Perbandingan Biaya Pemeliharaan Rutin dan Pemeliharaan Prediktif di Gardu Induk 150kV Jajar Surakarta.pdf

ANALISIS PERBANDINGAN BIAYA PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF DI GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA

SKRIPSI

Disusun Oleh :

FREDY DWI PURNOMO NIM : 2012-11-015

PROGRAM STUDI SARJANA TEKNIK ELEKTRO JAKARTA, 2017

LEMBAR PENGESAHAN SKRIPSI

ANALISIS PERBANDINGAN BIAYA PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF DI GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA

Disusun Oleh FREDY DWI PURNOMO NIM: 201211015 Diajukan untuk memenuhi persyaratan Program Studi Sarjana Teknik Elektro SEKOLAH TINGGI TEKNIK-PLN Jakarta, 8 Februari 2017

Mengetahui,

Disetujui,

(Nurmiati Pasra, ST, MT)

(Ir. Djoko Paryoto ,MT.)

Ketua Jurusan Teknik Elektro

Dosen Pembimbing Skripsi

i

LEMBAR PENGESAHAN TIM PENGUJI

Nama

: FREDY DWI PURNOMO

NIM

: 2012-11-015

Jurusan

: Teknik Elektro

Judul Skripsi

: Analisis Perbandingan Biaya Pemeliharaan Rutin dan Pemeliharaan Prediktif Di Gardu Induk 150 KV Jajar Surakarta

Telah disidangkan dan dinyatakan Lulus Sidang Skripsi pada Program Sarjana Strata 1, Program Studi Teknik Elektro Sekolah Tinggi Teknik – PLN pada tanggal 1 Maret 2017

Nama Penguji

Jabatan

1. Suwarno, Ir., MT

Ketua Sidang

2. Isworo P, Ir., MT

Sekertaris Sidang

3. Djoko Susanto, Ir., MT

Anggota Sidang

Mengetahui : Ketua Jurusan Teknik Elektro

Nurmiati Pasra S.T., M.T

ii

Tanda Tangan

LEMBAR PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR

Nama

: Fredy Dwi Purnomo

NIM

: 2012-11-015

Jurusan

: Teknik Elektro

Judul Skripsi

: Analisis Biaya Pemeliharaan Rutin Dan Pemeliharaan Prediktif Di Gardu Induk 150 KV Jajar Surakarta

Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam Skripsi ini tidak terdapat karya yang pernah diajukan untuk memperoleh gelar Ahli Madya/Sarjana/Magister baik di lingkungan STT-PLN maupun di suatu Perguruan Tinggi, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak terdapat karya atau pendapat yang pernah ditulis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali yang secara tertulis diacu dalam naskah ini dan disebutkan dalam daftar pustaka. Pernyataan ini dibuat dengan penuh kesadaran dan rasa tanggung jawab serta bersedia memikul segala resiko jika ternyata pernyataan ini tidak benar. Jakarta, 8 Februari 2017

(Fredy Dwi Purnomo)

iii

UCAPAN TERIMA KASIH Dengan ini saya menyampaikan penghargaan dan ucapan terima kasih yang sebesar – besarnya kepada yang terhormat:

Ir. Djoko Paryoto, MT. Selaku Pembimbing Skripsi

Yang telah memberikan petunjuk, saran-saran serta bimbingannya sehingga Skripsi ini dapat diselesaikan. Terima kasih yang sama, saya sampaikan kepada : 1. Bapak Budi Susanto, selaku manager PT. PLN (Persero) TJBT APP Salatiga 2. Bapak Sugeng Haryono, selaku supervisor bagian pengelolaan data APP Salatiga Yang telah mengijinkan melakukan pengumpulan data di gardu induk 150 KV Jajar.

Jakarta, 8 Februari 2017

FREDY DWI PURNOMO NIM: 2012-11-015

iv

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS Sebagai sivitas akademika Sekolah Tinggi Teknik - PLN, saya yang bertanda tangan di bawah ini: Nama

: Fredy Dwi Purnomo

NIM

: 2012-11-012

Program Studi

: Sarjana

Jurusan

: Teknik Elektro

Jenis karya

: Skripsi

Demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan kepada Sekolah Tinggi Teknik - PLN Hak Bebas Royalti Non eksklusif (Nonexclusive Royalty Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul: “Analisis Perbandingan Biaya Pemeliharaan Rutin Dan Pemeliharaan Prediktif Di Gardu Induk 150 KV Jajar Surakarta” Beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas Royalti Non eksklusif

ini

Sekolah

Tinggi

Teknik-PLN

berhak

menyimpan,

mengalih

media/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data (database), merawat, dan mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta. Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya. Dibuat di: Jakarta Pada tanggal: 8 Februari 2017 Yang menyatakan

