontingensi lain

yang dapat terjadi, namun hanya kontingensi-kontingensi yang mempunyai

probabilitas yang tinggi (credible) yang akan dipertimbangkan.

Kriteria yang digunakan untuk menentukan keandalan sistem, salah

satunya dengan menggunakan kriteria keandalan keamanan. Metode ini

xxviii

menggambarkan tingkat keandalan sistem dengan memperhitungkan

kemungkinan gangguan unit pembangkit dan juga gangguan peralatan transmisi.

Dengan kriteria indeks keandalan keamanan N-1 apabila dalam sistem terdapat N

buah elemen baik unit pembangkit maupun peralatan transmisi, sistem tidak akan

kehilangan beban (tidak terjadi pemadaman) apabila sebuah elemen sistem

mengalami gangguan.

Salah satu teknik dalam analisis kontingensi adalah dengan metode aliran

daya Newton-Rahpson. Metode ini mencoba untuk mensimulasikan pengaruh

gangguan kontingensi pada saluran transmisi terhadap perubahan tegangan bus

dan sudut fase tegangan serta menyelesaikan secara baik komputasi numeris

analisis kontingensi pada sistem interkoneksi tenaga listrik.

Pendekatan konvensional untuk analisis kontingensi keadaan mantap

dilakukan dengan menguji semua kontingensi secara berurutan. Pada s istem

tenaga listrik yang besar pengujiankontingensi secara lengkap dengan

mengikutsertakan semua kemungkinan kontingensi adalah tidak efisien karena

memerlukan waktu proses yang lama. Di sisi lain, pengujian kontingensi yang

dipilih berdasarkan pengalaman dan perasaan (intuisi) dari perencana tidaklah

memadai karena kemungkinan akan mengabaikan kasus-kasus kontingensi yang

kritis. Dengan demikian diperlukan suatu daftar kontingensi yang dipilih dan

melakukan analisis kontingensi hanya untuk kasus-kasus kontingensi yang dipilih

tersebut.

Suatu sistem tenaga listrik mungkin mengalami kondisi kontingensi, antara lain:

(1) lepasnya unit pembangkit dan/atau saluran transmisi akibat adanya gangguan,

xxix

dan (2) adanyapenambahan atau pengurangan yang tiba-tiba dari kebutuhan beban

pada sistem tenaga listrik. Meskipun banyak kontingensi lain yang dapat terjadi,

namun hanya kontingensi-kontingensi yang mempunyai probabilitas yang tinggi

(credible) yang akan dipertimbangkan.

Dalam analisis kontigensi dilakukan studi aliran daya. Dalam

penyelesaian masalah aliran daya, sistem tenaga diasumsikan beroperasi pada

keadaan seimbang dan digunakan model satu fase. Untuk menghitung aliran daya

pada jaringan sederhana dengan bentuk radial dapat dilakukan secara analitik,

tetapi untuk jaringan yang lebih rumit diselesaikan secara iterasi. Ada empat

kuantitas yang berhubungan dengan setiap bus, yaitu magnitude tegangan |V|,

sudut fase tegangan Ѳ, daya riil P, dan daya reaktif Q. Bus-bus sistem secara

umum dikelompokkan ke dalam tiga tipe , sebagai berikut :

Bus penadah (slack bus). Dikenal juga sebagai bus ayun (swing bus), yang

diambil sebagai bus referensi dimana besar dan sudut fase tegangannya

ditetapkan, sedang injeksi daya aktif dan reaktif dihitung. Bus ini akan memenuhi

kebutuhan selisih daya antara beban terjadwal dan daya yang dibangkitkan yang

disebabkan oleh rugi-rugi jaringan.

Bus-PV atau lazim disebut bus pembangkit. Disini injeksi daya aktif P dan besar

tegangan |V| ditentukan sedang sudut tegangan ϴ dan injeksi daya reaktif Q

dihitung.

Bus-PQ atau lazim disebut bus beban. Disini baik injeksi daya aktif P maupun

daya reaktif Q dua-duanya ditentukan sedang besar dan sudut tegangan dihitung.

xxx

Konsep bus tadah atau simpul tadah yang membiarkan injeksi daya aktif tidak

ditentukandiperlukan karena ke bus inilah nantinya semua rugi daya aktif yang

terjadi pada jaringan ditimpakan setelah tegangan selesai dihitung, disamping

injeksi daya aktif yang ada di bus ini sendiri. Dengan tujuan hampir sama konsep

bus tadah, bus pembangkit (PV) yang membiarkan injeksi daya reaktif tidak

ditentukan diperlukan karena ke bus inilah nantinya rugi-rugi daya reaktif yang

terjadi pada jaringan ditimpakan setelah tegangan selesai dihitung, disamping

injeksi daya reaktif yang ada di bus-bus ini sendiri.

2.3.4 Perhitungan Kontingensi Dengan Metode Aliran Daya Newton Raphson

Analisis kontingensi dilakukan dengan mensimulasi gangguan kontingensi

tunggal saluran transmisi pada perhitungan aliran daya Newton- Rapshon. Dalam

perhitungan analisis kontingensi ini dilakukan pemutusan bus pada sistem yang

mengalami gangguan kontingensi tunggal, sehingga dalam proses perhitungan

aliran daya tidak menyertakan sata saluran yang mengalami gangguan tersebut.

Hasil perhitungan analisis kontingensi ini digunakan untuk menentukkan besaran–

besaran tegangan bus, sudut fase tegangan, dan aliran daya setelah terjadi

gangguan tersebut, sedangkan formulasi perhitungannya sama dengan

perhitunganaliran daya Newton-Rapshon Ybus.

BAB III

xxxi

Metodologi Penelitian

3.1 Jenis Penelitian

Jenis penelitian yang dipakai dalam penelitian ini adalah study kasus

Kontingensi Sistem Kelistrikan Sulawesi Selatan (SULSEL),di mana dlam

penelitian yang akan di teliti yaitu kasus kontingensi dengan pemuutsan

pembangkit atau jaringan transmisi.Selain itu,dalam penelitian ini kami juga akan

meneliti pengaruh penambahan PLTU 2 x 50 MW di Barru dan PLTU 2 x 100

MW di Jeneponto terhadap sistem kelistrikan SULSEL.

3.2 Lokasi Penelitian

Penelitian Study Kontingensi Sistem Kelistrikan ini dilakukan di wilayah

Sulawesi Selatan (SULSEL) yang merupakan daerah administrasi PT. PLN

(Persero) wilayah SULSEL. Lokasi ini dipilih karena pada lokasi sistem

interkoneksi SULSEL terdapat penambahan pembangkit baru yaitu PLTU 2 x 50

MW di Barru dan PLTU 2 x 100 MW di Jeneponto terhadap sistem kelistrikan

SULSEL.

3.3 Waktu Penelitian

Penelitian dan penulisan tugas akhir ini dimulai pada Juni 2012 sampai

November 2012

3.4 Pengumpulan Data

xxxii

Jenis penelitian yang dipakai dalam penyusunan tugas akhir ini yaitu jenis

penelitian dengan sistem study kasus Kontingensi Sistem Kelistrikan di SULSEL

.un Adapun data-data yang dibutuhkan untuk meneliti kasus kontingensi

diantaranya data pembangkit, data reaktansi dan impedansi, beban daya aktif dan

beban daya reaktif pada tiap bus. Data-data tersebut diperoleh dari PT.PLN AP2B

sistem SULSEL. Selain itu data yang sangat penting juga yaitu data berupa single

line dari sistem kelistrikan SULSEL yang akan di gambarkan di dalam program,

di mana program yang dipakai dalam tugas akhir ini yaitu ETAP 7.0.

3.5 Gambaran Umum Sistem Tenaga Listrik Sulawesi Selatan

Gambar 3.1 Single line diagram sistem Sulawesi Selatan

Sistem tenaga listrik Sulawesi Selatan pada saat ini disuplai oleh empat

pembangkit utama yaitu :

xxxiii

1. PLTA Bakaru, yang terdiri dari dua generator dan dua transformator

daya dua kumparan

2. Pembangkit Tenaga Listrik Tello :

- PLTD, yang terdiri dari empat generator dan lima transformator

daya dua kumparan

- PLTG, yang terdiri dari lima generator dan lima transformator daya

dua kumparan.

- PLTU, yang terdiri dari dua generator dan dua transformator daya

dua kumparan.

3. PLTG Sengkang, yang terdiri dari empat generator dengan empat

transformator daya dua kumparan.

4. PLTD Suppa, yang terdiri dari enam generator dengan dua

transformator daya dua kumparan.

Selain suplai dari beberapa pembangkit tersebut, sistem kelistrikan

Sulawesi Selatan juga terdiri dari 31 gardu induk, 66 bus, saluran transmisi udara

150 KV, saluran transmisi 70 KV dan transmisi 30 KV.

Pada penelitian ini akan menggunakan sistem interkoneksi Sulawesi

Selatan. Untuk menentukan nilai besaran per unit, berikut ini adalah besaran yang

dipakai oleh PT.PLN (Persero) Wilayah VIII untuk menentukan nilai besaran per

unitnya :

- Dasar daya diambil 100MVA

- Dasar tegangan ditentukan oleh letak tempat dan transformator

daya yang dipakai di tempat tersebut.

xxxiv

3.6 Sistem Kontingensi SULSEL

Dari Single Line Diagram sistem Sulsel kita dapat menemukan banyak

pembangkit yang ada di wilayah Sulsel ini. Namun terdapat empat pembangkit

utama yaitu:

1) PLTA Bakaru yang terdiri dari dua generator dan dua transformator daya

dua kumparan.

2) PLTG Sengkang yang terdiri dari tiga generator dengan tiga transformator

daya dua kumparan.

3) PLTD Suppa yang terdiri dari enam generator dengan dua transformator

daya dua kumparan.

4) Pusat Pembangkit Listrik Tello yang terdiri dari:

a. PLTD yang terdiri dari enam generator dan lima transformator daya dua

kumparan.

b. PLTG yang terdiri dari lima generator dan lima transformator daya dua

kumparan.

c. PLTU yang terdiri dari dua generator dan dua transformator daya dua

kumparan.

Selain pembangkit dalam sistem kontingensi sistem Sulsel ini terdiri dari

27 gardu induk, 25 saluran transmisi 150 kV, 8 saluran transmisi 70 kV dan 1

saluran 30 kV.

Adapun besaran yang dipakai oleh PT. PLN (Persero) Wilayah SULSEL

untuk menentukan nilai besaran per unit ialah sebagai berikut:

1. Dasar daya diambil 100 MVA

xxxv

2. Dasar tegangan ditentukan oleh letak tempat dan transformator

daya yang dipakai di tempat tersebut

3. Dasar impedansi ditentukan menurut tegangan yang digunakan.

Untuk tegangan 150 kV impedansi dasarnya 225 Ohm, untuk

tegangan 70 kV impedansi dasarnya 49 Ohm dan untuk tegangan

30 kV impedansi dasarnya 9 Ohm.

Selain itu data yang didapatkan juga berupa tabel data yaitu:

1. Data jaringan

2. Data trafo

3. Data Kapasitor Bank

4. Data bus

5. Data Pembangkit

3.7 Pemodelan Sistem Interkoneksi

Dalam studi analisis kontingensi ini kita akan meneliti kestabilan sistem

pada saat terjadi kasus kontingensi. Untuk meneliti hal tersebut kita akan

membandingkan keadaan sistem sebelum gangguan dan konfigurasi jaringannya

selama dan setelah terjadinya gangguan harus diketahui. Karenanya, dalam hal

multi mesin ini, diperlukan dua langkah pendahuluan :

1. Kondisi-kondisi pra gangguan keadaan tetap untuk sistem itu dihitung

dengan menggunakan suatu program aliran beban

xxxvi

2. Representasi jala-jala pra gangguan ditentukan dan kemudian diubah

untuk dapat melukiskan kondisi gangguan dan setelah gangguan.

Untuk mengurangi kerumitan pembuatan model sistem, dan dengan

demikian juga mengurangi beban perhitungan, biasanya adalam studi kestabilan

peralihan dibuat beberapa pengandaian sebagai berikut :

a. Masukan daya mekanis ke masing-masing mesin adalah tetap konstan

selama keseluruhan perioda perhitungan lengkung ayunan.

b. Daya peredaman dapat diabaikan

c. Setiap mesin dapat diwakili oleh suatu reaktansi peralihan yang

konstan yang terhubung seri dengan suatu tegangan dalam peralihan

yang konstan pula.

d. Sudut rotor mekanis dari setiap mesin adalah bersamaan, ya itu sudut

fasa listrik dari tegangan dalam peralihan.

e. Semua beban dapat dianggap sebagai impedansi shunt ke tanah dengan

nilai yang ditentukan oleh keadaan yang berlangsung tepat sebelum

keadaan peralihan.

Semua data yang telah diberikan oleh PT.PLN (persero) Wilayah SULSEL

Area Penyalur dan Pengatur Beban (AP2B) akan disimulasikan ke dalam kasus

kontingensi dengan pelepasan saluran dan pelepasan generator.

Dalam proses simulasi digunakan software “ETAP 7.0”

3.8 Analisis Data

Berdasarkan data-data dari jaringan transmisi sistem interkoneksi

SULSEL maka dapat dianalisa Besarnya tegangan tiap bus sistem kelistrikan

xxxvii

Sulawesi Selatan setelah masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW

PLTU Barru.

3.9 Diagram Alir Program

Berikut ini adalah diagram alur (flowchart) yang digunakan untuk

menghitung aliran daya (low flow sudy) dan menentukan solusi yang akan

ditempuh bila terjadi kontingensi sperti bantuan dari pembngkit lain, penambahan

tegangan pada sistem, dan penambahan kapasitor pada lemah menggunakan

program ETAP 7.0

START

GAMBAR SINGLE LINE

MENGINPUT DAYA SISTEM

KASUS KONTINGENSI

SISTEM

xxxviii

Gambar 3.2 flowchart sistem

HASIL ANALISA

LOW FLOW STUDY

KASUS KONTINGENSI

LAINNYA

xxxix

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1. Data Sistem Interkoneksi SULSEL

Setelah pengambilan data yang dilakukan di PT. PLN (Persero) AP2B

Wilayah SULSEL yang digunakan sebagai referensi untuk menganalisa studi

aliran daya (load flow ) SULSEL. Data yang diperoleh berupa data saluran

transmisi , data transformator, data pembangkit dan data beban seperti pada

tabel berikut ini:

Tabel 4.1. Data Transmisi SULSEL 150 KV

xli

Tabel 4.2. Data Transmisi SULSEL 70 KV

Sumber dari PT. PLN (Persero) AP2B Wilayah SULSEL

xlii

Tabel 4.3. Data Transformator Interkoneksi SULSEL

NO LOKASI TRAFO TEG DAYA NOMINAL

(KV) (MVA) (%)

