KINERJA DISTRIBUSI PT PLN (Persero)
Oleh : Ir. Mustofa, MM
Malang, 21 Mei 2018
MUSTHOFA
(NIP. 6694246B)
Sarjana Teknik Elektr Sarjana Elektro, o, ITS Magister Management-Marketing, Kepala Kepala Rantin Ranting g Muara Muara Enim Enim Cab Lahat Kepala Kepala AcS AcSeksi eksi Pengen Pengendali dalian an Dis PLN PLN Wil Wil IV Asisten Manajer Pemasaran APJ Kudus Manaje Manajerr PLN Cabang Cabang Sanggau Sanggau KALBAR Manaje Manajerr PLN Cabang Cabang Bukitti Bukittinggi nggi SUMBAR Manaje Manajerr PLN Cabang Cabang Padang Padang SUMBAR Manajer Manajer Project Academy-Udiklat Academy-Udiklat Bogor Manaje Manajerr SDM dan Organis Organisasi asi PLN DIS Jatim Jatim Manajer Manajer Senior Niaga dan PP PP PLN PLN Reg Kal
•
–
•
–
• •
–
• •
–
–
• • •
PLN N Wi Wila laya yah h IV Ranting Terbaik Terbaik 1998 se PL PLN N Wi Wil. l. Kal alba barr o Kinerja Cabang Terbaik 2005 se PL PLN N Wi Wil. l. Su Sumb mbar ar o Kinerja Cabang Terbaik 2007 se PL PLN N Wi Wil. l. Su Sumb mbar ar o Kinerja Cabang Terbaik 2008, Th. 2009 dan 2010, 2011 se PL o Lomba Karya Inovasi PLN Tingkat Nasional Tahun Tahun 2008 o Lomba Karya Inovasi PLN Tingkat Regional Luar Jawa Bali (2010) (2010) Recovery Gempa Recovery Gempa Bukittinggi Bukittinggi ( (2007 2007), ), Sumbar Sumbar ( (2010 2010), ), Mentawai Mentawai ( (2011 2011)) o
GROUND RULES
ANTUSIAS, AKTIF, POSITIF, OPEN MIND
1 / 1
Setelah pelajaran ini peserta mampu memahami kinerja – kinerja distribusi sehingga mampu untuk melakukan perhitungan dengan baik meliputi : -
Susut Distribusi
-
SAIDI & SAIFI
-
Gangguan JTM per 100 kms
-
Gangguan Trafo Distribusi
- Rugi – rugi tegangan -
Response & Recovery Time
-
Collection of Period Formula Jogya
KINERJA DISTRIBUSI 1. SUSUT DISTRIBUSI 2. SAIDI SAIFI 3. GANGGUAN PER 100 KMS 4. GANGGUAN TRAFO DISTRIBUSI 5. TEGANGAN UJUNG/RUGI RUGI TEGANGAN 6. RESPONSE & RECOVERY TIME 7. UMUR PIUTANG 8. KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
KINERJA DISTRIBUSI: SUSUT Beberapa definisi dari KepDir no. 217-1.K/DIR/2005 tentang Pedoman Penyusunan Laporan Neraca Energi (kWh) tanggal 27 September 2005: •
Susut Energi Jumlah energi dalam kWh yang hilang/menyusut terjadi karena sebab-sebab teknik maupun non teknik pada waktu penyediaan dan penyaluran energi.
•
SusutTeknik Susut yang terjadi karena alasan teknik dimana energi menyusut berubah meniadi panas pada Jaringan Tegangan Tinggi (JTT), Gardu Induk (GI), Jaringan Tegangan Menengah (JTM), Gardu Distribusi (GD), Jaringan Tegangan Rendah (JTR), Sambungan Rumah (SR) dan Alat Pengukur dan Pembatas (APP)
•
Susut Non Teknik Susut yang terjadi karena alasan non teknik dan merupakan selisih antara susut energi dengan susut teknik.
KINERJA DISTRIBUSI: SUSUT •
Susut Transmisi, Susut teknik yang terjadi pada jaringan transmisi, yang meliputi susut pada JTT dan GI.
•
Susut Distribusi, Susut teknik dan non teknik yang terjadi pada jaringan distribusi yang meliputi susut pada Jaringan Distribusi Tegangan Tinggi (JDTT), JTM, GD, JTR, SR serta APP pada pelanggan TT, TM dan TR.
•
Susut TT, Susut teknik dan non teknik yang terjadi pada sisi TT, yang merupakan penjumlahan susut pada JTT, Gl dan APP TT.
•
Susut TM, Susut teknik dan non teknik yang terjadi pada sisi TM, yang merupakan penjumlahan susut pada JTM, GD dan APP TM.
•
Susut TR, Susut teknik dan non teknik yang terjadi pada sisi TR, yang merupakan penjumlahan susut pada JTR,SR dan APP TR.
•
Susut Jaringan, Jumlah energi dalam kWh yang hilang pada jaringan transmisi dan distribusi, penjumlahan antara Susut Transmisi dan Susut Distribusi.