( Fredy Dwi Purnomo )

v

ANALISIS PERBANDINGAN BIAYA PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF DI GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA Fredy Dwi Purnomo, 201211015 Dibawah bimbingan Ir. Djoko Paryoto, MT

ABSTRAK

Gardu Induk (GI) adalah suatu instalasi listrik yang terdiri dari perlengkapan peralatan listrik dan merupakan pusat beban yang diambil dari saluran transmisi yang berfungsi untuk mentransformasi tenaga listrik dari tegangan tinggi ke tegangan tinggi lainnya atau dari tegangan tinggi ke tegangan menengah. Gardu Induk juga memiliiki fungsi pengukuran, pengawasan operasi serta pengaturan dari pengamanan dari suatu sistem tenaga listrik. Tenaga listrik disalurkan dari mesin pembangkit ke instalasi listrik konsumen melalui beberapa gardu. Peran gardu induk sangat penting, bila terjadi kerusakan peralatan gardu induk / gangguan pada gardu induk maka aktivitas yang bergantung pada gardu induk tersebut akan terhambat dan mengakibatkan kerugian baik untuk pelanggan maupun PT.PLN (Persero) sebagai penyuplai tenaga listrik, sehingga gardu induk memerlukan metode pemeliharaan yang tepat. Pada skripsi ini, akan membandingkan antara pemeliharaan rutin dan pemeliharaan prediktif baik dari segi teknis maupun segi biaya untuk pemeliharaan bay trafo 1 di gardu induk 150 KV Jajar, Surakarta.

Kata Kunci : Gardu Induk, Pemeliharaan Rutin, Pemeliharaan Prediktif

vi

A Comparative Analysis of Periodical Maintenance and Predictive Maintenance Expenses at Gardu Induk 150 KV Jajar Surakarta Fredy Dwi Purnomo, 201211015 Under the Guidance of Ir. Djoko Paryoto, MT

ABSTRACT

Power Substation is an electrical instalation which consist of electrical equipments as well as a center of load dispatch taken from transmission line. The function of power substation is to transform electrical power from one high voltage to another high voltage or from a high voltage to medium voltage lines. Another functions of power substation are designated for the measurement function, operating supervision function, also to set protections for the electrical power systems themselves. In procedural manner, electrical power is transmitted from an electrical power plant to consuments through some unit of power substations. The roles of power substation is very important as a fault in electrical equipments of the power substation taking a place, the activities that depens to the power substation are automatically disabled and it will eventually cause some loss of voltages for PT.PLN (Persero) and the costumers. In summary, the power substation units definitely require a proper maintanance method. The case studies is mainly focused in the discourse of comparing the routine maintenance and predictive maintenance expenses, in conjunction to technicals and economicals for Bay Trafo 1 at Gardu Induk 150 KV Jajar Surakarta.

Keywords : Power Substation, Routine Maintenance, Predictive Maintenance

vii

DAFTAR ISI

Halaman Judul Lembar Pengesahan ..................................................................................................

i

Lembar Pengesahan Tim Penguji ..............................................................................

ii

Lembar Pernyataan Keaslian Skripsi..........................................................................

iii

Lembar Ucapan Terima Kasih ....................................................................................

iv

Lembar Pernyataan Persetujuan Publikasi Tugas Akhir .............................................

v

Abstrak (Indonesia) ....................................................................................................

vi

Abstract (Inggris) ........................................................................................................

vii

Daftar Isi.....................................................................................................................

viii

Daftar Tabel ...............................................................................................................

xi

Daftar Gambar ...........................................................................................................

xii

Daftar Lampiran .........................................................................................................

xiii

BAB I PENDAHULUAN 1.1

Latar Belakang Masalah ........................................................................

1

1.2

Permasalahan Penelitian .......................................................................

2

1.2.1 Identifikasi Masalah ......................................................................

2

1.2.2 Rumusan Masalah ........................................................................

2

1.2.3 Batasan Masalah ..........................................................................

3

Tujuan Dan Manfaat Penelitian ..............................................................

3

1.3.1 Tujuan Penelitian ..........................................................................

3

1.3.2 Manfaat Penelitian ........................................................................

4

Sistematika Penulisan............................................................................