1 GI. BARRU DIST 1 150 / 20 5,00 10,63

2 GI. BARRU DIST 2 150 / 20 5,00 10,63

3 GI. BKARU DIST 150 / 20 20,00 12,33

4 GI. BNTLA1 DIST 1 69 / 20 / 7 20,00 12,00

5 GI. BNTLA 2 DIST 2 69 / 20 / 7 20,00 12,00

6 GI. BNTLA 3 DIST 3 70 / 20 30,00 12,44

7 GI. BONE DIST 1 150 / 20 20,00 12,33

8 GI. BONE DIST 2 150 / 20 20,00 12,24

9 GI. BRLOE DIST 70 / 20 10,00 9,13

10 GI. BRWJA DIST 30 / 20 10,00 10,00

11 GI. BSOWA DIST 150 / 20 45,00 12,36

12 GI. BSOWA DIST 150 / 20 45,00 12,37

13 GI. DAYA DIST 69 / 21 20,00 11,62

14 GI. MJENE DIST 150 / 20 20,00 12,33

15 GI. MNDAI DIST 69 / 20 20,00 11,62

16 GI. PKANG 1 DIST 1 69 / 20 20,00 11,90

17 GI. PKANG 2 DIST 2 69 / 20 20,00 11,90

18 GI. PKANG 3 DIST 3 69 / 20 20,00 11,74

19 GI. PNKEP DIST 1 69 / 20 20,00 11,33

20 GI.PNKEP DIST 2 150 / 20 30,00 12,50

21 GI.PNKEP IBT 1 150 / 69 31,50 12,44

22 GI.PNKEP IBT 2 150 / 69 31,50 12,44

23 GI.PNKEP IBT 3 150 / 69 31,50 12,44

24 GI.PPARE DIST 150 / 20 16,00 10,64

25 GI. PRANG DIST 150 / 20 5,00 10,63

26 GI. PRANG DIST 150 / 20 5,00 10,63

27 GI. PWALI DIST 150 / 20 20,00 12,33

28 GI. SDRAP DIST 150 / 20 20,00 12,33

29 GI.SGMSA DIST 150 / 20 30,00 12,50

30 GI.SKANG DIST 150 / 20 16,00 10,64

31 GI.SPENG DIST 1 150 / 20 20,00 12,33

32 GI.SPENG DIST 2 150 / 20 20,00 12,50

33 GI.TELLO DIST 1 34.5 / 20 20,00 10,50

34 GI.TELLO DIST 2 150 / 20 30,00 12,50

35 GI.TELLO IBT 1 150 / 30 20,00 11,07

36 GI.TELLO IBT 2 150 / 69 31,50 13,10

37 GI.TELLO IBT 4 69 / 34.5 20,00 11,07

38 GI.TELLO IBT 5 150 / 69 31,50 13,10

39 GI.TLAMA DIST 1 150 / 20 30,00 12,73

40 GI.TLAMA DIST 2 150 / 20 30,00 12,73

41 GI.TLAMA IBT 1 150 / 20 31,50 13,10

xliii

42 GI.TLAMA IBT 2 150 / 20 31,50 13,10

43 GI. TLLSA DIST 1 150 / 20 16,00 12,50

44 GI. TLLSA DIST 2 150 / 20 20,00 12,50

45 PLTA BKARU PLTA 1 150 / 11 60,00 10,10

46 PLTA BKARU PLTA 2 150 / 11 70,00 10,77

47 PLTD MITSH MITS 1 6.3 / 150 15,00 10,44

48 PLTD MITSH MITS 2 6.3 / 151 15,00 10,44

49 PLTD SUPPA KIT 1 160 / 11 45,00 12,36

50 PLTD SUPPA KIT 2 160 / 11 45,00 12,36

51 PLTD SWD 1 SWD 1 6.3 / 150 15,00 10,93

52 PLTD SWD 2 SWD 2 6.3 / 151 15,00 10,93

53 PLTG ALTSH ALTSH 11 / 31,85 27,00 8,50

54 PLTG ALTSH ALTSH 11 / 31,85 27,00 11,20

55 PLTG GE 1 GE 1 11.5 / 150 45,00 12,36

56 PLTG GE 2 GE 2 11.5 / 150 45,00 12,36

57 PLTG WESTC WEST 11.5 / 30 18,50 7,00

58 PLTGU GT 11 150 / 11.5 70,00 11,85

59 PLTGU GT 12 150 / 11.5 70,00 11,85

60 PLTGU ST 18 150 / 11.5 70,00 11,85

61 PLTM TEPPO PLTM 20 / 6.3 2,50 10,99 Sumber dari PT. PLN (Persero) AP2B Wilayah SULSEL

Cabang

Lokasi gi Daya Max

Beban Puncak

Beban Trafo

(MVA) A 19.00 Max Pukul

Makassar

Btala

I - 20 600 11.90 11.90 16.00

II - 20 600 11.90 11.90 16.00

III - 30 900 12.80 13.50 14.00

Pkang

I - 30 900 15.20 15.40 20.30

II - 30 800 8.30 12.30 15.00

III-60 1800 26.70 26.70 19.00

Tlasa II - 20 600 6.10 11.60 18.30

Sgmsa I - 30 900 -2.90 (2.30) ####

Tbnga II - 60 1800 30.30 30.40 20.00

Tello II - 60 1800 37.40 37.40 19.00

Tabel 4.4 Data Beban Trafo Sistem Interkoneksi Sulselbar

xliv

Brloe II - 20 600 -3.50 (3.40) ####

Daya I - 20 600 13.20 15.00 11.00

II - 20 600 8.20 9.90 14.00

Tlama I - 30 900 13.00 16.90 24.00

II - 30 900 0.10 17.40 16.00

Mndai I - 20 600 8.50 8.50 19.00

II - 20 600 11.20 11.30 19.30

Maros 30 900 6.60 6.90 19.30

Pnkep II - 30 900 15.00 16.00 20.00

Parepare

Barru I - 20 600 6.19 6.23 19.30

II - 5 140

-

Ppare I - 16 425 -4.50 8.9 01.00

Speng II - 30 900 -2.10 7.50 18.00

Sdrap 20 900 17.50 17.60 19.30

Pinrang Prang

I - 15 412 6.10 6.10 19.00

II - 16 425 8.60 8.60 19.00

Pinrang Bkaru 20 600 4.00 4.30 19.30

Mamuju

Pwali 20 600 10.10 10.10 19.00

Mjene 20 600 9.40 9.60 19.30

Mmuju II - 30 900 10.20 10.20 19.00

Watampone

Skang II - 30 900 18.30 18.70 19.30

Bone I - 20 600 8.40 8.40 19.00

II - 20 600 13.40 13.40 19.00

Bulukumba

Snjai 20 600 8.40 15.10 19.30

Bkmba I - 20 600 8.50 12.50 18.00

Jenpt 20 600 11.90 12.60 19.30

Palopo Mkale 20 600 12.30 12.30 19.00

xlv

Plopo I - 20 600 16.20 16.30 19.30

II - 20 600 15 15 19.00

Beban

Industri

Tnsa3 36 MW 23.40 26.10 17.00

Bsowa 33 MW 5.64 13.56 03.00

Indfod 10 MW 5.24 6.32 09.00

Bwaja 6 MW - 4.49 09.00

Indfod 10 850 A

178.00 215.00 09.00

Bwaja 10 340 A

Sumber dari PT. PLN (Persero) AP2B Wilayah SULSEL

Tabel 4.5 Data Pembangkitan

UNIT DAYA

PEMBANGKIT TERPASANG MAMPU 19.00

PL

N

HIDRO

Bakaru #1 63 63 63

Bakaru #2 63 62.10 62.10

Bili-bili #1 6 5.6 5.6

Bili-bili #2 14.10 12.90 12.90

Sawito 1.65 0.72 0.67

Mamuju - - -

PLTU

Tello #1 12.50 - -

Tello #2 12.50 - -

Barru #1 50 - -

Barru #2 50 - -

PLTG

GE #1 33.40 - -

GE #2 33.40 28 28

ALSTHOM #1 21.35 21.35 17

ALSTHOM #2 20.10 - -

WESTCAN 14.47 - -

PLTD Mitsubishi #1 12.60 - -

Mitsubishi #2 12.60 8.20 8.20

xlvi

SWD #1 12.37 8 8

SWD #2 12.37 8 8

Palopo 2 2.3 2.3

Makale 3 1.05 1.05

Masamba 6.29 3.8 3.8

Mamuju 2 2 -

IPP

HIDRO

Poso #1

Poso #2

Poso #3

Malea #1

Malea #2

Tangka Manipi 10 9 8.5

Ranteballa 2.4 - -

PLTG/U

GT #11 42.50 45.50 43.20

GT #12 42.50 45 42.10

ST #18 50 48 47

GT #21 60 57 56

GT #22 - - -

GT #28 - - -

Jeneponto #1 - - -

Jeneponto #2 - - -

Bosowa #1 - - -

Bosowa #2 - - -

PLTD SUPPA 62.50 51.8 51.8

SE

WA

PLTD

Bontoala 30 - -

Sungguminasa 30 25.40 24.80

Tallasa - - -

Matekko 11.0 10.06 10.06

Arena 24 17.80 16.80

Pajalessang 18 14.20 14

Cogindo 50 43.74 42.82

Aggreko 22 20.2 19.8

Parepare #1 10 10.07 10.05

Parepare #2 10 10.02 10

Beban KIT

PLN 358.70 203.67 203.62

IPP 269.90 256.30 248.60

SEWA 205 151.51 148.33

TOTAL 833.60 611.48 600.55 Sumber dari PT. PLN (Persero) AP2B Wilayah SULSEL

xlvii

4.2. AplikasiETAP

Dalam studi analisis kontingensi sistem kelistrikan SULSEL untuk

menghitung load flowdan menganalisa perubahan besar tegangan pada bus

digunakan suatu aplikasi sistem tenaga yaitu ETAP 7.0.0. Adapun gambar

Single Line Diagram dari sistem interkoneksi SULSELyang sudah dibuat

dalam aplikasi ETAP ini yaitu sebagai berikut.

Gambar 4.1. Single Line Diagram SULSEL

Gambar 4.1. Single Line Diagram SULSEL

xlviii

Setelah gambar selesai dibuat maka semua data yang telah ada

dimasukkan pada setiap komponen yang ada pada gambar sistem interkoneksi

tersebut.Kemudian menjalankan program menghitung load flow pada aplikasi

ETAP.

Cara menjalankan program load flow pada ETAP:

1. Klik tombol load flow analysis pada toolbar mode

Gambar 4.2. Toolbar mode pada ETAP

2. Jalankan load flow study dengan menekan tombol run load flow yang

terletak pada load flow tool bar.

Gambar 4.3. Load flow toolbar

3. Setelah menjalankan load flow analysis hasilnya akan ditampilkan

seperti pada gambar dibawah ini.

xlix

Gambar 4.4. hasilLoad Flow Calculation pada single line diagram

4. Parameter hasil yang ditampilka pada single linedapat diubah dengan

menekan tombol display option yang terletak pada load flow tool bar .

Gambar 4.5Display option pada ETAP

5. Untuk menampilkan hasil simulasi yang lebih detail,tekan tombol report

maneger pada study case tool bar.

Gambar 4.6.Study case tool bar

Maka akan tampil hasil simulasi dengan jendela baru seperti gambar di

bawah ini

Gambar 4.7. Load flow report

l

6. Setelah menjalankan load flow study,kita dapat menganalisa hasil

simulasi untuk setiap peralatan dengan menekan tombol load flow result

analyzer yang terdapat pada loadflow tool bar.Setelah menekan tombol

load flow analyzer maka hasilnya akan ditampilkan seperti pada gambar

dibawah ini

Gambar 4.8. Load flow result analyzer

4.3. Hasil Simulasi

4.3.1. Perhitungan Aliran Daya (Load Flow Calculation)

Pada simulasi perhitungan aliran daya ini ada 3 jenis keadaan pada

sistem interkoneksi yang akan dianalisa yaitu :

1. Kondisi normal

li

2. Masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU

Barru

3. Pemutusan Jaringan transmisi dengan :

a) Masuknya 2x50 MW PLTU Barru (Pelepasan saluran

Pangkep-Barru).

b) Masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan

Saluran Jeneponto-Bulukumba).

c) Masuknya 2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW

PLTU Jeneponto (Pelepasan saluran Pangkep-Barru).

4. Pemutusan generator dengan :

a) Masuknya 2x50 MW PLTU Barru (Pelepasan Generator

Pinrang).

b) Masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto(Pelepasan

Generator PLTD Arena).

c) Masuknya 2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU

Jeneponto (Pelepasan Generator Pinrang).

4.3.2 Hasil Perhitungan Tegangan Bus dalam Kondisi Normal

Hasil dari perhitungan aliran daya pada sistem interkoneksi SULSEL

dengan menggunakan aplikasi ETAP dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 4.6 Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL dalamkondisi normal

No Bus ID Nominal kV Type Voltage (KV) Voltage (%)

1 Bus bntla 70 Load 71.779 102.54

2 Bus brloe 70 Load 69.886 99.84

3 Bus bwja 30 Load 29.296 97.65

4 Bus daya1 70 Load 69.878 99.83

5 Bus daya2 70 Load 69.878 99.83

lii

6 Bus mandai 70 Load 69.597 99.42

7 Bus panakukang 150 Load 147.261 98.17

8 Buspltd arena1 20 Gen. 20 100

9 Buspltd arena2 20 Gen. 20 100

10 Buspltd mamuju 20 Load 19.313 96.56

11 Buspltd pajlseng 20 Gen. 20 100

12 Buspltd palopo2 20 Load 19.223 96.12

13 Buspltd suppa1 12 Gen. 12 100

14 Buspltd suppa2 12 Gen. 12 100

15 Buspltu barru1 150 Load 146.069 97.38

16 Bus Sinjai 150 Load 147.107 98.07

17 Cbus daya 70 Load 69.878 99.83

18 Cbus pangkep 70 Load 69.783 99.69

19 Cbus tlama 70 Load 72.076 102.97

20 Gb alstm1 12 Gen. 11.769 98.07

21 Gb alstm2 12 Gen. 11.989 99.9

22 Gb bili1 12 Gen. 11.97 99.75

23 Gb bili2 12 Gen. 11.97 99.75

24 Gb bkru1 12 SWNG 12 100

25 Gb bkru2 12 SWNG 12 100

26 Gb cokdo1 12 Gen. 12 100

27 Gb cokdo2 12 Gen. 12 100

28 Gb mamuju 5 Gen. 4.828 96.56

29 Gb mitsbshi1 12 Gen. 11.785 98.21

30 Gb mitsbshi2 12 Gen. 12 100

31 Gb pltd masamba 5 Gen. 5 100

32 Gb pltg ge2 12 Gen. 12 100

33 Gb pltu1 12 Gen. 11.769 98.07

34 Gb pltu2 12 Gen. 11.769 98.07

35 Gb s11 12 SWNG 12 100

36 Gb s12 12 Gen. 12 100

37 Gb s18 12 Gen. 12 100

38 Gb s21 12 Gen. 12 100

39 Gb sawito 5 Gen. 5.046 100.93

40 Gb swd1 12 Gen. 12 100

41 Gb swd2 12 Gen. 11.785 98.21

42 Gb westc 12 Gen. 11.769 98.07

43 Lbus bakaru 20 Load 19.704 98.52

44 Lbus barru1 20 Load 19.411 97.06

45 Lbus barru2 20 Load 19.411 97.06

46 Lbus bntla1 20 Load 20.433 102.16

47 Lbus bntla2 20 Load 20.433 102.16

48 Lbus bntla3 20 Load 20.453 102.26

49 Lbus bone1 20 Load 19.531 97.65

50 Lbus bone2 20 Load 19.531 97.65

51 Lbus bosowa 150 Load 146.393 97.6

52 Lbus brloe 20 Load 19.95 99.75

53 Lbus bulukumba 20 Load 19.551 97.76

54 Lbus bwaja 20 Load 19.146 95.73

liii

55 Lbus daya1 20 Load 19.881 99.41

56 Lbus daya2 20 Load 19.919 99.6

57 Lbus jeneponto 20 Load 20 100

58 Lbus majene 20 Load 19.339 96.7

59 Lbus makale 20 Load 19.246 96.23

60 Lbus mamuju 20 Load 19.313 96.56

61 Lbus mandai1 20 Load 19.837 99.19

62 Lbus mandai2 20 Load 19.817 99.08

63 Lbus mros 20 Load 19.538 97.69

64 Lbus palopo 20 Load 19.223 96.12

65 Lbus pangkep 20 Load 19.447 97.23

66 Lbus pare 20 Gen. 20 100

67 Lbus pinrang1 20 Load 19.372 96.86


69 lbus pltu jen 12 Load 11.777 98.14

70 Lbus pngkep 20 Load 19.447 97.23

71 Lbus pnkg1 20 Load 19.568 97.84

72 Lbus pnkg2 20 Load 19.604 98.02

73 Lbus polmas 20 Load 19.363 96.82

74 Lbus sengkang 20 Load 19.644 98.22

75 Lbus sgmnsa 20 Gen. 20 100

76 Lbus sidrap 20 Load 19.364 96.82

77 Lbus sinjai 20 Gen. 20 100

78 Lbus soppeng 20 Load 20 100

79 Lbus tbnga1 20 Load 19.579 97.9

80 Lbus tbnga2 20 Load 19.579 97.9

81 Lbus tello1 20 Load 19.543 97.71

82 Lbus tello2 20 Load 19.495 97.47

83 Lbus tlama1 20 Load 19.614 98.07

84 Lbus tlama2 20 Load 19.668 98.34

85 Lbus tlsa 20 Load 20 100

86 Lbus tonasa 70 Load 69.52 99.31

87 Mbus bakaru1 150 Load 147.928 98.62

88 Mbus bakaru2 150 Load 147.928 98.62

89 Mbus barru 150 Load 146.239 97.49

90 Mbus bone1 150 Load 146.963 97.98

91 Mbus bone2 150 Load 146.963 97.98

92 Mbus bosowa1 150 Load 146.393 97.6

93 Mbus bosowa2 150 Load 146.393 97.6

94 Mbus bulukumba1 150 Load 146.987 97.99


96 Mbus jeneponto1 150 Load 147.179 98.12


98 Mbus majene1 150 Load 145.441 96.96

99 Mbus majene2 150 Load 145.441 96.96

100 Mbus makale1 150 Load 144.902 96.6

101 Mbus makale2 150 Load 144.902 96.6

102 Mbus mamuju1 150 Load 145.284 96.86

103 Mbus mamuju2 150 Load 145.284 96.86

liv

104 mbus maros1 150 Load 146.696 97.8

105 mbus maros2 150 Load 146.696 97.8

106 Mbus palopo1 150 Load 144.455 96.3

107 Mbus palopo2 150 Load 144.455 96.3

108 mbus pangkep1 150 Load 146.338 97.56

109 Mbus pangkep2 150 Load 146.338 97.56

110 Mbus pare1 150 Load 146.135 97.42

111 Mbus pare2 150 Load 146.135 97.42

112 Mbus pinrang1 150 Load 145.626 97.08


114 mbus pltu jenn 150 Load 147.209 98.14

115 Mbus polmas1 150 Load 145.656 97.1

116 Mbus polmas2 150 Load 145.656 97.1

117 Mbus sengkang1 150 Load 147.982 98.65


119 Mbus sgmnsa1 150 Load 147.201 98.13

120 Mbus sgmnsa2 150 Load 147.201 98.13

121 Mbus sidrap1 150 Load 146.127 97.42

122 Mbus sidrap2 150 Load 146.127 97.42

123 Mbus soppeng1 150 Load 147.563 98.38


125 Mbus tbnga1 150 Load 147.117 98.08

126 Mbus tbnga2 150 Load 147.117 98.08

127 Mbus tello1 150 Load 147.308 98.21

128 Mbus tello2 150 Load 147.308 98.21

129 Mbus tellolama1 150 Load 147.514 98.34


131 Mbus tlasa1 150 Load 147.233 98.16

132 Mbus tlasa2 150 Load 147.233 98.16

133 pngp-brru1 150 Load 146.338 97.56

134 pngp-brru2 150 Load 146.338 97.56

135 Sbus pangkep1 70 Load 69.783 99.69


137 Sbus pinrang1 150 Load 146.347 97.56


139 Sbus soppeng 20 Load 20 100

140 Sbus tello1 30 Load 29.422 98.07

141 Sbus tello2 30 Load 29.422 98.07

142 Sbus tello3 70 Load 69.933 99.9

143 Sbus tello4 70 Load 69.933 99.9

144 Sbus tello5 70 Load 69.933 99.9

145 Sbus tellolama 70 Load 72.076 102.97

146 Sbus tlasa 20 Load 20 100

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lv

4.3.3 Hasil Perhitungan Tegangan Bus sistem interkoneksi SULSEL

dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU

Barru.