KINERJA DISTRIBUSI: SUSUT Susut Transmisi (kWh): Susut Transmisi (%):
kWh Produksi
•
Loko Transmisi Netto
Jumlah kWh total netto yang diterima di jaringan transmisi dari unit produksi listrik dan/atau unit penyaluran lain dan siap disalurkan melalui jaringan transmisi tegangan tinggi. (kWh Produksi Sendiri Netto + kWh dari sewa pembangkit + kWh pembelian + kWh yang diterima dari unit lain pada jaringan transmisi)
kWh Pemakaian Sendiri
•
Pemakaian Sendiri Gardu Induk (PSGI)
Jumlah kWh yang dipakai untuk berbagai peralatan pendukung dan peralatan tertentu yang tetap mengkonsumsi kWh pada saat menyalurkan maupun tidak saat menyalurkan energi pada sistem transmisi antara lain (Jumlah kWh pemakaian instalasi sistem transmisi) co: peralatan switchyard , kontrol, lampu peringatan pada tower transmisi, penerangan dan pendingin ruangan
kWh Disalurkan
•
Siap Salur Transmisi
Jumlah kWh yang siap disalurkan ke jaringan distribusi maupun dikirim ke instansi lain
KINERJA DISTRIBUSI: SUSUT Susut Distribusi (kWh):
Susut Distribusi (%):
kWh Produksi
•
Siap Salur Distribusi
Energi yang diterima dari sistem pembangkitan, sistem transmisi maupun diterima dari unit lain dalam berbagai segmen tegangan dan siap distribusikan (Jumlah kWh yang diterima di Jaringan Distribusi pada semua segmen tegangan) kWh Pemakaian Sendiri
•
Pemakaian Sendiri Sistem Distribusi (PSSD)
Jumlah kWh yang dipakai untuk berbagai keperluan peralatan pendukung dan peralatan tertentu yang tetap mengkonsumsi kWh pada saat menyalurkan maupun tidak menyalurkan energi pada sistem distribusi. Co: peralatan cell 20 kV di gardu induk, peralatan kontrol, penerangan dan pendingin di gardu distribusi dan pemanas cubicle (heater)
kWh Dijual
•
kWh terjual (TUL III-09)
Peniualan kWh pada 1 (satu) bulan kemudian dari bulan laporan terdiri dari Tagihan Susulan (P2TL), KWh PJU Ilegal, kWh Koreksi (Temasuk kWh Kurang Tagih) dan kWh Tercetak (TUL lll - 07)
KINERJA DISTRIBUSI: SUSUT Khusus unit wilayah yang mempunyai Pembangkitan, Penyaluran dan Distribusi, serta Proses Konsolidasi di PLN Pusat:
Susut Jaringan (kWh): kWh Produksi
•
Produksi Total Netto
Jumlah kWh total netto yang diterima di jaringan transmisi dan jaringan distribusi dari unit produksi listrik atau/dan unit penyaluran lain dan siap disalurkan melalui jaringan transmisi dan jaringan distribusi (kWh produksi sendiri netto + kWh dari sewa pembangkit + kWh pembelian + kWh yang diterima dari unit lain pada jaringan transmisi dan jaringan distribusi) kWh Pemakaian Sendiri
•
PSGI dan PSSD
Jumlah kWh pemakaian instalasi sistem transmisi dan distribusi kWh Dikirim
•
Dikirim ke Unit PLN lain, Unit Proyek Pembangunan, IPP
Jumlah kWh yang dikirim ke unit lain melalui jaringan transmisi maupun jaringan distribusi kWh Dijual
•
kWh terjual (TUL III-09)
KINERJA DISTRIBUSI: SUSUTKINERJA DISTRIBUSI: SUSUT Khusus unit wilayah yang mempunyai Pembangkitan, Penyaluran dan Distribusi, serta Proses Konsolidasi di PLN Pusat: Susut Jaringan (%):
Catatan:
kWh Susut Jaringan = kWh Susut Transmisi + kWh susut Distribusi % Susut Jaringan ≠ % Susut Transmisi + % Susut Distribusi
- SUSUT DISTRIBUSI - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER 100 KMS - GANGGUAN TRAFO DISTRIBUSI - TEGANGAN UJUNG/RUGI RUGI TEGAN - RESPONSE & RECOVERY TIME - UMUR PIUTANG - KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
•
System Average Interruption Duration Index (SAIDI) Rata-rata lama padam per pelanggan dalam suatu periode
•
System Average Interruption Frequency Index (SAIFI) Rata-rata kali padam per pelanggan dalam suatu per iode
Keterangan : •
•
i merupakan jumlah terjadinya pemadaman Perhitungan SAIDI mencakup seluruh pemadaman di sisi pembangkit, transmisi dan distribusi, baik Pemadaman karena Gangguan maupun karena Pemadaman Terencana.
Kelompok Gangguan SAIDI SAIFI A.
PEMADAMAN KARENA GANGGUAN
00 - Kelompok Sambungan Tenaga Listrik dan APP 10 - Kelompok Jaringan Tegangan Rendah 20 - Kelompok Transformator Gardu Distribusi 30 - Kelompok Tiang Listrik Tegangan Rendah dan Tegangan Menengah 40 - Kelompok Saluran Udara Tegangan Menengah (SUTM) 50 - Kelompok Saluran Kabel Tegangan Menengah (SKTM) 60 - Kelompok Gangguan Transmisi dan Gardu Induk 70 - Kelompok Padamnya Sumber Tenaga 80 - Kelompok Bencana Alam B. PEMADAMAN TERENCANA 90 - Kelompok Pemadaman Terencana
00 - Kelompok Sambungan Tenaga Listrik dan APP 01a
Pelebur pembatas putus/rusak.
01b
MCB pembatas rusak.