4

1.3

1.4

BAB II GARDU INDUK 2.1

Pengertian Gardu Induk .........................................................................

5

2.2

Komponen Utama Gardu Induk .............................................................

6

2.2.1 Trafo Daya .................................................................................

6

2.2.2 Lightning Arrrester ......................................................................

10

2.2.3 Pemisah (DS) .............................................................................

12

viii

2.2.4 Pemutus Tenaga (CB) ...............................................................

14

2.2.5 Trafo Tegangan (PT) .................................................................

18

2.3

Jenis-jenis Gangguan ............................................................................

21

2.4

Pemeliharaan Peralatan Gardu Induk ....................................................

23

2.4.1 Pengertian Dan Tujuan Pemeliharaan ........................................

23

2.4.2 Jenis-jenis Pemeliharaan.............................................................

24

2.4.3 Inspeksi Pada Gardu Induk.........................................................

25

BAB III PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF GARDU INDUK 3.1

Pemeliharaan Rutin Dan Pemeliharaan Prediktif ...................................

27

3.2

Hubungan Biaya dan Kegiatan Pemeliharaan ........................................

31

3.3

Mean Time Between Failure (MTBF) .....................................................

32

3.4

Metode Nett Present Value (NPV) .........................................................

33

3.5

Metode Internal Rate of Return (IRR) ....................................................

34

BAB IV PERBANDINGAN BIAYA PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF DI GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA 4.1

Perbedaan Jangka Waktu Pemeliharaan Rutin Dan Prediktif.................

35

4.1.1 Pemeliharaan Rutin….................................................................

35

4.1.2 Pemeliharaan Prediktif................................................................

36

4.1.3 Inspeksi Rutin..............................................................................

37

4.2

Biaya Investasi Alat Dalam Pemeliharaan Prediktif ................................

38

4.3

Biaya Pemeliharaan Rutin .....................................................................

38

4.4

Biaya Pemeliharaan Prediktif .................................................................

40

4.5

Perbandingan Biaya Pemeliharaan Rutin dan Prediktif ..........................

41

4.5.1. Penentuan Periode ....................................................................

41

4.5.2. Perhitungan Nilai Investasi Pemeliharaan Prediktif .....................

41

4.5.3. Perhitungan Biaya Pemeliharaan Rutin ......................................

42

4.5.4. Perhitungan Biaya Pemeliharaan Prediktif Berdasarkan Nilai MTBF .................................................................................

50

Perhitungan Nilai Internal Rate of Return (IRR) .....................................

71

BAB V SIMPULAN ...................................................................................................

73

4.6

DAFTAR PUSTAKA RIWAYAT HIDUP LAMPIRAN ix

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Kegiatan Pemeliharaan Serandang .................................................

26

Tabel 4.1 Jangka Waktu Pemeliharaan Rutin Bay Trafo 1 ...............................

36

Tabel 4.2 Nilai MTBF Peralatan Bay Trafo 1 ....................................................

37

Tabel 4.3 Daftar Harga Beli Peralatan Monitoring ............................................

38

Tabel 4.4 Pengeluaran Biaya Pemeliharaan Rutin Bay Trafo 1 .......................

39

Tabel 4.5 Harga dan Waktu Kerja Peralatan Monitoring ..................................

42

Tabel 4.6 Tabel Biaya Pemeliharaan Rutin ......................................................

43

Tabel 4.7 Biaya Pemeliharaan Trafo Berdasarkan Nilai MTBF ........................

56

Tabel 4.8 Biaya Pemeliharaan LA Berdasarkan Nilai MTBF ............................

58

Tabel 4.9 Biaya Pemeliharaan CT Berdasarkan Nilai MTBF ..........................

61

Tabel 4.10 Biaya Pemeliharaan PMT Berdasarkan Nilai MTBF .......................

64

Tabel 4.11 Biaya Pemeliharaan PMS Berdasarkan Nilai MTBF.......................

69

x

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Trafo Daya ................................................................................ 6 Gambar 2.2 Lightning Arresster (LA) ............................................................ 10 Gambar 2.3 Pemisah (Disconecting Switch) ................................................. 12 Gambar 2.4 Pemutus Tenaga (CB) Single Pole ........................................... 15 Gambar 2.5 Pemutus Tenaga (CB) Three Pole ............................................ 15 Gambar 2.6 Trafo Tegangan (PT)................................................................. 19

xi

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran A Lembar Bimbingan Skripsi ..........................................................