2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru.

No Bus ID Nominal

kV Type Voltage(KV) Voltage

(%)

1 Bus bntla 70 Load 77.13 110.19

2 Bus brloe 70 Load 74.739 106.77

3 Bus bwja 30 Load 31.435 104.78

4 Bus daya1 70 Load 74.679 106.68

5 Bus daya2 70 Load 74.679 106.68

6 Bus mandai 70 Load 74.306 106.15

7 Bus panakukang 150 Load 158.238 105.49

8 Buspltd arena1 20 Gen. 21.5 107.5

9 Buspltd arena2 20 Gen. 21.5 107.5

10 Buspltd mamuju 20 Load 19.552 97.76

11 Buspltd pajlseng 20 Gen. 20.107 100.53

12 Buspltd palopo2 20 Load 19.686 98.43

13 Buspltd suppa1 12 Gen. 11.993 99.94

14 Buspltd suppa2 12 Gen. 11.993 99.94



17 Bus Sinjai 150 Load 157.075 104.72

18 Cbus daya 70 Load 74.679 106.68

19 Cbus pangkep 70 Load 74.132 105.9

20 Cbus tlama 70 Load 77.448 110.64

21 Gb alstm1 12 Gen. 12.623 105.19

22 Gb alstm2 12 Gen. 12.821 106.84

23 Gb barru1 20 Gen. 20.371 101.86

24 Gb barru2 20 Gen. 20.371 101.86

25 Gb bili1 12 Gen. 12.801 106.68

lvi

26 Gb bili2 12 Gen. 12.801 106.68

27 Gb bkru1 12 SWNG 12 100

28 Gb bkru2 12 SWNG 12 100

29 Gb cokdo1 12 Gen. 12.663 105.53

30 Gb cokdo2 12 Gen. 12.663 105.53

31 Gb mamuju 5 Gen. 4.888 97.76

32 Gb mitsbshi1 12 Gen. 12.663 105.53

33 Gb mitsbshi2 12 Gen. 12.663 105.53

34 Gb pltd masamba 5 Gen. 4.921 98.43

35 Gb pltg ge2 12 Gen. 12.663 105.53

36 Gb pltu1 12 Gen. 12.623 105.19

37 Gb pltu2 12 Gen. 12.623 105.19

38 Gb s11 12 SWNG 12 100

39 Gb s12 12 Gen. 11.959 99.66

40 Gb s18 12 Gen. 11.959 99.66

41 Gb s21 12 Gen. 11.959 99.66

42 Gb sawito 5 Gen. 5.133 102.66

43 Gb swd1 12 Gen. 12.663 105.53

44 Gb swd2 12 Gen. 12.663 105.53

45 gbuspltu jeen1 12 Gen. 14.314 119.29

46 gbuspltu jeen2 12 Gen. 14.314 119.29

47 Gb westc 12 Gen. 12.623 105.19

48 Lbus bakaru 20 Load 19.86 99.3

49 Lbus barru1 20 Load 20.51 102.55

50 Lbus barru2 20 Load 20.51 102.55

51 Lbus bntla1 20 Load 21.956 109.78

52 Lbus bntla2 20 Load 21.956 109.78

53 Lbus bntla3 20 Load 21.977 109.89

54 Lbus bone1 20 Load 20.229 101.15

55 Lbus bone2 20 Load 20.229 101.15

56 Lbus bosowa 150 Load 155.738 103.83

57 Lbus brloe 20 Load 21.336 106.68

58 Lbus bulukumba 20 Load 21.197 105.99

59 Lbus bwaja 20 Load 20.589 102.95

60 Lbus daya1 20 Load 21.247 106.24

61 Lbus daya2 20 Load 21.288 106.44

62 Lbus jeneponto 20 Load 21.5 107.5

63 Lbus majene 20 Load 19.579 97.89

64 Lbus makale 20 Load 19.786 98.93

65 Lbus mamuju 20 Load 19.552 97.76

66 Lbus mandai1 20 Load 21.179 105.9

67 Lbus mandai2 20 Load 21.158 105.79

68 Lbus mros 20 Load 20.82 104.1

69 Lbus palopo 20 Load 19.686 98.43

70 Lbus pangkep 20 Load 20.547 102.74

71 Lbus pare 20 Gen. 20 100



lvii

74 lbus pltu jen 12 Load 13.128 109.4

75 Lbus pngkep 20 Load 20.547 102.74

76 Lbus pnkg1 20 Load 21.027 105.13

77 Lbus pnkg2 20 Load 21.066 105.33

78 Lbus polmas 20 Load 19.603 98.01

79 Lbus sengkang 20 Load 19.844 99.22

80 Lbus sgmnsa 20 Gen. 21.133 105.66

81 Lbus sidrap 20 Load 19.936 99.68

82 Lbus sinjai 20 Gen. 20.894 104.47

83 Lbus soppeng 20 Load 20.107 100.53

84 Lbus tbnga1 20 Load 21.091 105.46

85 Lbus tbnga2 20 Load 21.091 105.46

86 Lbus tello1 20 Load 21 105

87 Lbus tello2 20 Load 20.909 104.54

88 Lbus tlama1 20 Load 21.076 105.38

89 Lbus tlama2 20 Load 21.134 105.67

90 Lbus tlsa 20 Load 21.5 107.5

91 Lbus tonasa 70 Load 73.878 105.54

92 Mbus bakaru1 150 Load 149.096 99.4

93 Mbus bakaru2 150 Load 149.096 99.4

94 Mbus barru 150 Load 154.517 103.01

95 Mbus bone1 150 Load 152.22 101.48

96 Mbus bone2 150 Load 152.22 101.48

97 Mbus bosowa1 150 Load 155.738 103.83

98 Mbus bosowa2 150 Load 155.738 103.83





103 Mbus majene1 150 Load 147.244 98.16

104 Mbus majene2 150 Load 147.244 98.16

105 Mbus makale1 150 Load 148.969 99.31

106 Mbus makale2 150 Load 148.969 99.31

107 Mbus mamuju1 150 Load 147.084 98.06

108 Mbus mamuju2 150 Load 147.084 98.06

109 mbus maros1 150 Load 156.322 104.21

110 mbus maros2 150 Load 156.322 104.21

111 Mbus palopo1 150 Load 148.426 98.95

112 Mbus palopo2 150 Load 148.426 98.95

113 mbus pangkep1 150 Load 154.621 103.08

114 Mbus pangkep2 150 Load 154.621 103.08

115 Mbus pare1 150 Load 149.91 99.94

116 Mbus pare2 150 Load 149.91 99.94



119 mbus pltu jenn 150 Load 164.095 109.4

120 Mbus polmas1 150 Load 147.461 98.31

121 Mbus polmas2 150 Load 147.461 98.31

lviii



124 Mbus sgmnsa1 150 Load 158.568 105.71

125 Mbus sgmnsa2 150 Load 158.568 105.71

126 Mbus sidrap1 150 Load 150.443 100.3

127 Mbus sidrap2 150 Load 150.443 100.3



130 Mbus tbnga1 150 Load 158.478 105.65

131 Mbus tbnga2 150 Load 158.478 105.65

132 Mbus tello1 150 Load 158.289 105.53

133 Mbus tello2 150 Load 158.289 105.53



136 Mbus tlasa1 150 Load 161.109 107.41

137 Mbus tlasa2 150 Load 161.109 107.41

138 pngp-brru1 150 Load 154.621 103.08

139 pngp-brru2 150 Load 154.621 103.08





144 Sbus soppeng 20 Load 20.107 100.53

145 Sbus tello1 30 Load 31.557 105.19

146 Sbus tello2 30 Load 31.557 105.19

147 Sbus tello3 70 Load 74.789 106.84

148 Sbus tello4 70 Load 74.789 106.84

149 Sbus tello5 70 Load 74.789 106.84

150 Sbus tellolama 70 Load 77.448 110.64

151 Sbus tlasa 20 Load 21.5 107.5

4.3.4 Hasil Perhitungan Tegangan Bus dengan Pemutusan Jaringan

Transmisi.


2x50 MW PLTU Barru (Pelepasan saluran Pangkep-Barru ).

No Bus ID Nominal kV Type Voltage (KV)

1 Bus bntla 70 Load 71.017

2 Bus brloe 70 Load 69.559

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lix

3 Bus bwja 30 Load 29.062

4 Bus daya1 70 Load 69.518


6 Bus mandai 70 Load 69.194

7 Bus panakukang 150 Load 145.697

8 Buspltd arena1 20 Gen. 19.834


10 Buspltd mamuju 20 Load 19.3

11 Buspltd pajlseng 20 Gen. 20

12 Buspltd palopo2 20 Load 19.03

13 Buspltd suppa1 12 Gen. 12


15 Buspltu barru1 150 Load 147.221


17 Bus Sinjai 150 Load 144.544

18 Cbus daya 70 Load 69.518

19 Cbus pangkep 70 Load 69.092

20 Cbus tlama 70 Load 71.31

21 Gb alstm1 12 Gen. 11.676

22 Gb alstm2 12 Gen. 11.933

23 Gb barru1 20 Gen. 20


25 Gb bili1 12 Gen. 11.914

26 Gb bili2 12 Gen. 11.914

27 Gb bkru1 12 SWNG 12


29 Gb cokdo1 12 Gen. 12


31 Gb mamuju 5 Gen. 4.825

32 Gb mitsbshi1 12 Gen. 11.659

33 Gb mitsbshi2 12 Gen. 12

34 Gb pltd masamba 5 Gen. 5

35 Gb pltg ge2 12 Gen. 12

36 Gb pltu1 12 Gen. 11.676

37 Gb pltu2 12 Gen. 11.676

38 Gb s11 12 SWNG 12

39 Gb s12 12 Gen. 12

40 Gb s18 12 Gen. 12

41 Gb s21 12 Gen. 12

42 Gb sawito 5 Gen. 5.039

43 Gb swd1 12 Gen. 12

44 Gb swd2 12 Gen. 11.659

45 Gb westc 12 Gen. 11.676

46 Lbus bakaru 20 Load 19.7

47 Lbus barru1 20 Load 19.456


49 Lbus bntla1 20 Load 20.216


lx


52 Lbus bone1 20 Load 19.235


54 Lbus bosowa 150 Load 145.323

55 Lbus brloe 20 Load 19.857

56 Lbus bulukumba 20 Load 19.19

57 Lbus bwaja 20 Load 18.988

58 Lbus daya1 20 Load 19.779


60 Lbus jeneponto 20 Load 19.834

61 Lbus majene 20 Load 19.327

62 Lbus makale 20 Load 19.032

63 Lbus mamuju 20 Load 19.3

64 Lbus mandai1 20 Load 19.722


66 Lbus mros 20 Load 19.171

67 Lbus palopo 20 Load 19.03

68 Lbus pangkep 20 Load 19.344

69 Lbus pare 20 Gen. 20

70 Lbus pinrang1 20 Load 19.341


72 Lbus pngkep 20 Load 19.344

73 Lbus pnkg1 20 Load 19.36


75 Lbus polmas 20 Load 19.351

76 Lbus sengkang 20 Load 19.501

77 Lbus sgmnsa 20 Gen. 20

78 Lbus sidrap 20 Load 19.142

79 Lbus sinjai 20 Gen. 19.978

80 Lbus soppeng 20 Load 20

81 Lbus tbnga1 20 Load 19.337


83 Lbus tello1 20 Load 19.335


85 Lbus tlama1 20 Load 19.406


87 Lbus tlsa 20 Load 19.834

88 Lbus tonasa 70 Load 68.827

89 Mbus bakaru1 150 Load 147.893


91 Mbus barru 150 Load 146.581

92 Mbus bone1 150 Load 144.737


94 Mbus bosowa1 150 Load 145.323


96 Mbus bulukumba1 150 Load 144.268


98 Mbus jeneponto1 150 Load 144.704

lxi


100 Mbus majene1 150 Load 145.349


102 Mbus makale1 150 Load 143.295


104 Mbus mamuju1 150 Load 145.191


106 mbus maros1 150 Load 143.937


108 Mbus palopo1 150 Load 142.875


110 mbus pangkep1 150 Load 145.565

111 Mbus pangkep2 150 Load 145.565

112 Mbus pare1 150 Load 145.688

113 Mbus pare2 150 Load 145.688

114 Mbus pinrang1 150 Load 145.388


116 mbus pltu jenn 150 Load 144.922

117 Mbus polmas1 150 Load 145.563


119 Mbus sengkang1 150 Load 146.908


121 Mbus sgmnsa1 150 Load 145.38


123 Mbus sidrap1 150 Load 144.453


125 Mbus soppeng1 150 Load 146.051


127 Mbus tbnga1 150 Load 145.297


129 Mbus tello1 150 Load 145.743


131 Mbus tellolama1 150 Load 145.948


133 Mbus tlasa1 150 Load 145.138


135 pngp-brru1 150 Load 147.027

136 pngp-brru2 150 Load 146.332

137 Sbus pangkep1 70 Load 69.092


139 Sbus pinrang1 150 Load 145.924


141 Sbus soppeng 20 Load 20

142 Sbus tello1 30 Load 29.189





lxii

147 Sbus tellolama 70 Load 71.31

148 Sbus tlasa 20 Load 19.834


2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan saluran Jeneponto-Bulukumba)












11 Buspltd pajlseng 20 Gen. 19.818


13 Buspltd suppa1 12 Gen. 11.888







20 Gb alstm1 12 Gen. 12.714

21 Gb alstm2 12 Gen. 12.89

22 Gb bili1 12 Gen. 12.87

23 Gb bili2 12 Gen. 12.87



26 Gb cokdo1 12 Gen. 12.777

27 Gb cokdo2 12 Gen. 12.777




Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxiii

31 Gb pltd masamba 5 Gen. 4.869

32 Gb pltg ge2 12 Gen. 12.777

33 Gb pltu1 12 Gen. 12.714

34 Gb pltu2 12 Gen. 12.714

35 Gb s11 12 SWNG 12

36 Gb s12 12 Gen. 12

37 Gb s18 12 Gen. 12

38 Gb s21 12 Gen. 12


40 Gb swd1 12 Gen. 12.777

41 Gb swd2 12 Gen. 12.777

42 gbuspltu jeen1 12 Gen. 14.61


44 Gb westc 12 Gen. 12.714
































76 Lbus sgmnsa 20 Gen. 21.344


78 Lbus sinjai 20 Gen. 20

lxiv

79 Lbus soppeng 20 Load 19.818
































111 Mbus pare1 150 Load 148.598

112 Mbus pare2 150 Load 148.598















lxv








134 pngp-brru1 150 Load 154.704

135 pngp-brru2 150 Load 154.704





140 Sbus soppeng 20 Load 19.818









2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan

saluran Pangkep-Barru)

No Bus ID Nominal kV Type Voltage












Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxvi










21 Gb alstm1 12 Gen. 12.635

22 Gb alstm2 12 Gen. 12.91



25 Gb bili1 12 Gen. 12.89

26 Gb bili2 12 Gen. 12.89



29 Gb cokdo1 12 Gen. 12.605

30 Gb cokdo2 12 Gen. 12.605





35 Gb pltg ge2 12 Gen. 12.605

36 Gb pltu1 12 Gen. 12.635

37 Gb pltu2 12 Gen. 12.635

38 Gb s11 12 SWNG 12

39 Gb s12 12 Gen. 12

40 Gb s18 12 Gen. 12

41 Gb s21 12 Gen. 12


43 Gb swd1 12 Gen. 12.605

44 Gb swd2 12 Gen. 12.605



47 Gb westc 12 Gen. 12.635













lxvii















74 lbus pltu jen 12 Load 12.945


































lxviii








115 Mbus pare1 150 Load 146.43























138 pngp-brru1 150 Load 147.532

139 pngp-brru2 150 Load 146.957













Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxix


2x50 MW PLTU Barru (Pelepasan Generator Parepare)









8 Buspltd arena1 20 Gen. 20

9 Buspltd arena2 20 Gen. 20


11 Buspltd pajlseng 20 Gen. 20










21 Gb alstm1 12 Gen. 11.807

22 Gb alstm2 12 Gen. 12.032



25 Gb bili1 12 Gen. 12.013

26 Gb bili2 12 Gen. 12.013





lxx



33 Gb mitsbshi2 12 Gen. 12


35 Gb pltg ge2 12 Gen. 12

36 Gb pltu1 12 Gen. 11.807

37 Gb pltu2 12 Gen. 11.807

38 Gb s11 12 SWNG 12

39 Gb s12 12 Gen. 12

40 Gb s18 12 Gen. 12

41 Gb s21 12 Gen. 12


43 Gb swd1 12 Gen. 12

44 Gb swd2 12 Gen. 11.817

45 Gb westc 12 Gen. 11.807















60 Lbus jeneponto 20 Load 20
















76 Lbus sgmnsa 20 Gen. 20


78 Lbus sinjai 20 Gen. 20

lxxi

79 Lbus soppeng 20 Load 20







86 Lbus tlsa 20 Load 20

























111 Mbus pare1 150 Load 146.529

112 Mbus pare2 150 Load 146.529















lxxii








134 pngp-brru1 150 Load 147.133

135 pngp-brru2 150 Load 147.133





140 Sbus soppeng 20 Load 20







147 Sbus tlasa 20 Load 20


2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan Generator PLTD Arena)