01c
Rele dan/atau CB rusak.
01d
Pelebur putus dan LBS jatuh atau rusak.
02
Kerusakan/Gangguan sambungan masuk pelayanan (SMP).
03
Kerusakan/Gangguan sambungan luar pelayanan (SLP).
04
Gangguan sambungan masuk kabel tanah.
05
Jatuhnya pemutus karena asutan motor, pemakaian lebih pelanggan.
06a
Kubikel APP/komponennya rusak atau gagal bekerja.
06b
Kubikel TM bukan pengukuran rusak.
06c
Kubikel SACO, ACO rusak.
06d
CT out door rusak.
06e
PT out door rusak.
10 - Kelompok Jaringan Tegangan Rendah •
11
Pelebur TR putus.
•
12
Gangguan dahan, pohon sehingga pelebur TR putus.
•
13
Gangguan kabel tanah TR.
•
14
Kerusakan papan hubung bagi TR (al. di gardu) karena beban lebih, mutu jelek dlsbnya.
•
15
Isolator rusak.
•
16
Penghantar TR putus.
•
17
Kerusakan Konektor.
•
18
Jumper SUTR rusak.
•
19
Lain-lain.
20 - Kelompok Transformator Gardu Distribusi 21
Pelebur tegangan menengah putus.
22
Bulusan akhir (terminal) kabel TM di gardu rusak.
23
Kubikel atau komponennya rusak.
24
Transformator rusak.
25a
Kabel primer trafo rusak.
25b
Kabel sekunder trafo rusak.
25c
Jumper trafo tiang rusak.
25d
Lightning arester rusak.
26
Isolator trafo rusak.
27
PMT/Lastrener lepas.
28
PMT terbuka/pelebur TM putus karena binatang.
30 - Kelompok Tiang Listrik Tegangan Rendah dan Tegangan Menengah •
31
Tiang listrik TR roboh dilanggar kendaraan.
•
32
Tiang listrik TR roboh karena tua.
•
33
Tiang listrik TR roboh karena sebab lain.
•
34
Kerusakan bagian - bagian tiang listrik TR kecuali isolator dan penghantar.
•
35
Tiang listrik TM roboh dilanggar kendaraan.
•
36
Tiang listrik TM roboh karena tua.
•
37
Tiang listrik TM roboh karena sebab lain.
•
38
Kerusakan bagian - bagian tiang listrik TM kecuali isolator dan penghantar.
40 - Kelompok Saluran Udara Tegangan Menengah (SUTM) •
41a
Pemutus TM terbuka,pelebur TM putus karena pohon/dahan.
•
41b
Pemutus TM terbuka,pelebur TM putus karena binatang dalam gardu.
•
41c
Pemutus TM terbuka,pelebur TM putus karena hujan / petir atau gangguan sementara (intermittent fault yang lain).
•
41d
Pemutus TM terbuka, pelebur TM putus karena sebab lain.
•
41e
Rele bekerja tanpa penyebab jelas, PMT dapat masuk kembali.
•
42
Komponen SUTM terbakar tetapi pemutus/pelebur tidak bekerja.
•
43
Kerusakan konektor.
•
44a
SUTM putus.
•
44b
Jumper SUTM rusak.
•
44c
SUTM lepas dari Isolator.
•
45
Isolator rusak.
•
46
Cut Out rusak.
•
47
Pole Switch rusak.
•
48
Lighning arester rusak.
•
49
Lain-lain.
50 - Kelompok Saluran Kabel Tegangan Menengah (SKTM) •
51
PMT TM terbuka atau Pelebur TM putus karena gangguan kabel.
•
52
PMT TM terbuka atau Pelebur TM putus karena penggalian yang tidak sengaja (misdig) oleh PAM dlsb.
•
53
PMT TM terbuka atau Pelebur TM putus karena kerusakan bulusan penyambung (kotak sambung) kabel.
•
54
PMT TM terbuka atau Pelebur TM putus karena kerusakan bulusan akhir (terminal) kabel.
•
55
PMT terbuka/pelebur TM putus karena binatang.
•
56
Rele bekerja karena ikutan ( sympathetic tripping ).
•
57
Rele bekerja karena beban lebih.
•
58
Rele bekerja tanpa penyebab yang jelas, PMT dapat masuk kembali.
59
L i l i
60 - Kelompok Gangguan Transmisi dan Gardu Induk •
61
Padam karena gangguan transmisi 500 kV.
•
62
Padam karena gangguan transmisi 150 kV.
•
63
Padam karena gangguan transmisi 70 kV.
•
64
Pemadaman karena gangguan trafo gardu induk.
•
65
Pemadaman karena kerusakan alat sakel ( switchgear ) tegangan 500/150/70 kV.
•
66
Pemadaman karena kerusakan alat sakel ( switchgear ) tegangan menengah.
•
67
Pemadaman karena kendala transmisi (beban lebih, tegangan turun).
•
68
Pemadaman karena trafo gardu induk mengalami beban lebih (overload ).
•
69
lain-lain.
70 - Kelompok Padamnya Sumber Tenaga •
71
Padam karena gangguan gardu induk pusat pembangkit.
•
72
Padam karena gangguan penggerak mula atau generator pusat pembangkit.
•
73
Padam karena gangguan station service pusat pembangkit.
•
74
Rele pelepas beban bekerja karena gangguan gardu induk pusat pembangkit.