A

Lampiran B Single Line Diagram GI 150KV Jajar .......................................... . B Lampiran C Data MTU Bay Trafo 1 ............................................................... . C Lampiran D Data Realisasi Kerja GI 150 KV Jajar ......................................... . D Lampiran E Laporan Thermovisi Bulan Oktober 2016 GI Jajar ...................... . E

xii

1

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Di era globalisasi dan perkembangan teknologi yang semakin pesat, peralatan dalam gardu induk mengalami modernisasi untuk meningkatkan keandalan dalam menyediakan tenaga listrik bagi konsumen. Oleh karena jenis pekerjaannya yang makin luas, tanggung jawab operasi dan pemeliharaan dipisahkan untuk memungkinkan peningkatan sistem operasi. Operasi gardu induk menyangkut supervise, pencatatan, kontrol, dan penyetelan kondisi operasi dari semua peralatan, demikian pula patroli harian, perbaikanperbaikan kecil dan tindakan-tindakan darurat disaat terjadi gangguan. Gangguan

pada

gardu

induk

sangat

erat

hubungannya

dengan

pemeliharaan. Oleh karena itu, kebijaksanaan pemeliharaan guna menjamin keandalan sistem harus dijabarkan dari analisa gangguan. Banyaknya gangguan yang terjadi karena pemeliharaan yang kurang baik serta peralatan yang rusak. Jadi, banyak hal yang perlu diperhatikan dalam pemeliharaan guna mencegah terjadinya gangguan.Untuk dapat mengambil kesimpulan yang lebih tepat jumlah peralatan yang terganggu, lamanya peralatan itu bertugas, kondisinya waktu terjadi gangguan dan sebagainya, perlu dipelajari lebih mendalam. Pemeliharaan bertujuan meningkatkan hasil kerja peralatan, deteksi kerusakan yang cepat dan mencegah meluasnya gangguan. Pada saat pemeliharaan tentu saja memerlukan biaya untuk perbaikan peralatan-

2

peralatan yang rusak, pemeliharaan alat-alat listrik yang masih bekerja dengan baik dan lain sebagainya, maka dari itu perlu di lakukan perbandingan metode pemeliharaan agar lebih ekonomis. Pada karya ilmiah dengan judul “ANALISIS PERBANDINGAN BIAYA PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF DI GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA” ini akan mengetahui metode pemeliharaan apa yang paling efektif.

1.2 Permasalahan Penelitian 1.2.1 Identifikasi Masalah Gardu induk merupakan komponen pokok dari sistem tenaga listrik yang terdiri dari beberapa peralatan-peralatan listrik untuk menunjang keandalan dari sistem tenaga listri. gangguan pada gardu induk sangat mungkin terjadi dikarenakan berbagai penyebab salah satunya adalah kerusakan dari peralatan yang ada di gardu induk. Untuk meminimalisir gangguan pada suatu gardu induk diperlukan pemeliharaan pada seluruh peralatan yang ada di gardu induk. Pemeliharaan yang dilakukan harus efektif yaitu dari segi teknis maupun dari segi ekonomis. Maka diperlukan kebijakan untuk memilih pemeliharaan yang tepat. 1.2.2 Rumusan Masalah Berdasarkan latar belakang masalah di atas, maka masalah yang akan dibahas pada skripsi ini adalah: 1. Bagaimana

Perbandingan

antara

pemeliharaan

rutin

dan

pemeliharaan prediktif pada gardu induk dari segi teknis dan ekonomis. ?

3

1.2.3 Batasan Masalah Untuk membatasi masalah agar seminar ini terarah dan tidak keluar dari konteks yang dibahas, maka penulis perlu membuat batasan masalah yang akan dibahas, yaitu: 1. Perbandingan antara pemeliharaan rutin dan pemeliharaan prediktif dari segi ekonomis pada Gardu Induk 150KV Jajar, Surakarta. 2. Pemeliharaan sebatas pada peralatan-peralatan yang terdapat pada Bay Trafo 1

1.3 Tujuan dan Manfaat Penelitian 1.3.1 Tujuan Penelitian

Tujuan dari skripsi ini adalah untuk mengehtahui perbandingan antara pemeliharaan rutin dan pemeliharaan prediktif sehingga dapat diketahui bagaimana perbandingan di antara keduanya dari segi teknis dan segi ekonomis sehingga dapat memnentukan pemeliharaan yang efektif dan ekonomis, selain itu skripsi ini jg bertujuan untuk memenuhi persyaratan kelulusan mata kuliah skripsi. 1.3.2 Manfaat Penelitian

Setelah seminar dari peneltian ini diharapkan mahasiswa yang hadir pada saat seminar serta dosen penguji dalam ruangan seminar mendapatkan wawasan tentang perbandingan antara pemeliharaan rutin dan pemeliharaan prediktif pada gardu induk dari segi biaya sehingga dapat menentukan pemeliharaan yang efektif dan ekonomis serta dapat meningkatkan keandalan sistem.