8 Buspltd arena1 20 Load 21.5

9 Buspltd arena2 20 Load 21.5








Keterangan :

: Normal

Mendekati kritis

: Kritis

lxxiii




20 Gb alstm1 12 Gen. 12.623

21 Gb alstm2 12 Gen. 12.821

22 Gb bili1 12 Gen. 12.801

23 Gb bili2 12 Gen. 12.801



26 Gb cokdo1 12 Gen. 12.663

27 Gb cokdo2 12 Gen. 12.663





32 Gb pltg ge2 12 Gen. 12.663

33 Gb pltu1 12 Gen. 12.623

34 Gb pltu2 12 Gen. 12.623

35 Gb s11 12 SWNG 12

36 Gb s12 12 Gen. 11.959

37 Gb s18 12 Gen. 11.959

38 Gb s21 12 Gen. 11.959


40 Gb swd1 12 Gen. 12.663

41 Gb swd2 12 Gen. 12.663



44 Gb westc 12 Gen. 12.623





















lxxiv


















82 Lbus tello1 20 Load 21































lxxv






















134 pngp-brru1 150 Load 154.621

135 pngp-brru2 150 Load 154.621














2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU Jeneponto (Pelepasan

Generator Parepare)

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxxvi






















21 Gb alstm1 12 Gen. 12.65

22 Gb alstm2 12 Gen. 12.848

23 Gb barru1 20 Gen. 20.418

24 Gb barru2 20 Gen. 20.418

25 Gb bili1 12 Gen. 12.829

26 Gb bili2 12 Gen. 12.829



29 Gb cokdo1 12 Gen. 12.69

30 Gb cokdo2 12 Gen. 12.69





35 Gb pltg ge2 12 Gen. 12.69

36 Gb pltu1 12 Gen. 12.65

37 Gb pltu2 12 Gen. 12.65

38 Gb s11 12 SWNG 12

39 Gb s12 12 Gen. 11.983

40 Gb s18 12 Gen. 11.983

41 Gb s21 12 Gen. 11.983


43 Gb swd1 12 Gen. 12.69

44 Gb swd2 12 Gen. 12.69



47 Gb westc 12 Gen. 12.65

lxxvii


























73 lbus pltu jen 12 Load 13.153























lxxviii



















114 Mbus pare1 150 Load 150.273

115 Mbus pare2 150 Load 150.273






















137 pngp-brru1 150 Load 154.965

138 pngp-brru2 150 Load 154.965






lxxix








4.3.4. Perbandingan Aliran Daya Sistem Interkoneksi SULSEL dalam

kondisi Normal, Pemutusan Jaringan Transmisi dan Pemutusan

Generator.

Hasil dari simulasi aliran daya pada ETAP selanjutnya

akan kita bandingkan dalam tiga keadaan yaitu sistem dalam

keadaan normal,sistem mengalami pemutusan transmisi pada

saat penambahan pembangkit dan sistem mengalami

pemutusan generator terdekat dari penambahan pembangkit

baru.Adapun table perbandingannya sebagai berikut :


sebelum dan setelah penambahan 2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW

PLTU Jeneponto

No Bus ID Nominal

kV Setelah (KV) Sebelum (KV) ∆ V(KV)

1 Bus bntla 70 77.13 71.779 5.351

2 Bus brloe 70 74.739 69.886 4.853

3 Bus bwja 30 31.435 29.296 2.139

4 Bus daya1 70 74.679 69.878 4.801

5 Bus daya2 70 74.679 69.878 4.801

6 Bus mandai 70 74.306 69.597 4.709

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxxx

7 Bus panakukang 150 158.238 147.261 10.977

8 Buspltd arena1 20 21.5 20 1.5

9 Buspltd arena2 20 21.5 20 1.5

10 Buspltd mamuju 20 19.552 19.313 0.239

11 Buspltd pajlseng 20 20.107 20 0.107

12 Buspltd palopo2 20 19.686 19.223 0.463

13 Buspltd suppa1 12 11.993 12 -0.007

14 Buspltd suppa2 12 11.993 12 -0.007

15 Buspltu barru1 150 152.783 146.069 6.714

16 Buspltu barru2 150 152.783 152.783

17 Bus Sinjai 150 157.075 147.107 9.968

18 Cbus daya 70 74.679 69.878 4.801

19 Cbus pangkep 70 74.132 69.783 4.349

20 Cbus tlama 70 77.448 72.076 5.372

21 Gb alstm1 12 12.623 11.769 0.854

22 Gb alstm2 12 12.821 11.989 0.832

23 Gb barru1 20 20.371 20.371

24 Gb barru2 20 20.371 20.371

25 Gb bili1 12 12.801 11.97 0.831

26 Gb bili2 12 12.801 11.97 0.831

27 Gb bkru1 12 12 12 0

28 Gb bkru2 12 12 12 0

29 Gb cokdo1 12 12.663 12 0.663

30 Gb cokdo2 12 12.663 12 0.663

31 Gb mamuju 5 4.888 4.828 0.06

32 Gb mitsbshi1 12 12.663 11.785 0.878

33 Gb mitsbshi2 12 12.663 12 0.663

34 Gb pltd masamba 5 4.921 5 -0.079

35 Gb pltg ge2 12 12.663 12 0.663

36 Gb pltu1 12 12.623 11.769 0.854

37 Gb pltu2 12 12.623 11.769 0.854

38 Gb s11 12 12 12 0

39 Gb s12 12 11.959 12 -0.041

40 Gb s18 12 11.959 12 -0.041

41 Gb s21 12 11.959 12 -0.041

42 Gb sawito 5 5.133 5.046 0.087

43 Gb swd1 12 12.663 12 0.663

44 Gb swd2 12 12.663 11.785 0.878

45 gbuspltu jeen1 12 14.314 14.314

46 gbuspltu jeen2 12 14.314 14.314

47 Gb westc 12 12.623 11.769 0.854

lxxxi

48 Lbus bakaru 20 19.86 19.704 0.156

49 Lbus barru1 20 20.51 19.411 1.099

50 Lbus barru2 20 20.51 19.411 1.099

51 Lbus bntla1 20 21.956 20.433 1.523

52 Lbus bntla2 20 21.956 20.433 1.523

53 Lbus bntla3 20 21.977 20.453 1.524

54 Lbus bone1 20 20.229 19.531 0.698

55 Lbus bone2 20 20.229 19.531 0.698

56 Lbus bosowa 150 155.738 146.393 9.345

57 Lbus brloe 20 21.336 19.95 1.386

58 Lbus bulukumba 20 21.197 19.551 1.646

59 Lbus bwaja 20 20.589 19.146 1.443

60 Lbus daya1 20 21.247 19.881 1.366

61 Lbus daya2 20 21.288 19.919 1.369

62 Lbus jeneponto 20 21.5 20 1.5

63 Lbus majene 20 19.579 19.339 0.24

64 Lbus makale 20 19.786 19.246 0.54

65 Lbus mamuju 20 19.552 19.313 0.239

66 Lbus mandai1 20 21.179 19.837 1.342

67 Lbus mandai2 20 21.158 19.817 1.341

68 Lbus mros 20 20.82 19.538 1.282

69 Lbus palopo 20 19.686 19.223 0.463

70 Lbus pangkep 20 20.547 19.447 1.1

71 Lbus pare 20 20 20 0

72 Lbus pinrang1 20 19.733 19.372 0.361

73 Lbus pinrang2 20 19.855 19.497 0.358

74 lbus pltu jen 12 13.128 11.777 1.351

75 Lbus pngkep 20 20.547 19.447 1.1

76 Lbus pnkg1 20 21.027 19.568 1.459

77 Lbus pnkg2 20 21.066 19.604 1.462

78 Lbus polmas 20 19.603 19.363 0.24

79 Lbus sengkang 20 19.844 19.644 0.2

80 Lbus sgmnsa 20 21.133 20 1.133

81 Lbus sidrap 20 19.936 19.364 0.572

82 Lbus sinjai 20 20.894 20 0.894

83 Lbus soppeng 20 20.107 20 0.107

84 Lbus tbnga1 20 21.091 19.579 1.512

85 Lbus tbnga2 20 21.091 19.579 1.512

86 Lbus tello1 20 21 19.543 1.457

87 Lbus tello2 20 20.909 19.495 1.414

88 Lbus tlama1 20 21.076 19.614 1.462

lxxxii

89 Lbus tlama2 20 21.134 19.668 1.466

90 Lbus tlsa 20 21.5 20 1.5

91 Lbus tonasa 70 73.878 69.52 4.358

92 Mbus bakaru1 150 149.096 147.928 1.168

93 Mbus bakaru2 150 149.096 147.928 1.168

94 Mbus barru 150 154.517 146.239 8.278

95 Mbus bone1 150 152.22 146.963 5.257

96 Mbus bone2 150 152.22 146.963 5.257

97 Mbus bosowa1 150 155.738 146.393 9.345

98 Mbus bosowa2 150 155.738 146.393 9.345

99 Mbus bulukumba1 150 159.362 146.987 12.375

100 Mbus bulukumba2 150 159.362 146.987 12.375

101 Mbus jeneponto1 150 162.348 147.179 15.169

102 Mbus jeneponto2 150 162.348 147.179 15.169

103 Mbus majene1 150 147.244 145.441 1.803

104 Mbus majene2 150 147.244 145.441 1.803

105 Mbus makale1 150 148.969 144.902 4.067

106 Mbus makale2 150 148.969 144.902 4.067

107 Mbus mamuju1 150 147.084 145.284 1.8

108 Mbus mamuju2 150 147.084 145.284 1.8

109 mbus maros1 150 156.322 146.696 9.626

110 mbus maros2 150 156.322 146.696 9.626

111 Mbus palopo1 150 148.426 144.455 3.971

112 Mbus palopo2 150 148.426 144.455 3.971

113 mbus pangkep1 150 154.621 146.338 8.283

114 Mbus pangkep2 150 154.621 146.338 8.283

115 Mbus pare1 150 149.91 146.135 3.775

116 Mbus pare2 150 149.91 146.135 3.775

117 Mbus pinrang1 150 148.333 145.626 2.707

118 Mbus pinrang2 150 148.333 145.626 2.707

119 mbus pltu jenn 150 164.095 147.209 16.886

120 Mbus polmas1 150 147.461 145.656 1.805

121 Mbus polmas2 150 147.461 145.656 1.805

122 Mbus sengkang1 150 149.492 147.982 1.51

123 Mbus sengkang2 150 149.492 147.982 1.51

124 Mbus sgmnsa1 150 158.568 147.201 11.367

125 Mbus sgmnsa2 150 158.568 147.201 11.367

126 Mbus sidrap1 150 150.443 146.127 4.316

127 Mbus sidrap2 150 150.443 146.127 4.316

128 Mbus soppeng1 150 150.834 147.563 3.271

129 Mbus soppeng2 150 150.834 147.563 3.271

lxxxiii

130 Mbus tbnga1 150 158.478 147.117 11.361

131 Mbus tbnga2 150 158.478 147.117 11.361

132 Mbus tello1 150 158.289 147.308 10.981

133 Mbus tello2 150 158.289 147.308 10.981

134 Mbus tellolama1 150 158.51 147.514 10.996

135 Mbus tellolama2 150 158.51 147.514 10.996

136 Mbus tlasa1 150 161.109 147.233 13.876

137 Mbus tlasa2 150 161.109 147.233 13.876

138 pngp-brru1 150 154.621 146.338 8.283

139 pngp-brru2 150 154.621 146.338 8.283

140 Sbus pangkep1 70 74.132 69.783 4.349

141 Sbus pangkep2 70 74.132 69.783 4.349

142 Sbus pinrang1 150 149.911 146.347 3.564

143 Sbus pinrang2 150 149.911 146.347 3.564

144 Sbus soppeng 20 20.107 20 0.107

145 Sbus tello1 30 31.557 29.422 2.135

146 Sbus tello2 30 31.557 29.422 2.135

147 Sbus tello3 70 74.789 69.933 4.856

148 Sbus tello4 70 74.789 69.933 4.856

149 Sbus tello5 70 74.789 69.933 4.856

150 Sbus tellolama 70 77.448 72.076 5.372

151 Sbus tlasa 20 21.5 20 1.5


dengan masuknya 2x50 MW PLTU Barru

No Bus ID Nominal kV generator jaringan

1 Bus bntla 70 71.979 71.017

2 Bus brloe 70 70.137 69.559

3 Bus bwja 30 29.391 29.062

4 Bus daya1 70 70.138 69.518

5 Bus daya2 70 70.138 69.518

6 Bus mandai 70 69.87 69.194

7 Bus panakukang 150 147.672 145.697

8 Buspltd arena1 20 20 19.834

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxxxiv

9 Buspltd arena2 20 20 19.834

10 Buspltd mamuju 20 19.352 19.3

11 Buspltd pajlseng 20 20 20

12 Buspltd palopo2 20 19.26 19.03

13 Buspltd suppa1 12 12 12

14 Buspltd suppa2 12 12 12

15 Buspltu barru1 150 147.33 147.221

16 Buspltu barru2 150 147.33 147.221

17 Bus Sinjai 150 147.317 144.544

18 Cbus daya 70 70.138 69.518

19 Cbus pangkep 70 70.126 69.092

20 Cbus tlama 70 72.277 71.31

21 Gb alstm1 12 11.807 11.676

22 Gb alstm2 12 12.032 11.933

23 Gb barru1 20 20 20

24 Gb barru2 20 20 20

25 Gb bili1 12 12.013 11.914

26 Gb bili2 12 12.013 11.914

27 Gb bkru1 12 12 12

28 Gb bkru2 12 12 12

29 Gb cokdo1 12 12 12

30 Gb cokdo2 12 12 12

31 Gb mamuju 5 4.838 4.825

32 Gb mitsbshi1 12 11.817 11.659

33 Gb mitsbshi2 12 12 12

34 Gb pltd masamba 5 5 5

35 Gb pltg ge2 12 12 12

36 Gb pltu1 12 11.807 11.676

37 Gb pltu2 12 11.807 11.676

38 Gb s11 12 12 12

39 Gb s12 12 12 12

40 Gb s18 12 12 12

41 Gb s21 12 12 12

42 Gb sawito 5 5.058 5.039

43 Gb swd1 12 12 12

44 Gb swd2 12 11.817 11.659

45 Gb westc 12 11.807 11.676

46 Lbus bakaru 20 19.733 19.7

47 Lbus barru1 20 19.517 19.456

48 Lbus barru2 20 19.517 19.456

49 Lbus bntla1 20 20.49 20.216

50 Lbus bntla2 20 20.49 20.216

51 Lbus bntla3 20 20.51 20.236

52 Lbus bone1 20 19.557 19.235

53 Lbus bone2 20 19.557 19.235

54 Lbus bosowa 150 147.039 145.323

55 Lbus brloe 20 20.022 19.857

56 Lbus bulukumba 20 19.585 19.19

lxxxv

57 Lbus bwaja 20 19.21 18.988

58 Lbus daya1 20 19.955 19.779

59 Lbus daya2 20 19.993 19.817

60 Lbus jeneponto 20 20 19.834

61 Lbus majene 20 19.379 19.327

62 Lbus makale 20 19.286 19.032

63 Lbus mamuju 20 19.352 19.3

64 Lbus mandai1 20 19.915 19.722

65 Lbus mandai2 20 19.895 19.702

66 Lbus mros 20 19.588 19.171

67 Lbus palopo 20 19.26 19.03

68 Lbus pangkep 20 19.552 19.344

69 Lbus pare 20 20

70 Lbus pinrang1 20 19.42 19.341

71 Lbus pinrang2 20 19.544 19.466

72 Lbus pngkep 20 19.552 19.344

73 Lbus pnkg1 20 19.623 19.36

74 Lbus pnkg2 20 19.659 19.396

75 Lbus polmas 20 19.403 19.351

76 Lbus sengkang 20 19.66 19.501

77 Lbus sgmnsa 20 20 20

78 Lbus sidrap 20 19.406 19.142

79 Lbus sinjai 20 20 19.978

80 Lbus soppeng 20 20 20

81 Lbus tbnga1 20 19.631 19.337

82 Lbus tbnga2 20 19.631 19.337

83 Lbus tello1 20 19.597 19.335

84 Lbus tello2 20 19.558 19.34

85 Lbus tlama1 20 19.669 19.406

86 Lbus tlama2 20 19.723 19.459

87 Lbus tlsa 20 20 19.834

88 Lbus tonasa 70 69.864 68.827

89 Mbus bakaru1 150 148.147 147.893

90 Mbus bakaru2 150 148.147 147.893

91 Mbus barru 150 147.034 146.581

92 Mbus bone1 150 147.16 144.737

93 Mbus bone2 150 147.16 144.737

94 Mbus bosowa1 150 147.039 145.323

95 Mbus bosowa2 150 147.039 145.323

96 Mbus bulukumba1 150 147.238 144.268

97 Mbus bulukumba2 150 147.238 144.268

98 Mbus jeneponto1 150 147.463 144.704

99 Mbus jeneponto2 150 147.463 144.704

100 Mbus majene1 150 145.738 145.349

101 Mbus majene2 150 145.738 145.349

102 Mbus makale1 150 145.207 143.295

103 Mbus makale2 150 145.207 143.295

104 Mbus mamuju1 150 145.58 145.191

lxxxvi

105 Mbus mamuju2 150 145.58 145.191

106 mbus maros1 150 147.071 143.937

107 mbus maros2 150 147.071 143.937

108 Mbus palopo1 150 144.755 142.875

109 Mbus palopo2 150 144.755 142.875

110 mbus pangkep1 150 147.133 145.565

111 Mbus pangkep2 150 147.133 145.565

112 Mbus pare1 150 146.529 145.688

113 Mbus pare2 150 146.529 145.688

114 Mbus pinrang1 150 145.981 145.388

115 Mbus pinrang2 150 145.981 145.388

116 mbus pltu jenn 150 147.526 144.922

117 Mbus polmas1 150 145.952 145.563

118 Mbus polmas2 150 145.952 145.563

119 Mbus sengkang1 150 148.103 146.908

120 Mbus sengkang2 150 148.103 146.908

121 Mbus sgmnsa1 150 147.593 145.38

122 Mbus sgmnsa2 150 147.593 145.38

123 Mbus sidrap1 150 146.445 144.453

124 Mbus sidrap2 150 146.445 144.453

125 Mbus soppeng1 150 147.747 146.051

126 Mbus soppeng2 150 147.747 146.051

127 Mbus tbnga1 150 147.509 145.297

128 Mbus tbnga2 150 147.509 145.297

129 Mbus tello1 150 147.719 145.743

130 Mbus tello2 150 147.719 145.743

131 Mbus tellolama1 150 147.926 145.948

132 Mbus tellolama2 150 147.926 145.948

133 Mbus tlasa1 150 147.576 145.138

134 Mbus tlasa2 150 147.576 145.138

135 pngp-brru1 150 147.133 147.027

136 pngp-brru2 150 147.133 146.332

137 Sbus pangkep1 70 70.126 69.092

138 Sbus pangkep2 70 70.126 69.092

139 Sbus pinrang1 150 146.72 145.924

140 Sbus pinrang2 150 146.72 145.924

141 Sbus soppeng 20 20 20

142 Sbus tello1 30 29.517 29.189

143 Sbus tello2 30 29.517 29.189

144 Sbus tello3 70 70.185 69.607

145 Sbus tello4 70 70.185 69.607

146 Sbus tello5 70 70.185 69.607

147 Sbus tellolama 70 72.277 71.31

148 Sbus tlasa 20 20 19.834

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

lxxxvii

Tabel 4.15. Perbandingan Kondisi Bus sistem interkoneksi SULSEL

dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto

No Bus ID Nominal kV generator (KV) jaringan (KV)