•
75
Rele pelepas beban bekerja karena gangguan penggerak mula atau generator pusat pembangkit.
•
76
Rele pelepas beban bekerja karena gangguan station service pusat pembangkit.
•
77
Pemadaman secara manual karena gangguan gardu induk pusat pembangkit.
•
78
Pemadaman secara manual karena gangguan penggerak mula atau generator pusat pembangkit.
•
79
Pemadaman secara manual karena gangguan station service pusat pembangkit.
•
79a
Pemadaman sementara secara manual karena cadangan daya kurang.
•
79b
Lain-lain.
80 - Kelompok Bencana Alam •
81
Angin kencang.
•
82
Hujan lebat.
•
83
Banjir.
•
84
Tanah longsor.
•
85
Gempa bumi.
•
86
Kebakaran.
•
87
Lain-lain.
90 - Kelompok Pemadaman Terencana •
91
Karena pembangunan.
•
92
Karena pemeliharaan.
•
93
Karena pelaksanaan perubahan tegangan menengah.
•
94
Karena pelaksanaan perubahan tegangan rendah.
•
95
Karena pelaksanaan rehabilitasi.
•
96
Karena pelebaran jalan.
•
97
Pemadaman bergilir karena cadangan daya kurang.
•
98
Lain-lain.
•
Suatu sistem distribusi dipasok oleh 2 buah gardu distribusi dengan kondisi jumlah konsumen dan kejadian terjadinya padam untuk kurun waktu 1 bulan seperti di bawah ini. Berdasarkan data-data tersebut, hitung SAIDI dan SAIFI nya Jumlah
Jumlah Pelanggan yang
Pelanggan
Padam
Gardu A
75
25
1 jam
3 kali
Gardu B
124
75
1.5 jam
4kali
Gardu
Lama Padam
Frekuensi Padam
- SUSUT DISTRIBUSI - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER 100 KMS - GANGGUAN TRAFO DISTRIBUSI - TEGANGAN UJUNG/RUGI RUGI TEGAN - RESPONSE & RECOVERY TIME - UMUR PIUTANG - KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
OVERVIEW KINERJA DISTRIBUSI: GANGGUAN PENYULANG Berdasarkan Edaran Direksi PT PLN (Persero) nomor 006.E/DIR/2007 tentang Pemantauan Gangguan Jaringan Tegangan Menengah secara Harian, Ganguan Jaringan Tegangan Menengah didefinisikan sebagai berikut: •
•
Gangguan terjadi pada Jaringan Tegangan Menengah dan bukan disebabkan terputusnya pasokan dan sumber pembangkit atau transmisi Gangguan menyebabkan tripnya PMT penyulang GI/GH, PMT lncoming atau Recloser Lock-out, yang mengakibatkan terputusnya pasokan pada Jaringan Tegangan Menengah lebih dari 5 menit.
OVERVIEW KINERJA DISTRIBUSI: GANGGUAN PENYULANG Alur Pelaporan Berdasarkan Edaran Direksi PT PLN (Persero) nomor 006.E/DIR/2007: Sub Unit Pelaksana (Rayon) FGTM-01
Ggn wajib ditulis di papan statistik ggn harian
Lap. Harian: Jumlah Ggn Hari H jam 06.00 pagi s.d. H+1 jam 09.00 Lap Kumulatif: Mulai tgl 1 Jan Periode Laporan
Paling lambat H+1 jam 09.00
Unit Pelaksana (Area) FGTM-02
Jumlah Ggn seluruh rayon wajib ditulis di papan statistik ggn harian kantor Area → Analisis dan koordinasi upaya penekanan ggn
Paling lambat H+1 jam 13.00
Unit Induk (Wilayah/ Distribusi) FGTM-03
Data gangguan harian harus diposting di intranetWilayah/ Distribusi GM melakukan anev statistik ggn dan koordinasi upaya penekanan
Paling lambat H+2 jam 11.00 30
PLN Pusat FGTM-04
Hasil Konsolidasi harus sudah dilaporkan paling lambat H+2 jam 16.00 dan diposting di intranet PLN Pusat + anev statistik ggn dan koordinasi upaya penekanan
OVERVIEW KINERJA DISTRIBUSI: GANGGUAN PENYULANG Dari hasil laporan gangguan JTM harian tersebut, dapat diketahui: nilai kinerja gangguan penyulang per 100 kms (Jumlah rata-rata gangguan penyulang setiap 100 kms penyulang yang menyebabkan pemadaman, baik gangguan permanen maupun temporer pada suatu periode)
Keterangan: •
Gangguan permanen adalah gangguan JTM dengan durasi padam > 5 menit
•
Gangguan temporer adalah gangguan JTM yang durasi padamnya ≤ 5 menit
•
Sumber: 0109.E/DIR/2014 tanggal 14 Maret 2014 tentang Petunjuk Pelaksanaan Perhitungan Nilai Kinerja Organisasi (NKO) Direktorat, Unit dan Anak Perusahaan.