4

1.4 Sistematika Penulisan Penulisan laporan kerja magang ini terdiri dari 5 bab dengan sistematika sebagai berikut BAB I PENDAHULUAN,berisi tentang latar belakang masalah, tujuan penelitian, manfaat penelitian, rumusan masalah, batasan masalah, dan sistematika penulisan. BAB II LANDASAN TEORI, berisi penjelasan tentang landasan teori yang digunakan dalam penelitian dan kerangka pemikiran serta hipotesa penelitian. BAB III METODE PENELITIAN, berisi penjelasan tentang karakteristik utama dari penelitian yang berupa penyampaian jenis penelitian yang berupa penelitian eksploratif, eksplainatif, deskriptif kuantitatif, dan deskriptif kuantitatif. BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN, berisi penjelasan tentang hasil dan pembahasan penelitian serta implikasi dari penelitian yang dilakukan. BAB V PENUTUP, berisi simpulan dan saran yang berkaitan dengan hasil pemeliharaan / hasil penelitian.

5

BAB II GARDU INDUK

2.1 Pengertian Gardu Induk Gardu induk (GI) merupakan bagian yang tak terpisahkan dari sistem tenaga listrik. Dimana suatu sistem tenaga yang dipusatkan pada suatu tempat berisi saluran transmisi dan distribusi, perlengkapan hubung bagi, transformator, peralatan pengaman, dan peralatan kontrol. Fungsi utama dari gardu induk antara lain : 1. Untuk mengatur aliran daya listrik dari saluran transmisi ke saluran transmisi lainnya yang kemudian di distribusikan kepada konsumen. 2. Mentransformasikan daya listrik dengan menjaga frekuensi tetap sama : a. Dari tegangan ekstra tinggi ke tegangan tinggi (500kV/150kV) b. Dari tegangan tinggi ke tegangan lebih rendah (150kV/70kV) c. Dari tegangan tinggi ke tegangan menengah (150kV/20kV, 70kV/20kV ) 3. Untuk pengukuran, pengawasan operasi, serta pengamanan dari sistem tenaga listrik. Oleh karena itu, jika dilihat dari segi fungsi serta manfaat dari gardu induk, maka perlatan dan komponen dari gardu induk harus memiliki keandalan yang tinggi serta kualitas yang baik, sehingga penyaluran tenaga listrik kepada konsumen minim akan gangguan yang timbul dari peralatan

6

gardu induk tersebut. Ada pun syarat dalam perencanaan pembangunan gardu induk antara lain : 1. Operasi, yaitu dalam segi pemeliharaan dan perbaikan mudah 2. Fleksibel 3. Konstruksi sederhana dan kuat 4. Memiliki tingkat dan daya guna yang tinggi 5. Memiliki tingkat keamanan yang tinggi

2.2 Komponen Utama Gardu Induk 2.2.1 Trafo Daya

Gambar 2.1 Trafo Daya Trafo merupakan peralatan statis dimana rangkaian magnetik dan belitan

yang

terdiri

dari

2

atau

lebih

belitan,

secara

induksi

elektromagnetik, mentransformasikan daya (arus dan tegangan) sistem

7

AC ke sistem arus dan tegangan lain pada frekuensi yang sama (IEC 60076 -1 tahun 2011). Trafo menggunakan prinsip elektromagnetik yaitu hukum hukum ampere dan induksi faraday, dimana perubahan arus atau medan listrik dapat membangkitkan medan magnet dan perubahan medan magnet / fluks medan magnet dapat membangkitkan tegangan induksi. Kegiatan pemeliharaan tahunan pada transformator daya antara lain: 1. Pengujian tahanan isolasi Pengujian ini bertujuan untuk mengetahui kondisi isolasi antara belitan dengan ground atau antara dua belitan. Metoda yang umum dilakukan