1 Bus bntla 70 77.13 77.822

2 Bus brloe 70 74.739 75.141

3 Bus bwja 30 31.435 31.665

4 Bus daya1 70 74.679 75.063

5 Bus daya2 70 74.679 75.063

6 Bus mandai 70 74.306 74.662

7 Bus panakukang 150 158.238 159.658

8 Buspltd arena1 20 21.5 22.005

9 Buspltd arena2 20 21.5 22.005

10 Buspltd mamuju 20 19.552 19.382

11 Buspltd pajlseng 20 20.107 19.818

12 Buspltd palopo2 20 19.686 19.477

13 Buspltd suppa1 12 11.993 11.888

14 Buspltd suppa2 12 11.993 11.888

15 Buspltu barru1 150 152.783 152.25

16 Bus Sinjai 150 157.075 148.39

17 Cbus daya 70 74.679 75.063

18 Cbus pangkep 70 74.132 74.373

19 Cbus tlama 70 77.448 78.143

20 Gb alstm1 12 12.623 12.714

21 Gb alstm2 12 12.821 12.89

22 Gb bili1 12 12.801 12.87

23 Gb bili2 12 12.801 12.87

24 Gb bkru1 12 12 12

25 Gb bkru2 12 12 12

26 Gb cokdo1 12 12.663 12.777

27 Gb cokdo2 12 12.663 12.777

28 Gb mamuju 5 4.888 4.845

29 Gb mitsbshi1 12 12.663 12.777

30 Gb mitsbshi2 12 12.663 12.777

31 Gb pltd masamba 5 4.921 4.869

32 Gb pltg ge2 12 12.663 12.777

33 Gb pltu1 12 12.623 12.714

34 Gb pltu2 12 12.623 12.714

35 Gb s11 12 12 12

36 Gb s12 12 11.959 12

37 Gb s18 12 11.959 12

38 Gb s21 12 11.959 12

39 Gb sawito 5 5.133 5.089

lxxxviii

40 Gb swd1 12 12.663 12.777

41 Gb swd2 12 12.663 12.777

42 gbuspltu jeen1 12 14.314 14.61

43 gbuspltu jeen2 12 14.314 14.61

44 Gb westc 12 12.623 12.714

45 Lbus bakaru 20 19.86 19.726

46 Lbus barru1 20 20.51 20.521

47 Lbus barru2 20 20.51 20.521

48 Lbus bntla1 20 21.956 22.153

49 Lbus bntla2 20 21.956 22.153

50 Lbus bntla3 20 21.977 22.174

51 Lbus bone1 20 20.229 19.711

52 Lbus bone2 20 20.229 19.711

53 Lbus bosowa 150 155.738 156.316

54 Lbus brloe 20 21.336 21.451

55 Lbus bulukumba 20 21.197 19.725

56 Lbus bwaja 20 20.589 20.744

57 Lbus daya1 20 21.247 21.356

58 Lbus daya2 20 21.288 21.397

59 Lbus jeneponto 20 21.5 22.005

60 Lbus majene 20 19.579 19.409

61 Lbus makale 20 19.786 19.576

62 Lbus mamuju 20 19.552 19.382

63 Lbus mandai1 20 21.179 21.281

64 Lbus mandai2 20 21.158 21.259

65 Lbus mros 20 20.82 20.893

66 Lbus palopo 20 19.686 19.477

67 Lbus pangkep 20 20.547 20.558

68 Lbus pare 20 20 20

69 Lbus pinrang1 20 19.733 19.549

70 Lbus pinrang2 20 19.855 19.673

71 Lbus pngkep 20 20.547 20.558

72 Lbus pnkg1 20 21.027 21.215

73 Lbus pnkg2 20 21.066 21.255

74 Lbus polmas 20 19.603 19.433

75 Lbus sengkang 20 19.844 19.704

76 Lbus sgmnsa 20 21.133 21.344

77 Lbus sidrap 20 19.936 19.724

78 Lbus sinjai 20 20.894 20

79 Lbus soppeng 20 20.107 19.818

80 Lbus tbnga1 20 21.091 21.302

81 Lbus tbnga2 20 21.091 21.302

82 Lbus tello1 20 21 21.188

83 Lbus tello2 20 20.909 21.061

84 Lbus tlama1 20 21.076 21.266

85 Lbus tlama2 20 21.134 21.324

86 Lbus tlsa 20 21.5 22.005

87 Lbus tonasa 70 73.878 74.119

lxxxix

88 Mbus bakaru1 150 149.096 148.088

89 Mbus bakaru2 150 149.096 148.088

90 Mbus barru 150 154.517 154.6

91 Mbus bone1 150 152.22 148.321

92 Mbus bone2 150 152.22 148.321

93 Mbus bosowa1 150 155.738 156.316

94 Mbus bosowa2 150 155.738 156.316

95 Mbus bulukumba1 150 159.362 148.294

96 Mbus bulukumba2 150 159.362 148.294

97 Mbus jeneponto1 150 162.348 167.889

98 Mbus jeneponto2 150 162.348 167.889

99 Mbus majene1 150 147.244 145.965

100 Mbus majene2 150 147.244 145.965

101 Mbus makale1 150 148.969 147.385

102 Mbus makale2 150 148.969 147.385

103 Mbus mamuju1 150 147.084 145.806

104 Mbus mamuju2 150 147.084 145.806

105 mbus maros1 150 156.322 156.871

106 mbus maros2 150 156.322 156.871

107 Mbus palopo1 150 148.426 146.848

108 Mbus palopo2 150 148.426 146.848

109 mbus pangkep1 150 154.621 154.704

110 Mbus pangkep2 150 154.621 154.704

111 Mbus pare1 150 149.91 148.598

112 Mbus pare2 150 149.91 148.598

113 Mbus pinrang1 150 148.333 146.957

114 Mbus pinrang2 150 148.333 146.957

115 mbus pltu jenn 150 164.095 168.091

116 Mbus polmas1 150 147.461 146.18

117 Mbus polmas2 150 147.461 146.18

118 Mbus sengkang1 150 149.492 148.44

119 Mbus sengkang2 150 149.492 148.44

120 Mbus sgmnsa1 150 158.568 160.154

121 Mbus sgmnsa2 150 158.568 160.154

122 Mbus sidrap1 150 150.443 148.843

123 Mbus sidrap2 150 150.443 148.843

124 Mbus soppeng1 150 150.834 148.671

125 Mbus soppeng2 150 150.834 148.671

126 Mbus tbnga1 150 158.478 160.063

127 Mbus tbnga2 150 158.478 160.063

128 Mbus tello1 150 158.289 159.709

129 Mbus tello2 150 158.289 159.709

130 Mbus tellolama1 150 158.51 159.932

131 Mbus tellolama2 150 158.51 159.932

132 Mbus tlasa1 150 161.109 163.952

133 Mbus tlasa2 150 161.109 163.952

134 pngp-brru1 150 154.621 154.704

135 pngp-brru2 150 154.621 154.704

xc

136 Sbus pangkep1 70 74.132 74.373

137 Sbus pangkep2 70 74.132 74.373

138 Sbus pinrang1 150 149.911 148.599

139 Sbus pinrang2 150 149.911 148.599

140 Sbus soppeng 20 20.107 19.818

141 Sbus tello1 30 31.557 31.786

142 Sbus tello2 30 31.557 31.786

143 Sbus tello3 70 74.789 75.192

144 Sbus tello4 70 74.789 75.192

145 Sbus tello5 70 74.789 75.192

146 Sbus tellolama 70 77.448 78.143

147 Sbus tlasa 20 21.5 22.005


dengan masuknya 2x50 MW PLTU Barru dan 2x100 MW PLTU

Jeneponto

No Bus ID Nominal kV generator (KV) Jaringan (KV)

1 Bus bntla 70 77.292 76.776

2 Bus brloe 70 74.898 75.258

3 Bus bwja 30 31.503 31.467

4 Bus daya1 70 74.839 75.227

5 Bus daya2 70 74.839 75.227

6 Bus mandai 70 74.467 74.896

7 Bus panakukang 150 158.571 157.513

8 Buspltd arena1 20 21.543 21.206

9 Buspltd arena2 20 21.543 21.206

10 Buspltd mamuju 20 19.591 19.277

11 Buspltd pajlseng 20 20.148 19.677

12 Buspltd palopo2 20 19.731 19.254

13 Buspltd suppa1 12 12.022 12

14 Buspltd suppa2 12 12.022 12

15 Buspltu barru1 150 153.133 147.698

16 Buspltu barru2 150 153.133 147.698

17 Bus Sinjai 150 157.398 152.864

18 Cbus daya 70 74.839 75.227

19 Cbus pangkep 70 74.298 74.893

20 Cbus tlama 70 77.611 77.093

21 Gb alstm1 12 12.65 12.635

22 Gb alstm2 12 12.848 12.91

23 Gb barru1 20 20.418 20

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

xci

24 Gb barru2 20 20.418 20

25 Gb bili1 12 12.829 12.89

26 Gb bili2 12 12.829 12.89

27 Gb bkru1 12 12 12

28 Gb bkru2 12 12 12

29 Gb cokdo1 12 12.69 12.605

30 Gb cokdo2 12 12.69 12.605

31 Gb mamuju 5 4.898 4.819

32 Gb mitsbshi1 12 12.69 12.605

33 Gb mitsbshi2 12 12.69 12.605

34 Gb pltd masamba 5 4.933 5

35 Gb pltg ge2 12 12.69 12.605

36 Gb pltu1 12 12.65 12.635

37 Gb pltu2 12 12.65 12.635

38 Gb s11 12 12 12

39 Gb s12 12 11.983 12

40 Gb s18 12 11.983 12

41 Gb s21 12 11.983 12

42 Gb sawito 5 5.144 5.044

43 Gb swd1 12 12.69 12.605

44 Gb swd2 12 12.69 12.605

45 gbuspltu jeen1 12 14.338 14.146

46 gbuspltu jeen2 12 14.338 14.146

47 Gb westc 12 12.65 12.635

48 Lbus bakaru 20 19.89 19.668

49 Lbus barru1 20 20.555 19.531

50 Lbus barru2 20 20.555 19.531

51 Lbus bntla1 20 22.002 21.855

52 Lbus bntla2 20 22.002 21.855

53 Lbus bntla3 20 22.024 21.877

54 Lbus bone1 20 20.272 19.695

55 Lbus bone2 20 20.272 19.695

56 Lbus bosowa 150 156.078 157.263

57 Lbus brloe 20 21.381 21.484

58 Lbus bulukumba 20 21.24 20.697

59 Lbus bwaja 20 20.635 20.61

60 Lbus daya1 20 21.293 21.403

61 Lbus daya2 20 21.333 21.444

62 Lbus jeneponto 20 21.543 21.206

63 Lbus majene 20 19.618 19.304

64 Lbus makale 20 19.831 19.279

65 Lbus mamuju 20 19.591 19.277

66 Lbus mandai1 20 21.225 21.348

67 Lbus mandai2 20 21.204 21.326

68 Lbus mros 20 20.865 20.405

69 Lbus palopo 20 19.731 19.254

70 Lbus pangkep 20 20.593 20.938

71 Lbus pare 20 20

xcii

72 Lbus pinrang1 20 19.778 19.364

73 Lbus pinrang2 20 19.9 19.489

74 lbus pltu jen 12 13.153 12.945

75 Lbus pngkep 20 20.593 20.938

76 Lbus pnkg1 20 21.071 20.93

77 Lbus pnkg2 20 21.11 20.969

78 Lbus polmas 20 19.642 19.328

79 Lbus sengkang 20 19.883 19.575

80 Lbus sgmnsa 20 21.177 20.972

81 Lbus sidrap 20 19.981 19.398

82 Lbus sinjai 20 20.937 20.334

83 Lbus soppeng 20 20.148 19.677

84 Lbus tbnga1 20 21.135 20.931

85 Lbus tbnga2 20 21.135 20.931

86 Lbus tello1 20 21.044 20.903

87 Lbus tello2 20 20.954 20.93

88 Lbus tlama1 20 21.121 20.98

89 Lbus tlama2 20 21.179 21.038

90 Lbus tlsa 20 21.543 21.206

91 Lbus tonasa 70 74.045 74.641

92 Mbus bakaru1 150 149.318 147.654

93 Mbus bakaru2 150 149.318 147.654

94 Mbus barru 150 154.86 147.145

95 Mbus bone1 150 152.538 148.201

96 Mbus bone2 150 152.538 148.201

97 Mbus bosowa1 150 156.078 157.263

98 Mbus bosowa2 150 156.078 157.263

99 Mbus bulukumba1 150 159.685 155.599

100 Mbus bulukumba2 150 159.685 155.599

101 Mbus jeneponto1 150 162.67 159.476

102 Mbus jeneponto2 150 162.67 159.476

103 Mbus majene1 150 147.538 145.176

104 Mbus majene2 150 147.538 145.176

105 Mbus makale1 150 149.308 145.153

106 Mbus makale2 150 149.308 145.153

107 Mbus mamuju1 150 147.378 145.019

108 Mbus mamuju2 150 147.378 145.019

109 mbus maros1 150 156.656 153.206

110 mbus maros2 150 156.656 153.206

111 Mbus palopo1 150 148.765 144.702

112 Mbus palopo2 150 148.765 144.702

113 mbus pangkep1 150 154.965 157.558

114 Mbus pangkep2 150 154.965 157.558

115 Mbus pare1 150 150.273 146.43

116 Mbus pare2 150 150.273 146.43

117 Mbus pinrang1 150 148.674 145.563

118 Mbus pinrang2 150 148.674 145.563

119 mbus pltu jenn 150 164.415 161.815

xciii

120 Mbus polmas1 150 147.755 145.39

121 Mbus polmas2 150 147.755 145.39

122 Mbus sengkang1 150 149.783 147.463

123 Mbus sengkang2 150 149.783 147.463

124 Mbus sgmnsa1 150 158.899 157.365

125 Mbus sgmnsa2 150 158.899 157.365

126 Mbus sidrap1 150 150.786 146.389

127 Mbus sidrap2 150 150.786 146.389

128 Mbus soppeng1 150 151.149 147.614

129 Mbus soppeng2 150 151.149 147.614

130 Mbus tbnga1 150 158.809 157.276

131 Mbus tbnga2 150 158.809 157.276

132 Mbus tello1 150 158.621 157.563

133 Mbus tello2 150 158.621 157.563

134 Mbus tellolama1 150 158.844 157.784

135 Mbus tellolama2 150 158.844 157.784

136 Mbus tlasa1 150 161.436 159.293

137 Mbus tlasa2 150 161.436 159.293

138 pngp-brru1 150 154.965 147.532

139 pngp-brru2 150 154.965 146.957

140 Sbus pangkep1 70 74.298 74.893

141 Sbus pangkep2 70 74.298 74.893

142 Sbus pinrang1 150 150.274 146.626

143 Sbus pinrang2 150 150.274 146.626

144 Sbus soppeng 20 20.148 19.677

145 Sbus tello1 30 31.624 31.588

146 Sbus tello2 30 31.624 31.588

147 Sbus tello3 70 74.949 75.309

148 Sbus tello4 70 74.949 75.309

149 Sbus tello5 70 74.949 75.309

150 Sbus tellolama 70 77.611 77.093

151 Sbus tlasa 20 21.543 21.206

4.4 Perbandingan Keadaan Bus Sistem Kelistrikan SULSEL

dalam Kondisi Normal,Setelah penambahan 2x100 MW

PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru dan kondisi

kontingensi Pemutusan Jaringan Transmisi dan Pemutusan

Keterangan :

: Normal

: Mendekati kritis

: Kritis

xciv

Generator setelah penambahan 2x100 MW PLTU Jeneponto

dan 2x50 PLTU Barru

Tabel 4.17 Perbandingan Keadaan Bus Sistem Kelistrikan SULSEL

No Kondisi Bus

normal

Bus mendekati

kritis Bus Kritis

1 Normal 146 - -

2 Penambahan 2 PLTU 139 7 5

3 Pelepasan saluran setelah

penambahan 2 PLTU 143 4 4

4 Pelepasan generator setelah

penambahan 2 PLTU 139 4 8

Dari tabel keadaan bus diatas kita dapat mengetahui dengan

jelas bagaimana kondisi sistem pada kondisi normal, pada saat

masuknya PLTU BARRU dan PLTU JENEPONTO, pada saat

pelepasan jaringan transmisi, dan pada saat pelepasan generator

dengan memperhatikan tegangan bus, dimana sebelumnya kita

sudah mengatur range tegangan bus normal yaitu 95%-105%.