- SUSUT DISTRIBUSI - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER 100 KMS - GANGGUAN TRAFO DISTRIBUSI - TEGANGAN UJUNG/RUGI RUGI TEGAN - RESPONSE & RECOVERY TIME - UMUR PIUTANG - KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
Berdasarkan penyebab terjadinya: 1. Gangguan trafo karena penyebab internal •
I-1 Overload
•
I-2 Beban Tidak Seimbang
•
I-3 Minyak trafo rusak
•
I-4 Proteksi Tidak Berfungsi
2. Gangguan trafo karena penyebab eksternal •
E-1 Petir
•
E-2 Tertimpa pohon, tertabrak mobil
•
E-3 Binatang
•
E-4 Bencana Alam
Rasio kerusakan trafo distribusi dideskripsikan sebagai : rasio jumlah trafo yang rusak terhadap jumlah trafo beroperasi pada suatu periode
Keterangan : Perhitungan jumlah unit trafo yang rusak didasarkan pada jumlah unit trafo beroperasi yang mengalami kerusakan/gangguan yang mengakibatkan pemadaman, sehingga memerlukan penggantian trafo baru. •
Jumlah unit trafo beroperasi termasuk penambahan unit trafo baru.
•
Sumber: 0109.E/DIR/2014 tanggal 14 Maret 2014 tentang Petunjuk Pelaksanaan Perhitungan Nilai Kinerja Organisasi (NKO) Direktorat, Unit dan Anak Perusahaan. •
•
Pada Sub Unit PLN pada laporan gangguan tercatat dalam minggu I terjadi kebocoran Trafo Distr 100 kVA, pada minggu III trafo 160 kVA mengalami gangguan di sambar petir dan minggu IV terjadi penggantian trafo dis 50 kVA dikarenakan gangguan karena overload pada pasa R, unit tersebut memiliki jumlah trafo distribusi yang beroperasi sebanyak 934 unit. Hitunglah rasio kerusakan trafo pada unit tsb di periode laporan bulan tsb.
- SUSUT DISTRIBUSI - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER 100 KMS - GANGGUAN TRAFO DISTRIBUSI - TEGANGAN UJUNG/RUGI -RUGI TEG. - RESPONSE & RECOVERY TIME - UMUR PIUTANG - KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
3 hal yang perlu dijaga kualitasnya:
1.Frekuensi (50 Hz) 2.Tegangan SPLN.No.1; 1985 (220/380 Volt : + 5%; – 10%) 3.Keandalan
Konduktor memiliki nilai impedansi tertentu → setiap kali arus mengalir melalui konduktor tersebut, akan ada drop tegangan yang dapat diturunkan dengan Hukum Ohm (V = IZ).
Drop tegangan tergantung pada : •
•
Aliran arus melalui konduktor Impedansi konduktor
Impedansi konduktor merupakan fungsi dari ukuran konduktor (luas penampang) dan panjang konduktor.
Drop tegangan maksimum → + 5% dan – 10%
Bila drop tegangan yang timbul melebih batas maksimum, maka ukuran kabel yang lebih besar harus dipilih.
Rumus perhitungan kinerja Mutu Tegangan TM dan TR:
Sumber: SE 002.E.DIR.2013 tanggal 15 Februari 2013 Petunjuk Pelaksanaan Perhitungan NKO Unit dan Anak Perusahaan
- SUSUT DISTRIBUSI - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER 100 KMS - GANGGUAN TRAFO DISTRIBUSI - TEGANGAN UJUNG/RUGI RUGI TEGAN - RESPONSE & RECOVERY TIME - UMUR PIUTANG - KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
• –
–
• –
–
- SU SUSU SUT T DIST DISTRI RIB BUS USII - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER PER 100 KMS - GANG GANGGU GUAN AN TRAFO TRAFO DISTR DISTRIB IBUSI USI - TEGAN TEGANGA GAN N UJUNG UJUNG/R /RUGI UGI RUGI RUGI TEGAN TEGAN - RESP RESPON ONSE SE & RECO RECOVE VER RY TIME TIME - UMUR UMUR PIUT PIUTAN ANG G - KECEP KECEPA ATAN PELA PELAYANAN ANAN PASAN ASANG G BARU BARU
UMUR PIUTANG
- SU SUSU SUT T DIST DISTRI RIB BUS USII - SAIDI SAIFI - GANGGUAN PER PER 100 KMS - GANG GANGGU GUAN AN TRAFO TRAFO DISTR DISTRIB IBUSI USI - TEGAN TEGANGA GAN N UJUNG UJUNG/R /RUGI UGI RUGI RUGI TEGAN TEGAN - RESP RESPON ONSE SE & RECO RECOVE VER RY TIME TIME - UMUR UMUR PIUT PIUTAN ANG G - KECEP KECEPA ATAN PELA PELAYANAN ANAN PASAN ASANG G BARU BARU