adalah

dengan

memberikan

tegangan

DC

dan

merepresentasikan kondisi isolasi dengan satuan megaohm. Tahanan isolasi yang diukur merupakan fungsi dari arus bocor yang menembus melewati isolasi atau melalui jalur bocor pada permukaan eksternal. Alat uji yang digunakan untuk melakukan pengukuran tahanan isolasi adalah MegaOhm meter. 2. Pengujian tahanan murni (Rdc) Pengujian tahanan DC dimaksudkan untuk mengukur nilai resistif (R) dari belitan dan pengukuran ini hanya bisa dilakukan dengan memberikan arus DC pada belitan. Oleh karena itu pengujian ini disebut pengujian tahanan DC. Pengujian tahanan DC dilakukan untuk mengetahui kelayakan dari koneksi-koneksi yang ada dibelitan dan memperkirakan apabila ada kemungkinan hubung singkat atau resistansi yang tinggi pada koneksi di belitan. Alat uji yang digunakan

8

untuk melakukan pengukuran tahanan DC adalah micro ohmmeter atau jembatan wheatstone. 3. Pengujian tangen delta Pengujian tangen delta bertujuan untuk mengehtahui pemburukan nilai tahanan isolasi trafo yang terjadi yang disebabkan oleh beberapa hal seperti tegangan lebih, suhu operasi yang tinggi, hotspot, kontaminasi, kerusakan mekanis maupun kelembaban. 4. Pengujian fungsi rele mekanik 

Rele Bucholz

Rele Bucholz menggunakan kombinasi limit switch dan pelampung dalam mendeteksi ketidaknormalan di trafo. Pengujian rele Bucholz juga ditujukan untuk memastikan kondisi kabel kontrol masih dalam kondisi baik sehingga mala kerja rele yang berakibat pada kesalahan informasi dapat dihindari. 

Rele Jansen

Pengujian rele Jansen ditujukan untuk memastikan kondisi kabel kontrol masih dalam kondisi baik sehingga mala kerja rele yang berakibat pada kesalahan informasi dapat dihindari. 

Rele Sudden Pressure

Pengujian ini dilakukan untuk menjaga kesiapan kerja rele sudden pressure, rele ini didesain sebagai titik terlemah saat tekanan didalam

trafo

muncul

akibat

adanya

gangguan.

Dengan

menyediakan titik terlemah maka tekanan akan tersalurkan melalui sudden pressure dan tidak akan merusak bagian lainnya pada maintank.

9



Rele Thermal

Pengujian fungsi rele-rele thermis hanya dapat dilakukan dengan cara simulasi kontak dengan cara menghubung singkat kontak yang ada pada rele thermis untuk indikasi alarm dan trip (pemutus sisi primer dan sekunder), jika tidak trip maka harus diperbaiki terlebih dahulu sebelum dioperasikan. 5. Pengujian motor kipas pendingin Pengujian yang dilakukan bertujuan untuk: a) Untuk mengetahui baik tidaknya kondisi belitan motor dilakukan pengukuran

tahanan

menggunakan

Ohm

DC

dari

meter.

belitan

Untuk

tersebut

dengan

memastikan

bahwa

sambungan dari sumber tegangan ke belitan tidak terputus dilakukan pengukuran tegangan pada terminal motor. b) Untuk mengetahui keseimbangan tahanan belitan antar fasa dilakukan

pengukuran

arus

pada

ketiga

fasanya

dan

dibandingkan. c) Untuk mengetahui bahwa putaran motor tersebut memenuhi spesifikasi pengukuran

yang

terpasang

kecepatan

pada

motor

nameplate dengan

dilakukan

menggunakan

tachometer. 6. Pengujian tahanan NGR Agar NGR dapat berfungsi sesuai desainnya perlu dipastikan bahwa nilai tahanan dari NGR tersebut sesuai dengan spesifikasinya dan tidak mengalami kerusakan. Untuk mengukur nilai tahanan NGR dilakukan dengan menggunakan voltage slide regulator, voltmeter

10

dan amperemeter. Pada prinsipnya NGR akan diberikan beda tegangan pada kedua kutubnya dan dengan memanfaatkan pengukuran arus yang mengalir pada NGR dapat diketahui nilai tahanannya. Dengan memanfaatkan rumus R = V / I, dimana R adalah tahanan, V adalah tegangan dan I adalah arus maka nilai tahanan dari NGR dapat ditentukan. 2.2.2 Lightning Arrester