Tegangan bus dibawah 95% disebut sebagai tegangan

undervoltage dan tegangan bus diatas 105% disebut tegangan

uppervoltage.

Dari tabel dan diatas dapat juga kita bandingkan pengaruh

dua kasus kontingensi yaitu kasus pemutusan jaringan transmisi

xcv

dan kasus pelepasan generator. Jadi sesuai dengan hasil yang

terlihat di tabel dan grafik maka dapat disimpulkan bahwa kasus

kontingensi dengan melepaskan generator pada sistem lebih

besar pengaruhnya terhadap kondisi sistem . Dimana pada saat

generator dilepaskan jumlah bus yang bertegangan tidak normal

lebih banyak yaitu 12 bus, dibandingkan pada saat pelepasan

jaringan transmisi bus yang bertegangan tidak normal hanya 8

bus, bahkan pada saat pelepasan generator ada beberapa bus

yang mengalami kondisi kritis sedangkan pada saat pelepasan

jaringan trasmisi masih dalam kondisi mendekati kritis. Adapun

perbandingan keadaan bus dalam bentuk grafik dapat dilihat

pada gambar berikut ini :

xcvi

Gambar 4.9. Grafik perbandingan jumlah bus normal pada setiap kondisi

sistem

Gambar 4.10. Grafik perbandingan jumlah bus mendekati kritis pada setiap

kondisi sistem

xcvii

Gambar 4.11. Grafik perbandingan jumlah bus kritis pada setiap kondisi

sistem

4.4.1 Kondisi tegangan bus sistem dalam keadaan normal

Untuk sistem dalam keadaan normal tegangan bus paling kecil sebesar

144.455 KV di bus Palopo sedangkan untuk tegangan bus yang paling besar

terletak di bus Bakaru dan bus Sengkang sebesar 147.928 KV untuk tegangan

nominal 150 KV.Dengan demikian saat sistem dalam keadaan normal tegangan

pada setiap bus pada sistem tidak ada yang melewati batas tegangan operasi yang

telah ditentukan.Untuk bus dengan tegangan nominal 70 KV bus dengan tegangan

tertinggi adalah capasitor bus Tello Lama yaitu 72.072 KV dan bus dengan

tegangan terendah adalah Load bus Tonasa yaitu 69.52 KV dimana kondisi

tersebut masih dalam batas tegangan operasi.

4.4.2 Kondisi tegangan bus sistem dengan penambahan 2x100 MW

PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru.

xcviii

Pada saat penambahan kedua PLTU tersebut maka akan mendapat

perubahan tegangan bus, dimana hampir semua bus mngalami kenaikan

tegangan.Pada kondisi ini diperoleh ada 7 bus yang mengalami kondisi berikut

mengalami kondisi mendekati kritis dan 5 bus yang mengalami kondisi kritis.

Dari sinilah dapatdi simpulkan bahwa keadaan kondisi sistem akan lebih baik

setelah masuknya kedua PLTU tersebut karena hampir semua bus mengalami

kenaikan tegangan. Adapun nama-nama bus tersebut dapat dilihat pada tabel

berikut ini .

Tabel 4.18 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat masuknya PLTU

Jeneponto dan PLTU Barru

No Nama Bus Tegangan Normal

(KV)

Tegangan Bus

(KV)

1 Bus Bontoala 70 77.13

2 C. Bus Tello Lama 70 77.448

3 S.Bus Tello Lama 70 77.448

4 G.Bus PLTU Jeneponto

1 12 14.314


2 12 14.314


masuknya PLTU Jeneponto dan PLTU Barru


(KV)

Tegangan Bus

(KV)

1 L.Bus Bontoala 1 20 21.956



4 I.Bus PLTU Jeneponto 12 13.128

5 M.Bus Jeneponto 1 150 162.348


xcix

7 M.Bus PLTU Jeneponto 150 164.095

4.4.3 Kondisi tegangan bus pada saat pemutusan jaringan transmisi pada

sistem dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU

Barru.

Pada kondisi ini kita sudah mulai meneliti sebuah kasus kontingensi yaitu,

Pemutusan jaringan transmisi pada sistem sehingga terjadi perubahan tegangan

pada bus sistem, di mana pada keadaan ini kita memperoleh bus yang mengalami

kondisimendekati kritis dan 4 juga bus mngalami kondisi kritis. Pemutusan

jaringan transmisi ini salah satu sebab sehingga arus listrik pada sistem terputus

sehingga terpurus juga pasokan energy dari pembangkit yang lainnya. Adapun bus

yang mengalami kondisi mendekati kritis dan mengalami kritis kita melepaskan

saluran satu persatu yang berdekatan dengan PLTU Jeneponto dan PLTU Barru

dapat dilihat pada tabel berikut ini :


Jeneponto-Bulukumba


(KV)

Tegangan Bus

(KV)


2 Bus PLTD Arena 1 20 22.005

3 Bus PLTD Arena 2 20 22.005


5 G.Bus PLTUJeneponto 1 12 14.61

6 G.Bus PLTUJeneponto 2 12 14.61

7 L.BusBontoala 1 20 22.153



10 L.Bus Jeneponto 20 22.005

11 L.Bus Tello Lama 2 20 22.005

c




15 S.BusTello 5 70 78.143

16 S.Bus Tallasa 20 22.005


pelepasan saluran Jeneponto-Bulukumba


(KV)

Tegangan Bus

(KV)

1 M.Bus Tallasa 1 150 163.952

2 M.Bus Tallasa 2 150 163.952


Pangkep-Barru


(KV)

Tegangan Bus

(KV)


2 G.Bus PLTU Jeneponto 1 12 14.146




pelepasan saluran Pangkep-Barru


(KV)

Tegangan Bus

(KV)





ci

4.4.4 Kondisi tegangan bus pada saat pelepasan generator pada sistem

dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru.

Pada kondisi ini kita meneliti sebuah kasus kontingensi dengan kasus

pelepasan generator pada sistem sehingga terjadi perubahan tegangan pada bus

sistem, di mana pada keadaan ini kita memperoleh 4 bus yang mengalami kondisi

mendekati kritis dan 8 bus mngalami kondisi kritis. Pelepasan generator ini

menyebabkan berkurangnya pasokan energy pada sistem sehingga beberapa bus

mengalami penurunan tegangan. Adapun bus yang mengalami kondisi mendekati

kritis dan mengalami kritis pada saat kita melepaskan generator satu persatu yang

berdekatan dengan PLTU Jeneponto dan PLTU Barru dapat dilihat pada tabel

berikut ini :

Tabel 4.24 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat pelepasan

Generator PLTD Arena


(KV)

Tegangan Bus

(KV)







pelepasan Generator PLTD Arena


(KV)

Tegangan Bus

(KV)





cii



Tabel 4.26 Bus yang mengalami kondisi kritis pada saat pelepasan

Generator Parepare


(KV)

Tegangan Bus

(KV)




1 12 14.338


2 12 14.338






pelepasan Generator Parepare


(KV)

Tegangan Bus

(KV)

1 I.Bus PLTU Jeneponto 12 13.153




4.5 Hasil Perhitungan Losses dan Aliran Daya ( Load Flow )

Tabel 4.28 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kondisi normal

ciii

No ID From Bus To Bus kW

Flow

kvar

Flow

Amp

Flow

kW

Losses

kvar

Losses

1 alts Sbus tello2 Gb alstm1 0 0 0 0 0

2 alts2 Sbus tello4 Gb alstm2 0 0 0 0 0

3 bakaru Mbus

bakaru2 Lbus bakaru 3886 62.032 15.17 3.335 62.032

4 barru1 Mbus barru Lbus barru1 2926 127 11.56 10.371 126


6 barru-pare Mbus pare1 Buspltu

barru1 82325

-

19289 334.1 1741 5840

7 blukmba Mbus

bulukumba2

Lbus

bulukumba 8138 276 31.98 14.827 276

8 bntla1 Bus bntla Lbus bntla1 12452 596 100.3 31.74 590


10 bntla3 Bus bntla Lbus bntla3 13410 575 108 24.077 571

11 bone1 Mbus bone2 Lbus bone1 10419 453 40.97 24.331 453


13 Bosow a-Pankep mbus

pangkep1

Mbus

bosow a1 36350

-

10839 149.7 165 403

14 brloe Bus brloe Lbus brloe 3485 48.687 28.8 2.618 48.687

15 bulukumba-bone2 Mbus bone1 Mbus

bulukumba1 33019 -8237 133.7 863 1836

16 bulukumba-sinjai1 Bus Sinjai Mbus

bulukumba1 26255 -6094 105.8 147 187

17 bw ja Bus bw ja Lbus bw aja 3.217 2351 46.34 2.986 46.284

18 gt 11 Mbus

sengkang2 Gb s11 206075 40867 10108 2310 78782

19 gt 12 Mbus

sengkang2 Gb s12 0 7537 362.6 2.973 101

20 gt 21 Mbus

sengkang2 Gb s21 0 7537 362.6 2.973 101

21 Ibt1 Mbus tello2 Sbus tello1 13726 -

25.547 53.8 41.948 780

22 ibt1 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 19620

-

16362 204.6 71.54 1953

23 ibt2 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 18844

-

24102 245.1 103 2801

24 ibt3 Mbus tello2 Sbus tello3 13994 -6191 126.3 27.263 744

25 ibt4 Sbus tello2 Sbus tello4 2926 4435 43.86 6.074 113


27 jeneponto-

bulukumba1

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 25063 -8307 103.7 176 206

28 jeneponto-

bulukumba2

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 25063 -8307 103.7 176 206

29 jnponto Mbus

jeneponto2

Lbus

jeneponto 9413 -5406 313.4 25.304 471

30 kit1 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa1 0 9968 479.6 8.229 243

31 kit2 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa2 0 9968 479.6 8.229 243

32 Line1 Buspltu

barru1 pngp-brru1 79715

-

28042 333.4 869 2913

33 Line2 pngp-brru1 Mbus barru 2928 -282 11.61 2.18 -410


35 majene Mbus

majene2 Lbus majene 8807 334 34.99 17.742 330

36 majene-mamuju1 Mbus

mamuju1

Mbus

majene2 4944 383 19.71 4.515 -403


mamuju1

Mbus

majene2 4594 -421 18.31 5.95 -429

38 makale Mbus

makale2 Lbus makale 11420 565 45.56 30.084 560

39 makale-palopo1 Mbus

palopo1

Mbus

makale2 14508

-

48.723 57.8 44.298 -173


palopo1

Mbus

makale2 14508

-

48.723 57.8 44.298 -173

41 mamuju Mbus

mamuju2 Lbus mamuju 9532 392 37.91 20.832 387

42 mandai1 Bus mandai Lbus

mandai1 8377 284 69.54 15.264 284


mandai2 11022 497 91.53 26.447 492

44 Mandai-Daya Bus mandai Bus daya1 4254 -9880 88.88 42.416 52.096

45 maros-

sguminasa1

Mbus

sgmnsa1 mbus maros2 33730

-

13411 142.9 289 668

46 maros-

sguminasa2

Mbus


-

13411 142.9 289 668

47 mits1 Mbus tello2 Gb mitsbshi1 0 0 0 0 0

civ

Tabel 4.29 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kondisi masuknya

2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru


Flow

kvar

Flow

Amp

Flow

kW

Losses

kvar

Losses



3 bakaru Mbus





barru1 82325

-

19289 334.1 1741 5840

7 blukmba Mbus

bulukumba2

Lbus

bulukumba 8138 276 31.98 14.827 276







pangkep1

Mbus

bosow a1 36350

-

10839 149.7 165 403



bulukumba1 33019 -8237 133.7 863 1836

16 bulukumba-

sinjai1 Bus Sinjai

Mbus

bulukumba1 26255 -6094 105.8 147 187


18 gt 11 Mbus

sengkang2 Gb s11 206075 40867 10108 2310 78782

19 gt 12 Mbus

sengkang2 Gb s12 0 7537 362.6 2.973 101

20 gt 21 Mbus

sengkang2 Gb s21 0 7537 362.6 2.973 101

21 Ibt1 Mbus tello2 Sbus tello1 13726 -

25.547 53.8 41.948 780

22 ibt1 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 19620

-

16362 204.6 71.54 1953

23 ibt2 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 18844

-

24102 245.1 103 2801




27 jeneponto-

bulukumba1

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 25063 -8307 103.7 176 206

28 jeneponto-

bulukumba2

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 25063 -8307 103.7 176 206

29 jnponto Mbus

jeneponto2

Lbus

jeneponto 9413 -5406 313.4 25.304 471

30 kit1 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa1 0 9968 479.6 8.229 243

31 kit2 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa2 0 9968 479.6 8.229 243

32 Line1 Buspltu pngp-brru1 79715 - 333.4 869 2913

cv

barru1 28042



35 majene Mbus



mamuju1

Mbus

majene2 4944 383 19.71 4.515 -403


mamuju1

Mbus

majene2 4594 -421 18.31 5.95 -429

38 makale Mbus



palopo1

Mbus

makale2 14508

-

48.723 57.8 44.298 -173


palopo1

Mbus

makale2 14508

-

48.723 57.8 44.298 -173

41 mamuju Mbus



mandai1 8377 284 69.54 15.264 284


mandai2 11022 497 91.53 26.447 492

44 Mandai-Daya Bus mandai Bus daya1 4254 -9880 88.88 42.416 52.096

45 maros-

sguminasa1

Mbus


-

13411 142.9 289 668

46 maros-

sguminasa2

Mbus


-

13411 142.9 289 668


48 mits2 Mbus tello2 Gb mitsbshi2 0 3370 162.1 3.252 60.489

49 palopo1 Mbus

palopo2 Lbus palopo 14463 124 57.81 48.44 901

50 palopo2 Mbus


51 Pangkep1 Mbus

pangkep2

Lbus

pangkep 14211 708 56.14 29.892 708

52 pangkep-mandai1 Sbus

pangkep2 Bus mandai 9846 -5257 92.35 242 303



54 pangkep-pare2 Mbus pare1 pngp-brru2 60366 -

14333 245.1 1914 6041

55 pangkep-tonasa1 Lbus tonasa Sbus

pangkep2 11699 6316 110 31.083 41.604


pangkep2 11699 6316 110 31.083 41.604

57 parepare Mbus pare2 Lbus pare 4500 -5461 204.3 13.442 250

58 pare-pinrang1 Mbus

pinrang1 Mbus pare1 121447

-

45159 511.9 2457 8567

59 pare-polmas2 Mbus

polmas1 Mbus pare1 71351

-

16815 290.6 2747 9014

60 pare-sidrap1 Mbus sidrap1 Mbus pare2 3157 -1929 14.62 14.193 -2122

61 pare-sidrap2 Mbus sidrap1 Mbus pare2 39666 -

10667 162.3 178 466

62 pare-suppa1 Sbus

pinrang1 Mbus pare2 12.175 -9779 38.64 3.946

-

53.862

63 pare-suppa2 Sbus


-

53.862

64 pinrang1 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang1 5733 189 22.74 9.996 186

65 pinrang2 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang2 8178 -1404 245.7 19.446 362

66 pinrang-bakaru1 Mbus Mbus 144499 - 566.6 6665 23347

cvi

bakaru1 pinrang1 14099

67 pkang1 Bus

panakukang Lbus pnkg1 14582 737 57.24 31.079 737

68 pkang2 Bus


69 pltabili1 Lbus brloe Gb bili1 0 0 0 0 0

70 plta bili2 Lbus brloe Gb bili2 0 0 0 0 0

71 plta bkru1 Mbus

bakaru2 Gb bkru1 124422 18343 6051 850 28985

72 plta bkru2 Mbus

bakaru2 Gb bkru2 127740 18832 6212 873 29758

73 pltg ge Mbus tello2 Gb pltg ge2 0 7347 353.5 4.47 132

74 pltm saw itto Lbus

pinrang2 Gb saw ito 0 1454 166.4 4.648 49.593

75 pltu1 Sbus tello2 Gb pltu1 0 0 0 0 0


77 pltu jenn1 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 20168 -6046 82.59 59.113

-

13.125

78 pltu jenn2 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 20168 -6046 82.59 59.113

-

13.125

79 pnkp ibt1 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 14363 -7576 134.4 30.835 842