KECEPATAN PELAYANAN PASANG BARU
→
GRAFIK PEMBEBANAN THD SUSUT UNTUK TRAFO DISTRIBUSI GRAFIK PEMBEBANAN THD SUSUT UNTUK TRAFO DISTRIBUSI
5,5
5,5
TRAFO 50 KVA 5,0 TRAFO 25 KVA
5,0
TRAFO 200 KVA 4,5
TRAFO 630 KVA
TRAFO 160 KVA 4,5
TRAFO 250 KVA 4,0
4,0 ) % ( T 3,5 U S U S I A 3,0 L I N
) % ( T U3,5 S U S I A L3,0 I N
2,5 2,5
2,0 2,0
1,5 1,5
1,0
1,0 10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
PEMBEBANAN
80%
90%
100% 110%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
PEMBEBANAN
80%
90%
100% 110%
GRAFIK PEMB EBA NAN THD SUSUT UNTUK TRAFO DISTRIBUSI 5,5
TRAFO 25 KVA
5,0
TRAFO 160 KVA 4,5 TRAFO 250 KVA 4,0 ) % ( T U3,5 S U S I A L I 3,0 N
2,5
2,0
1,5
1,0 10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
PEMBEBANAN
80%
90%
100%
110%
➢
Form ula Perhitu ngan Drop Tegangan Sist em 3 Fasa Dan 3 Kawat Beban Di Ujung Dan Seimbang : % Drop Voltage = (P*L*(R*Cos Q + X*Sin Q)*100)/(KVLL)^2
➢
Beban Di Tengah Dan Ujung Dan Seimbang : % Drop Voltage = (P*L*(R*Cos Q + X*Sin Q)* 0,75*100)/(KVLL) ^ 2
➢
Beban Merata Dan Seimbang : % Drop Voltage = (P*L*(R*Cos Q + X*Sin Q)* 0,50*100)/(KVLL) ^ 2
Dimana : ✓ ✓ ✓ ✓ ✓
P = Daya Nominal yang tersalur (MVA) R = Resist ance Jaringan (Ohm/km) X = Reactance Jarin gan (Ohm/km) KVLL = Tegangan Phasa to Phasa (20 KV) KVLN = Tegangan Phasa to Neutral (11,6 kV)
➢
➢
➢
➢
➢ ➢
✓ ✓ ✓ ✓ ✓
➢
Formula Perhitungan Susut Teknis Seimbang :
Sistem 3 Fasa Dan 4 Kawat Beban Di Ujung Dan
ESusut_teknis = 3*(I)^2 * R * L * LLF ➢
Beban Di Tengah Dan Ujung Dan Seimbang : ESusut_teknis = 3*(I)^2 * R * L * LLF * LDF1
➢
( Watt )
( Watt )
Beban Merata Dan Seimbang : ESusut_teknis = 3*(I)^2 * R * L * LLF * LDF2
Dimana : I
= Arus beban yang mengalir pada jaringan (A)
R
= Resistansi Jaringan (Ohm/km)
L
= Panjang Jaringan (kms)
LLF
= Loss Load Factor
LDF1 = Load Density faktor (0,625) LDF2 = Load density faktor (0,333)
( Watt )
➢
➢
GRAFIK PANJANG VS BEBAN UNTUK DROP TEG TERTENTU A3C 150mm2, BEBAN DIUJUNG LAMPIRAN 11b GRAFI K PANJANG PENGHANTAR VS BEBAN UNTUK PENGHANTAR A3C 150 MM BEBAN UJUNG SEIMBANG 80,00
LOSSES 2 % LOSSES 3 % lOSSES 3,5 %
60,00
LOSSES 4 % LOSSES 4,5 %
) S M K (
LOSSES 5 %
M T J 40,00 G N A J N A P
20,00
0,00 29
58
87
116
145
ARUS BEB AN (AMPERE )
174
232
GRAFIK PANJANG VS BEBAN UNTUK DROP TEG TERTENTU A3C 150 mm2 BEBAN DI TENGAH DAN DI UJUNG
80,00
L AMP IRAN 7b PANJANG J ARINGAN VS BE B AN UNTUK BE BA N 3 PHASA DITE NGAH DAN DIUJ UNG SEIMBANG PENGHANTAR A3C 150 MM 2
70,00 DROP TEG. 2 % DROP TEG. 3 % DROP TEG. 3,5 % 60,00
DROP TEG. 4 % DROP TEG. 4,5 % DROP TEG. 5 %
50,00 ) S M K ( M T40,00 J G N A J N A P30,00
20,00
10,00
0,00 29
58
87
115
144
173
ARUS B EB AN (AMPERE)
202
231
TABEL PANJ ANG VS BEBAN UNTUK DROP TEG TERTENTU A3C 150 m m2, BEB AN DI TENGA H DAN DI UJU NG
LAMPIRAN TABEL PANJANG JARINGAN VS BEBAN PENYULANG UNTUK BEBERAPA KONDISI DROP TEGANGAN YANG DIHARAPKAN PENGHANTAR A3C150 MM2 KONDISI BEBAN 3 PHASA DI TENGAH DAN UJUNG SERTA SEIMBANG BEBAN PENYULANG
TEGANGAN L-L
7b
PANJANG JTM (KMS) DROP TEGANGAN YANG DIHARAPKAN ( % )
( MVA )
(AMPERE)
( KV)
1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 14,65
29 58 87 115 144 173 202 231 425
20 20 20 20 20 20 20 20 20
Catatan :
2
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
28,40 14,20 9,47 7,10 5,68 4,73 4,06 3,55 1,94
42,60 21,30 14,20 10,65 8,52 7,10 6,09 5,33 2,91
49,70 24,85 16,57 12,43 9,94 8,28 7,10 6,21 3,39
56,80 28,40 18,93 14,20 11,36 9,47 8,11 7,10 3,88
63,90 31,95 21,30 15,98 12,78 10,65 9,13 7,99 4,36
71,00 35,50 23,67 17,75 14,20 11,83 10,14 8,88 4,85
KHA A3C 150 mm2 adalah 425 Ampere.