Gambar 2.2 Lightning arrester Lightning Arrester (LA) merupakan peralatan yang didesain untuk melindungi peralatan lain dari tegangan surja (baik surja hubung maupun surja petir) dan pengaruh follow current. Sebuah arrester harus mampu bertindak sebagai insulator, mengalirkan beberapa miliampere arus bocor ke tanah pada tegangan sistm dan berubah menjadi konduktor yang sangat baik, mengalirkan ribuan ampere arus surja ke tanah, memiliki tegangan yang lebih rendah daripada tegangan withstand dari peralatan ketika terjadi tegangan lebih, dan menghilangan arus susulan mengalir

11

dari sistem melalui arrester (power follow current) setelah surja petir atau surja hubung berhasil didisipasikan. Secara umum, Fungsi utama dari Lightning Arrester adalah melakukan pembatasan nilai tegangan pada peralatan gardu induk yang dilindunginya. Kegiatan pemeliharaan tahunan pada Lightning Arreseter antara lain: 1. Pengujian tahanan isolasi Pengukuran nilai tahanan isolasi bertujuan untuk mengetahui kemampuan isolasi LA pada tegangan operasional. Pengukuran dilaksanakan dalam kondisi tidak bertegangan (padam). Titik pengujian adalah sebagai berikut: 

Tahanan isolasi LA dari terminal atas hingga ground.



Tahanan isolasi pada setiap stack LA.



Tahanan isolasi isolator dudukan/ post insulator.

2. Pengujian tangen delta Pengujian ini bertujuan untuk mengehtahui pemburukan nilai tahanan isolasi pada LA yang terjadi yang disebabkan oleh beberapa hal seperti tegangan lebih, suhu operasi yang tinggi, hotspot, kontaminasi, kerusakan mekanis maupun kelembaban. 3. Pengukuran nilai pentanahan Pengukuran

ini

bertujuan

untuk

mengetahui

kondisi

sistem

pentanahan LA. Nilai pentanahan yang tinggi menunjukkan adanya anomali pada sistem pentanahan LA. Pengukuran pentanahan dilaksanakan dalam kondisi tidak bertegangan.

12

2.2.3 Pemisah (PMS) atau Disconnecting Switch

Gambar 2.3 Pemisah / Disconnecting Switch Disconnecting switch atau pemisah (PMS) adalah suatu peralatan sistem tenaga listrik yang berfungsi sebagai saklar pemisah rangkaian listrik dalam kondisi bertegangan atau tidak bertegangan tanpa arus beban (memisahkan peralatan listrik dari peralatan lain yang bertegangan). Ada 2 macam fungsi PMS, yaitu :

a. Pemisah Peralatan: Berfungsi untuk memisahkan peralatan listrik dari peralatan lain atau instalasi lain yang bertegangan. PMS ini boleh dibuka atau ditutup hanya pada rangkaian jaringan yang tidak berbeban. b.

Pemisah Tanah (Pisau Pentanahan/Pembumian):Berfungsi untuk mengamankan dari arus tegangan yang timbul sesudah saluran tegangan tinggi diputuskan atau induksi tegangan dari penghantar

13

atau kabel lainnya. Hal ini perlu untuk keamanan bagi orang-orang yang bekerja pada peralatan instalasi. Umumnya antara PMS line/kabel dan PMS tanah terdapat alat yang disebut interlock. Interlock merupakan suatu hubungan antar peralatan listrik, sehingga peralatan tersebut bekerja sesuai dengan urutan kerjanya. Kegiatan pemeliharaan tahunan pada Disconnecting Switch antara lain: 1. Pengujian tahana isolasi Pengukuran tahanan isolasi pemisah ialah proses pengukuran dengan suatu alat ukur untuk memperoleh nilai tahanan isolasi pemisah antara terminal utama tiap phasa terhadap body (base plat) yang ditanahkan. Pengukuran tahanan isolasi dimaksudkan untuk mengetahui

secara

dini

kondisi

isolasi/isolator

pemisah

dan

mengetahui nilai tahanan isolasi. 2. Pengujian tahanan kontak pisau-pisau Rangkaian tenaga listrik sebagian besar terdiri dari banyak titik sambungan. Sambungan adalah dua atau lebih permukaan dari beberapa jenis konduktor bertemu secara fisik sehingga arus/energi listrik dapat disalurkan tanpa hambatan yang berarti. Pertemuan dari beberapa konduktor menyebabkan suatu hambatan/resistan terhadap arus yang melaluinya sehingga akan terjadi panas dan menjadikan kerugian teknis. Rugi ini sangat signifikan jika nilai tahanan kontaknya tinggi. 3. Pengujian tahanan pentanahan Pengukuran tahanan pentanahan bertujuan untuk menentukan tahanan antara besi atau plat tembaga yang ditanam dalam tanah