80 pnkp ibt2 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 14363 -7576 134.4 30.835 842

81 pnkp ibt3 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 14363 -7576 134.4 30.835 842

82 polmas Mbus

polmas2 Lbus polmas 9487 382 37.64 20.533 382

83 polmas-bakaru2 Mbus

bakaru1

Mbus

polmas1 102054 -7532 399.4 2836 9703

84 polmas-majene1 Mbus

polmas2

Mbus

majene1 9190 -401 36.46 15.51 -347


polmas2

Mbus

majene1 9190 -401 36.46 15.51 -347

86 sengkang Mbus

sengkang2

Lbus

sengkang 17699 1083 69.18 45.397 1076

87 sgmnsa Mbus

sgmnsa2 Lbus sgmnsa 2900 -5743 185.7 5.816 138

88 sidrap Mbus sidrap2 Lbus sidrap 16466 1147 65.21 61.648 1147

89 sidrap-makale1 Mbus

makale1 Mbus sidrap2 20381 164 80.53 163

-

70.157


makale1 Mbus sidrap2 20381 164 80.53 163

-

70.157

91 sidrap-maros1 Mbus sidrap2 mbus maros1 37994 -

10555 155.8 1111 2801


10555 155.8 1111 2801

93 sidrap-soppeng1 Mbus

soppeng1 Mbus sidrap2 45910 -2626 179.9 618 1722



95 sinjai Bus Sinjai Lbus sinjai 8400 -5435 288.8 21.495 400

96 sinjai-bone1 Mbus bone1 Bus Sinjai 35408 -9427 143.9 731 1702

97 soppeng1 Mbus

soppeng2

Lbus

soppeng 1050 -4128 123 3.896 72.469

98 soppeng2 Mbus

soppeng2

Sbus

soppeng 1050 -4128 123 3.896 72.469

99 soppeng-bone1 Mbus bone1 Mbus

soppeng2 45122 -7030 178.7 490 1357


soppeng2 45122 -7030 178.7 490 1357

cvii

101 soppeng-

sengkang1

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 93028 -8346 364.4 943 5365

102 soppeng-

sengkang2

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 93028 -8346 364.4 943 5365

103 st 16 Mbus

sengkang2 Gb s18 0 7537 362.6 2.973 101

104 sungguminasa-

talasa2 Mbus t lasa1

Mbus

sgmnsa1 15757 -1708 62.15 12.638

-

75.524

105 sungguminasa-

tallasa1 Mbus t lasa1

Mbus

sgmnsa1 15757 -1708 62.15 12.638

-

75.524

106 sungguminasa-

tbnga1

Mbus

sgmnsa1 Mbus tbnga1 17940 603 70.41 8.725

-

19.544

107 sungguminasa-

tbnga2

Mbus


-

73.792

108 sw d1 Mbus tello2 Gb sw d1 0 3370 162.1 3.252 60.489

109 sw d2 Mbus tello2 Gb sw d2 0 0 0 0 0

110 T10 mbus maros2 Lbus mros 6305 111 24.82 5.951 111

111 T41 Bus daya2 Lbus daya1 13081 688 108.2 36.974 688


113 T71 Buspltd

mamuju Gb mamuju 0 0 0 0 0

114 T77 Buspltd

palopo2

Gb pltd

masamba 0 1625 187.7 5.917 63.133

115 T85 Mbus tello2 Gb cokdo2 0 3370 162.1 3.252 60.489

116 T86 Mbus tello2 Gb cokdo1 0 3370 162.1 3.252 60.489

117 tallasa2 Mbus t lasa2 Sbus t lasa 3816 -3986 159.3 9.803 152

118 tallasa-pltuj1 mbus pltu

jenn Mbus t lasa1 20109 -6032 82.34 47.048

-

11.508


jenn Mbus t lasa1 20109 -6032 82.34 47.048

-

11.508

120 tbgnga2 Mbus tbnga2 Lbus tbnga2 10319 284 40.51 15.568 369

121 tbnga1 Mbus tbnga2 Lbus tbnga1 18754 757 73.66 19.682 671

122 tello1 Sbus tello2 Lbus tello2 16594 1156 326.4 61.772 1149

123 tello2 Mbus tello2 Lbus tello1 19150 1272 75.22 53.669 1272

124 tello-baraw aja Sbus tello2 Bus bw ja 10.339 2360 46.31 7.122 8.786

125 tello-borongloe Sbus tello4 Bus brloe 3488 45.233 28.8 2.318 -3.454

126 tello-bosow a Mbus

bosow a1 Mbus tello1 30375

-

18628 139.7 223 506

127 tello-daya Bus daya1 Sbus tello5 17071 -8954 159.1 95.634 138

128 tello-mandai Bus mandai Sbus tello5 4503 2074 40.93 15.342 0.793

129 tello-

panakukang1

Bus

panakukang Mbus tello2 11286 448 44.27 3.131

-

30.168

130 tello-

panakukang2

Bus


-

30.168

131 tello-pangkep2 mbus

pangkep1 Mbus tello1 38120

-

18708 166.4 447 1189

132 Tello-Sgminasa1 Mbus tello2 Mbus

sgmnsa1 33173

-

13451 140.3 15.885 68.885


sgmnsa1 33173

-

13451 140.3 15.885 68.885

134 tello-tellolama1 Mbus tello1 Mbus

tellolama1 25631

-

17584 121.7 36.287 66.466


tellolama1 25631

-

17584 121.7 36.287 66.466

136 tlama1 Mbus

tellolama2 Lbus tlama1 12526 541 49.07 22.841 541

137 tlama2 Mbus

tellolama2 Lbus tlama2 96.712 0.066 0.379 0.001 0.032

cviii

138 tlama-bntla1 Sbus

tellolama Bus bntla 15320 3478 125.8 46.76 77.061

139 tlama-bntola2 Sbus

tellolama Bus bntla 23144 -1536 185.8 103 97.498

140 tlasa Mbus t lasa2 Lbus tlsa 4770 -4983 199.1 12.254 190

141 westc Sbus tello2 Gb w estc 0 0 0 0 0

Tabel 4.30 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kondisi masuknya

2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW PLTU Barru


Flow

kvar

Flow

Amp

Flow

kW

Losses

kvar

Losses



3 bakaru Mbus





barru1 3298

-

11052 45.48 31.236 -292

7 blukmba Mbus

bulukumba2

Lbus

bulukumba 9119 309 33.86 16.615 309







pangkep1

Mbus

bosow a1 21086

-

11153 87.58 56.38

-

16.468



bulukumba1 64838

-

44837 292.5 4209 13740

16 bulukumba-

sinjai1 Bus Sinjai

Mbus

bulukumba1 58406

-

44762 273 987 3163


18 gt 11 Mbus

sengkang2 Gb s11 255193 63707 12655 3621 123486

19 gt 12 Mbus

sengkang2 Gb s12 0 9475 455.9 4.699 160

20 gt 21 Mbus

sengkang2 Gb s21 0 9475 455.9 4.699 160

21 Ibt1 Mbus tello2 Sbus tello1 17955 -2219 330.7 63.399 1179

22 ibt1 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 22447

-

18719 218.9 81.848 2234

23 ibt2 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 21559

-

27575 262.1 117 3205

24 ibt3 Mbus tello2 Sbus tello3 21804 -

10110 184.3 57.996 1583


26 ibt5 Mbus tello2 Sbus tello3 21804 -

10110 184.3 57.996 1583

27 jeneponto-

bulukumba1

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 55872

-

48723 268.4 1190 3777

28 jeneponto-

bulukumba2

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 55872

-

48723 268.4 1190 3777

cix

29 jnponto Mbus

jeneponto2

Lbus

jeneponto 14029 358 50.8 37.414 696

30 kit1 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa1 0 9207 443 7.02 207

31 kit2 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa2 0 9207 443 7.02 207

32 Line1 Buspltu

barru1 pngp-brru1 3259 1809 14.59 1.619 -197

33 Line2 pngp-brru1 Mbus barru 3255 2219 15.46 3.677 -410


35 majene Mbus



mamuju1

Mbus

majene2 4926 382 19.67 4.498 -402


mamuju1

Mbus

majene2 4577 -419 18.28 5.928 -428

38 makale Mbus



palopo1

Mbus

makale2 14553

-

17.539 57.89 44.424 -173


palopo1

Mbus

makale2 14553

-

17.539 57.89 44.424 -173

41 mamuju Mbus

mamuju2

Lbus

mamuju 9497 390 37.84 20.757 386


mandai1 9702 329 74.83 17.677 329


mandai2 12765 576 98.5 30.627 570

44 Mandai-Daya Bus mandai Bus daya1 1691 7921 62.16 20.761 16.512

45 maros-

sguminasa1

Mbus

sgmnsa1

mbus

maros2 85884

-

66191 397.8 2252 7662

46 maros-

sguminasa2

Mbus

sgmnsa1

mbus

maros2 85884

-

66191 397.8 2252 7662



49 palopo1 Mbus


50 palopo2 Mbus


51 Pangkep1 Mbus

pangkep2

Lbus

pangkep 16474 821 60.44 34.651 821


pangkep2 Bus mandai 4544 -2943 41.74 49.199 -6.255



54 pangkep-pare2 Mbus pare1 pngp-brru2 2679 -3167 16.36 7.342 -795


pangkep2 12049 6501 105.5 28.618 36.818


pangkep2 12049 6501 105.5 28.618 36.818




-

53843 563.1 2973 10413



-

30919 320.2 3358 11203

60 pare-sidrap1 Mbus

sidrap1 Mbus pare2 14512 -4512 59.92 294 -1126

61 pare-sidrap2 Mbus

sidrap1 Mbus pare2 182345

-

43081 738.7 3699 13081

62 pare-suppa1 Sbus


-

56.199

cx

63 pare-suppa2 Sbus


-

56.199

64 pinrang1 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang1 5728 189 22.73 9.987 186

65 pinrang2 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang2 8171 -1404 245.6 19.43 361

66 pinrang-bakaru1 Mbus

bakaru1

Mbus

pinrang1 157073

-

16452 617.5 7915 27831

67 pkang1 Bus


68 pkang2 Bus




71 plta bkru1 Mbus

bakaru2 Gb bkru1 134441 21523 6551 996 33971

72 plta bkru2 Mbus

bakaru2 Gb bkru2 138027 22097 6725 1023 34877

73 pltg ge Mbus tello2 Gb pltg ge2 0 0 0 0 0





77 pltu jen1 mbus pltu

jenn

gbuspltu

jeen1 0 94421 3854 235 8016

78 pltu jenn1 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 48315

-

50580 249.6 543 1678

79 pltu jenn2 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 48315

-

50580 249.6 543 1678

80 pnkp ibt1 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 11062 -7167 101.6 17.638 482

81 pnkp ibt2 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 11062 -7167 101.6 17.638 482

82 pnkp ibt3 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 11062 -7167 101.6 17.638 482

83 polmas Mbus



bakaru1

Mbus

polmas1 109504 -8836 429.6 3280 11298


polmas2

Mbus

majene1 9157 -400 36.4 15.453 -346


polmas2

Mbus

majene1 9157 -400 36.4 15.453 -346

87 sengkang Mbus

sengkang2

Lbus

sengkang 17575 1076 68.94 45.079 1068

88 sgmnsa Mbus

sgmnsa2 Lbus sgmnsa 3190 32.298 11.7 1.299 30.798

89 sidrap Mbus

sidrap2 Lbus sidrap 16525 1151 65.33 61.869 1151


makale1

Mbus

sidrap2 20446 195 80.64 164 -70.86


makale1

Mbus

sidrap2 20446 195 80.64 164 -70.86

92 sidrap-maros1 Mbus

sidrap2

mbus

maros1 91574

-

58469 409.4 7785 26659

93 sidrap-maros2 Mbus

sidrap2

mbus

maros1 91574

-

58469 409.4 7785 26659


soppeng1

Mbus

sidrap2 31935 -690 124.9 298 575


soppeng1

Mbus

sidrap2 31935 -690 124.9 298 575

96 sinjai Bus Sinjai Lbus sinjai 8698 295 32.87 15.662 291

cxi

97 sinjai-bone1 Mbus bone1 Bus Sinjai 68091 -

41304 300.8 3232 10621

98 soppeng1 Mbus

soppeng2

Lbus

soppeng 1017 4.669 3.976 0.229 4.263

99 soppeng2 Mbus

soppeng2

Sbus

soppeng 1017 4.669 3.976 0.229 4.263


soppeng2 80781

-

30437 336.3 1740 5833


soppeng2 80781

-

30437 336.3 1740 5833

102 soppeng-

sengkang1

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 115472

-

25290 462.3 1520 8835

103 soppeng-

sengkang2

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 115472

-

25290 462.3 1520 8835

104 st 16 Mbus

sengkang2 Gb s18 0 9475 455.9 4.699 160

105 sungguminasa-


Mbus

sgmnsa1 44636 34683 204.9 138 756

106 sungguminasa-


Mbus

sgmnsa1 44636 34683 204.9 138 756

107 sungguminasa-

tbnga1

Mbus


-

22.337

108 sungguminasa-

tbnga2

Mbus


-

84.334



111 T3 Buspltu

barru2 Gb barru1 0 6283 181.4 3.269 96.429

112 T4 Buspltu

barru2 Gb barru2 0 6283 181.4 3.269 96.429

113 T10 mbus

maros2 Lbus mros 6876 121 25.92 6.491 121

114 T15 mbus pltu

jenn lbus pltu jen 0 0 0 0 0

115 T16 mbus pltu

jenn

gbuspltu

jeen2 0 94421 3854 235 8016



118 T71 Buspltd


119 T77 Buspltd

palopo2

Gb pltd

masamba 0 1562 180.4 5.465 58.308

120 T85 Mbus tello2 Gb cokdo2 0 0 0 0 0


122 tallasa2 Mbus t lasa2 Sbus t lasa 2778 189 10.09 2.213 34.296


jenn Mbus t lasa1 48080 35824 213.9 319 929


jenn Mbus t lasa1 48080 35824 213.9 319 929








bosow a1 Mbus tello1 26952 -4001 99.84 113 69.02

132 tello-daya Bus daya1 Sbus tello5 26492 -

13773 228.9 198 295

cxii

133 tello-mandai Bus mandai Sbus tello5 11884 -1034 91.45 76.426 91.52

134 tello-

panakukang1

Bus


-

34.514

135 tello-

panakukang2

Bus


-

34.514


pangkep1 Mbus tello1 28876 -7885 109.7 193 213


sgmnsa1 112017

-

33792 428.7 148 970


sgmnsa1 112017

-

33792 428.7 148 970


tellolama1 29323

-

20118 130.1 41.515 76.042


tellolama1 29323

-

20118 130.1 41.515 76.042

141 tlama1 Mbus


142 tlama2 Mbus

tellolama2 Lbus tlama2 111 0.076 0.405 0.002 0.037




tellolama Bus bntla 26478 -1757 198.7 117 112

145 tlasa Mbus t lasa2 Lbus tlsa 3472 236 12.61 2.766 42.87


Tabel 4.31 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kasus pemutusan

jaringan transmisi masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW

PLTU Barru


Flow

kvar

Flow

Amp

Flow

kW

Losses

kvar

Losses



3 bakaru Mbus





barru1 3298 -11052 45.48 31.236 -292

7 blukmba Mbus

bulukumba2

Lbus

bulukumba 9119 309 33.86 16.615 309







pangkep1

Mbus

bosow a1 21086 -11153 87.58 56.38 -16.468


15 bulukumba-

bone2 Mbus bone1

Mbus

bulukumba1 64838 -44837 292.5 4209 13740

16 bulukumba- Bus Sinjai Mbus 58406 -44762 273 987 3163

cxiii

sinjai1 bulukumba1


18 gt 11 Mbus

sengkang2 Gb s11 255193 63707 12655 3621 123486

19 gt 12 Mbus

sengkang2 Gb s12 0 9475 455.9 4.699 160

20 gt 21 Mbus

sengkang2 Gb s21 0 9475 455.9 4.699 160

21 Ibt1 Mbus tello2 Sbus tello1 17955 -2219 330.7 63.399 1179

22 ibt1 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 22447 -18719 218.9 81.848 2234

23 ibt2 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 21559 -27575 262.1 117 3205




27 jeneponto-

bulukumba1

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 55872 -48723 268.4 1190 3777

28 jeneponto-

bulukumba2

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 55872 -48723 268.4 1190 3777

29 jnponto Mbus

jeneponto2

Lbus

jeneponto 14029 358 50.8 37.414 696

30 kit1 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa1 0 9207 443 7.02 207

31 kit2 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa2 0 9207 443 7.02 207