TABEL PANJANG VS BEBAN UNTUK DROP TEG TERTENTU A3C 150 mm2 BEBAN MERATA
LAMPIRAN TABEL PANJANG JARINGAN V S BEB AN PENYULANG UNTUK BEB ERAP A KONDISI DROP TEGANGAN YANG DIHARAPKAN PENGHANTAR A 3C15 0 MM2 KONDISI BEB AN 3 PHAS A MERATA DA N SEIMBANG BEBAN PENYULANG
TEGANGAN L-L
9b
PANJANG JTM ( KMS) DROP TEGANGAN YANG DIHARAPK AN ( % )
( MVA )
(A)
( KV)
1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 14,65
29 58 87 115 144 173 202 231 425
20 20 20 20 20 20 20 20 20
C atatan :
2
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
42,60 21,30 14,20 10,65 8,52 7,10 6,09 5,33 2,91
63,90 31,95 21,30 15,98 12,78 10,65 9,13 7,99 4,36
74,55 37,28 24,85 18,64 14,91 12,43 10,65 9,32 5,09
85,21 42,60 28,40 21,30 17,04 14,20 12,17 10,65 5,82
95,86 47,93 31,95 23,96 19,17 15,98 13,69 11,98 6,55
106,51 53,25 35,50 26,63 21,30 17,75 15,22 13,31 7,27
K HA A3C 150mm2 adalah 425 Ampere
PANJANG VS BEBAN UNTUK DROP TEG.TERTENTU TIC 3x70 + 50 mm2, BEBAN DI UJUNG TABEL PANJANG JARINGAN VS BEBAN PENYULANG UNTUK BEBERAPA KONDISI DROP TEGANGAN YANG DIHARAPKAN PENGHANTAR TIC 3 x 70 + 50 MM2 KONDISI BEBAN 3 PHASA DI UJUNG DAN SEIMBANG BEBAN PENYULANG
TEGANGAN L-L
PANJANG JTR (MS) DROP TEGANGAN YANG DIHARAPK AN ( % )
(K VA )
(A)
25,00 50,00 75,00 100,00 125,00 130,25
36 72 108 144 180 188
Catatan :
( V) 400 400 400 400 400 400
2
3,0
3,5
4,0
5,0
6,0
298 149 99 75 60 57
447 224 149 112 89 86
522 261 174 130 104 100
596
746 373 249 186 149 143
895 447 298 224 179 172
KHA TIC 3 X 70 + 50 mm2 adalah 188 Ampere
298 199 149 119 114
PANJANG VS BEBAN UNTUK LOSSES TERTENTU TIC 3x150 mm2, BEBAN DI UJUNG LAMPIRAN 18 a TABEL PANJANG JARINGAN VS BEBAN PENYULANG UNTUK BEBERAPA KONDISI SUSUT TEKNIS YANG DIHARAPKAN PENGHANTAR TIC 3x 70 + 50 MM2 KONDISI BEBAN 3 PHASA DI UJUNG DAN SEIMBANG BEBAN PENYULANG
TEGANGAN L-L
PANJANG JTR ( MS) LOSSES YANG DIHARAPKAN ( % )
( KVA )
(A)
25 50 75 100 130
36 72 108 144 188
Cat at an :
( V) 400 400 400 400 400
2,0
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
246 123 82 61 47
368 184 123 92 71
430 215 143 107 82
491 246 164 123 94
553 276 184 138 106
614 307 205 153 118
K HA TIC 3 X 70 + 50 m m2 adal ah 188 A mpere
TABEL PANJANG VS BEBAN UNTUK DROP TEG TERTENTU TIC 3x70 + 50 mm2, BEBAN MERATA
LAMPIRAN 17a TABEL PANJANG JARINGAN VS BEBAN PENYULANG UNTUK BEBERAPA KONDISI DROP TEGANGAN YANG DIHARAPKAN PENGHANTAR TIC 3 x70 + 50 MM2 KONDISI BEBAN 3 PHASA MERATA DAN SEIMBANG BEBAN PENGHANTAR
(K VA )
(A)
25 50 75 100 125 130
36 72 108 144 180 188
Catatan :
TEGANGAN L-L
PANJANG JTR (MS) DROP TEGANGAN YANG DIHARAPKAN ( % ) 2 3,0 3,5 4,0 5,0
( V) 400 400 400 400 400 400
596 298 199 149 119 57
895 447 298 224 179 86
1044 522 348 261 209 100
KHA TIC 3 X 70 + 50 mm2 adalah 188 Ampere
1.193 596 398 298 239 114
1491 746 497 373 298 143
PANJANG VS BEBAN UNTUK LOSSES TERTENTU TIC 3x70 +50 MM2, BEBAN MERATA
LAMPIRAN 19 a TABEL PANJANG JARINGAN VS BEBAN PENYULANG UNTUK BEBERAPA KONDISI SUSUT TEKNIS YANG DIHARAPKAN PENGHANTAR TIC 3 X 70 + 50 MM2 KONDISI BEBAN 3 PHASA MERATA DAN SEIMBANG BEBAN PENYULANG
TEGANGAN L-L
PANJANG JTR ( MS) LOSSES YANG DIHARAPKAN ( % )
( KVA )
(A)
25 50 75 100 130
36 72 108 144 188
Catatan :
( V) 400 400 400 400 400
KHA TIC 3 X 70 + 50 mm2 adalah 188 Ampere
2,0
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
738 369 246 184 142
1106 553 369 277 212
1291 645 430 323 248
1475 738 492 369 283