32 Line1 Buspltu

barru1 pngp-brru1 3259 1809 14.59 1.619 -197

33 Line2 pngp-brru1 Mbus barru 3255 2219 15.46 3.677 -410


35 majene Mbus


36 majene-

mamuju1

Mbus

mamuju1

Mbus

majene2 4926 382 19.67 4.498 -402

37 majene-

mamuju2

Mbus

mamuju1

Mbus

majene2 4577 -419 18.28 5.928 -428

38 makale Mbus



palopo1

Mbus

makale2 14553

-

17.539 57.89 44.424 -173


palopo1

Mbus

makale2 14553

-

17.539 57.89 44.424 -173

41 mamuju Mbus



mandai1 9702 329 74.83 17.677 329


mandai2 12765 576 98.5 30.627 570

44 Mandai-Daya Bus mandai Bus daya1 1691 7921 62.16 20.761 16.512

45 maros-

sguminasa1

Mbus

sgmnsa1 mbus maros2 85884 -66191 397.8 2252 7662

46 maros-

sguminasa2

Mbus

sgmnsa1 mbus maros2 85884 -66191 397.8 2252 7662



49 palopo1 Mbus


50 palopo2 Mbus


51 Pangkep1 Mbus Lbus 16474 821 60.44 34.651 821

cxiv

pangkep2 pangkep

52 pangkep-

mandai1

Sbus


53 pangkep-

mandai2

Sbus


54 pangkep-pare2 Mbus pare1 pngp-brru2 2679 -3167 16.36 7.342 -795

55 pangkep-

tonasa1 Lbus tonasa

Sbus

pangkep2 12049 6501 105.5 28.618 36.818

56 pangkep-

tonasa2 Lbus tonasa

Sbus

pangkep2 12049 6501 105.5 28.618 36.818



pinrang1 Mbus pare1 132267 -53843 563.1 2973 10413


polmas1 Mbus pare1 75100 -30919 320.2 3358 11203

60 pare-sidrap1 Mbus sidrap1 Mbus pare2 14512 -4512 59.92 294 -1126

61 pare-sidrap2 Mbus sidrap1 Mbus pare2 182345 -43081 738.7 3699 13081

62 pare-suppa1 Sbus

pinrang1 Mbus pare2 10.389 -9056 35.71 3.368 -56.199

63 pare-suppa2 Sbus

pinrang1 Mbus pare2 10.389 -9056 35.71 3.368 -56.199

64 pinrang1 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang1 5728 189 22.73 9.987 186

65 pinrang2 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang2 8171 -1404 245.6 19.43 361


bakaru1

Mbus

pinrang1 157073 -16452 617.5 7915 27831

67 pkang1 Bus


68 pkang2 Bus




71 plta bkru1 Mbus

bakaru2 Gb bkru1 134441 21523 6551 996 33971

72 plta bkru2 Mbus

bakaru2 Gb bkru2 138027 22097 6725 1023 34877






77 pltu jen1 mbus pltu

jenn

gbuspltu

jeen1 0 94421 3854 235 8016

78 pltu jenn1 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 48315 -50580 249.6 543 1678

79 pltu jenn2 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 48315 -50580 249.6 543 1678

80 pnkp ibt1 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 11062 -7167 101.6 17.638 482

81 pnkp ibt2 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 11062 -7167 101.6 17.638 482

82 pnkp ibt3 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 11062 -7167 101.6 17.638 482

83 polmas Mbus



bakaru1

Mbus

polmas1 109504 -8836 429.6 3280 11298


polmas2

Mbus

majene1 9157 -400 36.4 15.453 -346

cxv


polmas2

Mbus

majene1 9157 -400 36.4 15.453 -346

87 sengkang Mbus

sengkang2

Lbus

sengkang 17575 1076 68.94 45.079 1068

88 sgmnsa Mbus




makale1 Mbus sidrap2 20446 195 80.64 164 -70.86



92 sidrap-maros1 Mbus sidrap2 mbus maros1 91574 -58469 409.4 7785 26659

93 sidrap-maros2 Mbus sidrap2 mbus maros1 91574 -58469 409.4 7785 26659






97 sinjai-bone1 Mbus bone1 Bus Sinjai 68091 -41304 300.8 3232 10621

98 soppeng1 Mbus

soppeng2

Lbus

soppeng 1017 4.669 3.976 0.229 4.263

99 soppeng2 Mbus

soppeng2

Sbus

soppeng 1017 4.669 3.976 0.229 4.263


soppeng2 80781 -30437 336.3 1740 5833


soppeng2 80781 -30437 336.3 1740 5833

102 soppeng-

sengkang1

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 115472 -25290 462.3 1520 8835

103 soppeng-

sengkang2

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 115472 -25290 462.3 1520 8835

104 st 16 Mbus

sengkang2 Gb s18 0 9475 455.9 4.699 160

105 sungguminasa-


Mbus

sgmnsa1 44636 34683 204.9 138 756

106 sungguminasa-


Mbus

sgmnsa1 44636 34683 204.9 138 756

107 sungguminasa-

tbnga1

Mbus

sgmnsa1 Mbus tbnga1 20504 689 75.27 9.971 -22.337

108 sungguminasa-

tbnga2

Mbus




111 T3 Buspltu

barru2 Gb barru1 0 6283 181.4 3.269 96.429

112 T4 Buspltu

barru2 Gb barru2 0 6283 181.4 3.269 96.429


114 T15 mbus pltu


115 T16 mbus pltu

jenn

gbuspltu

jeen2 0 94421 3854 235 8016



118 T71 Buspltd


119 T77 Buspltd

palopo2

Gb pltd

masamba 0 1562 180.4 5.465 58.308



cxvi

122 tallasa2 Mbus t lasa2 Sbus t lasa 2778 189 10.09 2.213 34.296


jenn Mbus t lasa1 48080 35824 213.9 319 929


jenn Mbus t lasa1 48080 35824 213.9 319 929








bosow a1 Mbus tello1 26952 -4001 99.84 113 69.02

132 tello-daya Bus daya1 Sbus tello5 26492 -13773 228.9 198 295

133 tello-mandai Bus mandai Sbus tello5 11884 -1034 91.45 76.426 91.52

134 tello-

panakukang1

Bus

panakukang Mbus tello2 12912 513 47.35 3.582 -34.514

135 tello-

panakukang2

Bus



pangkep1 Mbus tello1 28876 -7885 109.7 193 213


sgmnsa1 112017 -33792 428.7 148 970


sgmnsa1 112017 -33792 428.7 148 970


tellolama1 29323 -20118 130.1 41.515 76.042


tellolama1 29323 -20118 130.1 41.515 76.042

141 tlama1 Mbus


142 tlama2 Mbus






145 tlasa Mbus t lasa2 Lbus tlsa 3472 236 12.61 2.766 42.87


Tabel 4.32 Losses dan aliran daya ( load flow ) pada kasus pelepasan

generator dengan masuknya 2x100 MW PLTU Jeneponto dan 2x50 MW

PLTU Barru


Flow

kvar

Flow

Amp

Flow

kW

Losses

kvar

Losses



3 bakaru Mbus




cxvii


barru1 92244

-

53669 402.4 2534 8650

7 blukmba Mbus

bulukumba2

Lbus

bulukumba 9604 325 34.75 17.499 325







pangkep1

Mbus

bosow a1 42067

-

31804 195.1 282 796


15 bulukumba-

bone2 Mbus bone1

Mbus

bulukumba1 37469

-

31934 178 1573 4220

16 bulukumba-

sinjai1 Bus Sinjai

Mbus

bulukumba1 30659

-

32004 160.2 341 826


18 gt 11 Mbus

sengkang2 Gb s11 231002 43382 11308 2892 98607

19 gt 12 Mbus

sengkang2 Gb s12 0 0 0 0 0

20 gt 21 Mbus


21 Ibt1 Mbus tello2 Sbus tello1 15766 480 57.41 47.78 889

22 ibt1 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 22750

-

18971 220.4 82.951 2265

23 ibt2 Mbus

tellolama2

Sbus

tellolama 21849

-

27947 263.9 119 3248

24 ibt3 Mbus tello2 Sbus tello3 15848 -5406 129 28.422 776


26 ibt5 Mbus tello2 Sbus tello3 15848 -5406 129 28.422 776

27 jeneponto-

bulukumba1

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 28859

-

33055 155.7 403 932

28 jeneponto-

bulukumba2

Mbus

bulukumba1

Mbus

jeneponto1 28859

-

33055 155.7 403 932

29 jnponto Mbus

jeneponto2

Lbus

jeneponto 10489 1609 37.66 20.561 382

30 kit1 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa1 0 0 0 0 0

31 kit2 Sbus

pinrang2

Buspltd

suppa2 0 0 0 0 0

32 Line1 Buspltu

barru1 pngp-brru1 90981

-

57973 401.9 1263 4304



35 majene Mbus



mamuju1

Mbus

majene2 5087 394 19.99 4.646 -415


mamuju1

Mbus

majene2 4727 -433 18.58 6.122 -442

38 makale Mbus



palopo1

Mbus

makale2 15280 765 59.16 46.456 -185


palopo1

Mbus

makale2 15280 765 59.16 46.456 -185

41 mamuju Mbus


cxviii


mandai1 9591 325 74.4 17.475 325


mandai2 12619 569 97.94 30.277 563

44 Mandai-Daya Bus mandai Bus daya1 5128 -

13451 111.1 66.218 86.907

45 maros-

sguminasa1

Mbus


-

32301 182.4 475 1280

46 maros-

sguminasa2

Mbus


-

32301 182.4 475 1280



49 palopo1 Mbus


50 palopo2 Mbus


51 Pangkep1 Mbus

pangkep2

Lbus

pangkep 15936 794 59.45 33.52 794

52 pangkep-

mandai1

Sbus


53 pangkep-

mandai2

Sbus


54 pangkep-pare2 Mbus pare1 pngp-brru2 66713 -

42300 294.3 2784 9088


pangkep2 12007 6479 106 28.876 37.334


pangkep2 12007 6479 106 28.876 37.334



-

65500 582.2 3179 11140



-

37798 331.6 3602 12042

59 pare-sidrap1 Mbus sidrap1 Mbus pare2 3683 -2895 18 20.887 -2231

60 pare-sidrap2 Mbus sidrap1 Mbus pare2 46015 -

22784 196.6 262 757

61 pare-suppa1 Sbus


-

71.805 0.276 0 -71.805

62 pare-suppa2 Sbus


-

71.805 0.276 0 -71.805

63 pinrang1 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang1 5976 197 23.22 10.419 194

64 pinrang2 Mbus

pinrang2

Lbus

pinrang2 8518 -1406 250.5 20.211 376


bakaru1

Mbus

pinrang1 162767

-

25563 637.1 8423 29631

66 pkang1 Bus


67 pkang2 Bus




70 plta bkru1 Mbus

bakaru2 Gb bkru1 139241 16417 6746 1056 36023

71 plta bkru2 Mbus

bakaru2 Gb bkru2 142954 16855 6926 1085 36984



pinrang2 Gb saw ito 0 -1454 163.2 4.474 47.733



76 pltu jen1 mbus pltu gbuspltu 0 - 3802 229 7803

cxix

jenn jeen1 94421

77 pltu jenn1 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 23429

-

34247 145.7 186 387

78 pltu jenn2 Mbus

jeneponto1

mbus pltu

jenn 23429

-

34247 145.7 186 387

79 pnkp ibt1 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 15741

-

10423 146.7 36.765 1004

80 pnkp ibt2 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 15741

-

10423 146.7 36.765 1004

81 pnkp ibt3 Mbus

pangkep2

Sbus

pangkep1 15741

-

10423 146.7 36.765 1004

82 polmas Mbus



bakaru1

Mbus

polmas1 113328

-

14234 441.6 3466 11953


polmas2

Mbus

majene1 9457 -413 36.99 15.96 -357


polmas2

Mbus

majene1 9457 -413 36.99 15.96 -357

86 sengkang Mbus

sengkang2

Lbus

sengkang 18132 1110 70.02 46.509 1102

87 sgmnsa Mbus








30958 193.8 1760 5003


30958 193.8 1760 5003


soppeng1 Mbus sidrap2 50451

-

10513 196.9 738 2126


soppeng1 Mbus sidrap2 50451

-

10513 196.9 738 2126


96 sinjai-bone1 Mbus bone1 Bus Sinjai 40222 -

30865 186 1243 3436

97 soppeng1 Mbus

soppeng2

Lbus

soppeng 1066 4.896 4.071 0.24 4.469

98 soppeng2 Mbus

soppeng2

Sbus

soppeng 1066 4.896 4.071 0.24 4.469


soppeng2 51478

-

27091 220.2 747 2254


soppeng2 51478

-

27091 220.2 747 2254

101 soppeng-

sengkang1

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 103743

-

35346 418.6 1246 7178

102 soppeng-

sengkang2

Mbus

soppeng1

Mbus

sengkang1 103743

-

35346 418.6 1246 7178

103 st 16 Mbus


104 sungguminasa-


Mbus

sgmnsa1 17703 52082 196.7 127 680

105 sungguminasa-


Mbus

sgmnsa1 17703 52082 196.7 127 680

106 sungguminasa-

tbnga1

Mbus

sgmnsa1 Mbus tbnga1 20905 703 76 10.166 -22.774

107 sungguminasa-

tbnga2

Mbus



cxx


110 T3 Buspltu

barru2 Gb barru1 0 0 0 0 0

111 T4 Buspltu

barru2 Gb barru2 0 0 0 0 0


113 T15 mbus pltu


114 T16 mbus pltu

jenn

gbuspltu

jeen2 0

-

94421 3802 229 7803



117 T71 Buspltd


118 T77 Buspltd

palopo2

Gb pltd

masamba 0 0 0 0 0



121 tallasa2 Mbus t lasa2 Sbus t lasa 4629 -541 124.9 6.027 93.423


jenn Mbus t lasa1 23201 52370 201.1 282 792


jenn Mbus t lasa1 23201 52370 201.1 282 792




127 tello2 Mbus tello2 Lbus tello1 22204 1475 81 62.229 1475




bosow a1 Mbus tello1 35895

-

40102 195.9 439 1237

131 tello-daya Bus daya1 Sbus tello5 19321 -8170 161.6 98.604 141

132 tello-mandai Bus mandai Sbus tello5 4903 4496 51.25 24.069 10.913

133 tello-

panakukang1

Bus


134 tello-

panakukang2

Bus



pangkep1 Mbus tello1 44673

-

43691 227.4 836 2524


sgmnsa1 37444 18533 151.8 18.598 80.986


sgmnsa1 37444 18533 151.8 18.598 80.986


tellolama1 29719

-

20389 131 42.075 77.067


tellolama1 29719

-

20389 131 42.075 77.067

140 tlama1 Mbus


141 tlama2 Mbus






144 tlasa Mbus t lasa2 Lbus tlsa 5787 -676 156.1 7.534 117


cxxi

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan

Dari hasil analisis kontingensi sistem kelistrikan SULSEL dengan

mennggunakan ETAP 7.0 :

1. Dengan adanya penambahan 2 x 100 MW PLTU Jeneponto dan 2 x 50

MW PLTU Barru maka keadaan sistem menjadi lebih baik daripada

sebelumnya, sebagaimana terbukti hamper semua bus pada sistem

mengalami kenaikan tegangan.

2. Berdasarkan hasil load flow dengan menngunakan ETAP 7.0 maka dapat

dihasilkan hasil perhitungan kasus pemutusan jaringan transmisi dengan

memasukkan 2 x 100 MW PLTU Jeneponto dan 2 x 50 MW PLTU Barru

maka di peroleh 4 buah bus yang mengalami kondisi mendekati kritis dan

kritis.

3. Berdasarkan hasil load flow dengan menngunakan ETAP 7.0 maka dapat

dihasilkan hasil perhitungan kasus pelepasan generator transmisi dengan

memasukkan 2 x 100 MW PLTU Jeneponto dan 2 x 50 MW PLTU Barru

maka di peroleh 4 buah bus yang mengalami kondisi mendekati kritis dan

8 buah bus mengalami kondisi kritis.

cxxii

4. Dari tabel perbandingan kasus kontingensi pemutusan jaringan transmisi

dengan pelepasan generator dapat disimpulkan bahwa kasus kontingensi

pelepasan generator lebih mempengaruhi kondisi kenormalan sistem

daripada kasus kontingensi pelepasan jaringan transmisi, sebagaimana

pada hasil load flow pada kasus pelepasan di peroleh 12 buah bus yang

mengalami kondisi tidak normal padahal pada kasus pemutusan jaringan

transmisi hanya 8 buah bus.

5. 2. Saran

1. Diharapkan tegangan tiap bus pada sistem kelistrikan ini tidak melewati

dari nilai toleransi 10% dari tegangan normal

2. Diharapkan dengan analisis kontingensi dengan kasus pemutusan jaringan

transmisi dan pelepasan generator kita dapat mengetahui bagaimana aliran

daya (load flow) dari ssyem saat terjadi gangguan pada saluran transmisi

dan gangguan pada sistem.

3. Diharapkan data-data yang disediakan oleh PLN dapat diperbaharui

nilainya, agar keakuratan dan validitas penelitian dapat menjadi lebih baik.

cxxiii

DAFTAR PUSTAKA

Dimas Fajar Uman Putra, 2010, Analisis Sistem Kelistrikan Sukawesi

Selatan dan Barat , Surabaya.

Kundur, Prabha Kundur, 1994, Power System Stability and Control,

Mcgraw-Hill inc, USA.

Saadat Hadi. 1999. Power System Analysis. McGraw-Hill, International

edition, Singapore.

Stevenson, William D, Jr. 1996. Analisis Sistem Tenaga. Erlangga,

Jakarta.

Zuhal. 1992. Dasar Tenaga Listrik.ITB. Bandung

Sumanto, Drs, 1996, Mesin Sinkron, ANDI, Yogyakarta.

cxxiv

LAMPIRAN

Data Sistem Interkoneksi PT. PLN Persero Wilayah Sulsel

a. Single Line Diagram Sistem Sulawesi Selatan

b. Realisasi Harian Beban Trafo Distribusi dan Konsumen Besar

c. Data Impedansi Penghantar Sistem Sulawesi Selatan

d. Data Transformator Sistem Sulawesi Selatan

TUGAS AKHIR - Unhasdigilib.unhas.ac.id/uploaded_files/temporary/DigitalCollection/NTYzY… ·...

Documents

Transcript of TUGAS AKHIR - Unhasdigilib.unhas.ac.id/uploaded_files/temporary/DigitalCollection/NTYzY… ·...