1659 830 553 415 319
1844 922 615 461 354
NO
INDIKATOR KINERJA KUNCI
1
2
I
Perspektif Pelanggan
1 2 3 4 5
Penambahan Jumlah Pelanggan Kecepatan Pelayanan Pasang Baru Kecepatan Pelayanan Penambahan Daya SAI DI SAI FI
II
Perspektif Efektifitas Produk dan Proses
1
Penjualan Listrik Non Subsidi a.Penjualan Listrik Rumah Tangga b.Penjualan Listrik Non Rumah Tangga Fuel Mix (PLN + Sewa+IPP) Tara Kal or Netto PLTD EAF Susut Distribusi Jaringan a. Susut Distribusi tanpa I-4 b. Susut Transmisi Gangguan Penyulang per 100 kms Rasio Kerusakan Trafo Distribusi PS KIT
2 3 4 5
6 7 8
POLARITAS
3
SATUAN
4
BOBOT
5
TARGET
REALISASI
PENCAPAIAN
S/D DESEMBER 2017
S/D DESEMBER 2017
%
7
8
9
8527,00 5,00 3,00 187,47 3,55
11126,00 3,06 3,29 438,87 8,13
130,48 138,77 90,19 -34,10 -28,91
17 plg hari hari menit / plg kali / plg
5 2 2 4 4
kcal/kWh % % % % kali/100 kms % %
DELTA NILAI THD BOBOT
10
11
8,80
33 GWh GWh GWh %
NILAI
5,00 2,00 1,80 0,00 0,00
0,00 0,00 0,20 4,00 4,00
29,65
4 5 3
196,01 64,45 85,80
181,83 58,08 73,23
92,77 90,12 114,64
3,71 4,51 3,00
0,29 0,49 0,00
4 3 4
2672,00 83,00 6,00 6,00 0,00 4,07 0,36 10,00
2411,13 88,90 6,81 6,81 0,00 3,12 0,35 16,74
109,76 107,10 86,49 86,49 100,00 123,25 100,00 32,61
4,00 3,00 3,46 0,00 0,00 4,00 3,00 0,98
0,00 0,00 0,54 0,00 0,00 0,00 0,00 2,02
4 3 3
NO
INDIKATOR KINERJA KUNCI
1
2
III
Perspektif SDM
1 2 3
Human Capital Readiness Organization Capital Readiness Produktifitas Pegawai
IV
Perspektif Keuangan dan Pasar
1 2 3
Biaya OPEX Non BBM Harga Jual Rata-rata Umur Piutang a.Penekanan Umur Piutang b.Tunggakan Lancar diatas 2 bln c.Penagihan Piutang Ragu-ragu yang sudah dihapuskan Perputaran Material Non Bahan Bakar Efektifitas Biaya Pemeliharaan Penca pa ia n I nves ta si a r ogr am ea s a s p ro gr am ter on tr a en ca na - ->
4 5 6
b) Fisik (Realisasi Bayar/Pagu Distribusi)
VI
Perspektif Kepemimpinan
1 2 3 4 5
ERM Impelementasi K3L Tindak Lanjut Temuan Auditor Karya Inovasi Kepatuhan Keselamatan Ketenagalis trikan Lingkungan Hidup Kelengkapan data SILM
POLARITAS
3
SATUAN
4
BOBOT
5
TARGET
REALISASI
PENCAPAIAN
S/D DESEMBER 2017
S/D DESEMBER 2017
%
7
8
9
9 Level Level MWh Jual/Peg
3 3 3
NILAI
DELTA NILAI THD BOBOT
10
11
9,00 4,45 4,45 2916,31
4,45 4,45 2996,70
100,00 100,00 102,76
31
3,00 3,00 3,00
0,00 0,00 0,00
30,70
Rp/kWh Rp/kWh
3 4
253,95 1221,14
231,06 1229,89
109,01 100,72
3,00 4,00
0,00 0,00
hari Plg % kali %
4 4 2 4 4
18,25 0,00 1,00 4,00 13,22
15,82 0,00 1,00 11,10 9,72
113,33 100,00 100,00 277,61 126,49
4,00 4,00 2,00 4,00 4,00
0,00
0,00 0,00
90,00
88,11
97,90
0,00
0,00
90,00
85,45
94,94
5,70
0,30
3,50 100,00 100,00 3,00
3,50 100,00 100,00 0,00
100,00 100,00 100,00 100,00
% %
6
10 Level Skor % Kali 0
2 3 3 2 max -10
10,00 2,00 3,00 3,00 2,00
0,00 0,00 0,00 0,00
9,00 8,00
600,00 8,13 500,00
7,00 6,00
400,00
438,87
5,00 4,00
3,55
3,00
300,00 200,00
187,47
2,00 1,00 0,00
0,63 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
100,00 21,25 0,00
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Target AK 1,28 1,45 1,62 1,79 1,96 2,13 2,33 2,53 2,73 2,93 3,13 3,55
Target AK 59,9 70,4 80,9 91,4 101, 112, 124, 137, 149, 162, 174, 187,
Real Ak
2,73 5,39 5,84 5,66 6,02 6,13 6,26 6,36 6,54 6,83 7,54 8,13
Real Ak
163, 408, 446, 462, 469, 478, 448, 445, 444, 442, 440, 438,
Reak Bln
2,7 2,6 0,5 0,42 0,46 0,16 0,16 0,13 0,21 0,32 0,74 0,63
Reak Bln
126 245 43, 32,9 16,2 12,7 7,32 6,80 7,65 33,0 38,9 21,2