14

yang digunakan untuk melindungi peralatan listrik terhadap gangguan petir dan hubung singkat. Untuk mengukur tahanan pentanahan digunakan alat ukur tahanan pentanahan (Earth Resistance Tester). 2.2.4 Pemutus Tenaga (PMT) atau Circuit Breaker Fungsi utamanya adalah sebagai alat pembuka atau penutup suatu

rangkaian

listrik dalam

kondisi

berbeban,

serta

mampu

membuka atau menutup saat terjadi arus gangguan (hubung singkat) pada jaringan atau peralatann lain. Klasifikasi PMT a. Berdasarkan Jumlah Mekanik Penggerak 

PMT Single Pole PMT tipe ini mempunyai mekanik penggerak pada masing-

masing pole. Umumnya

PMT

jenis

ini dipasang

pada

bay

penghantar agar PMT bisa reclose satu fasa. 

PMT Three Pole PMT jenis ini mempunyai satu mekanik penggerak untuk

tiga fasa, guna menghubungkan fasa satu dengan fasa lainnya dilengkapi dengan kopel mekanik. Umumnya PMT jenis ini di pasang pada bay trafo dan bay kopel serta PMT 20 kV untuk distribusi.

15

Gambar 2.4 PMT Single Pole

Gambar 2.5 PMT Three Pole

16

b. Berdasarkan Media Isolasi PMT dapat dibedakan menjadi : 

PMT Gas SF6 Menggunakan gas SF6 sebagai media pemadam busur api yang

timbul

pada

waktu memutus

atau menutup arus listrik.

Sebagai isolasi, gas SF6 mempunyai kekuatan dielektrik yang lebih tinggi dibandingkan dengan udara dan kekuatan dielektrik ini bertambah seiring dengan pertambahan tekanan. Umumnya PMT jenis ini merupakan tipe tekanan tunggal (single pressure type). Dimana selama operasi membuka atau menutup PMT, gas SF6 ditekan kedalam suatu tabung/silinder

yang

menempel pada kontak bergerak. Pada waktu pemutusan, gas SF6 ditekan melalui nozzle dan tiupan ini yang mematikan busur api. 

PMT Minyak Menggunakan minyak isolasi sebagai media pemadam busur api yang timbul pada saat PMT bekerja membuka atau menutup. Ada 2 jenis PMT minyak yaitu PMT menggunakan banyak minyak (bulk oil) dan PMT menggunakan sedikit minyak (small oil). PMT jenis ini digunakan mulai dari tegangan menengah 6 kV sampai tegangan ekstra tinggi 425 kV dengan arus nominal 400 A sampai 1250 A dengan arus pemutusan simetris 12 kA sampai 50 kA 

PMT Udara Hembus (Air Blast)

PMT ini menggunakan udara sebagai media pemadam busur api dengan menghembuskan udara ke ruang pemutus. PMT ini disebut juga sebagai PMT udara hembus (Air Blast).

17



PMT Hampa Udara (Vacuum) Ruang hampa udara mempunyai kekuatan dielektrik (dielektrik

strength) yang tinggi dan sebagai media pemadam busur api yang baik saat

ini.

PMT

jenis vacuum umumnya digunakan untuk

tegangan menengah (24 kV). Jarak (gap) antara kedua katoda adalah 1 cm untuk 15 kV dan bertambah 0,2 cm setiap kenaikan tegangan 3 kV. Untuk pemutus vacuum tegangan tinggi, digunakan PMT jenis ini dengan dihubungkan secara seri. Ruang kontak utama (breaking chambers) dibuat dari bahan antara lain porcelain, kaca atau plat baja yang kedap udara. Ruang kontak utamanya tidak dapat dipelihara dan umur kontak utama sekitar 20 tahun. Karena kemampuan tegangan dielektrik yang tinggi maka bentuk fisik PMT jenis ini relatif kecil. Kegiatan pemeliharaan tahunan pada Circuit Breaker antara lain: 1. Pengujian tahanan isolasi Pada dasarnya pengukuran tahanan isolasi CB adalah untuk mengetahui besar (nilai) kebocoran arus (leakage current) yang terjadi antara bagian yang bertegangan terminal atas dan terminal bawah terhadap tanah. 2. Pengujian tahanan kontak Prinsip dasarnya adalah sama dengan alat ukur tahanan murni (Rdc), tetapi padatahanan kontak arus yang dialirkan lebih besar I=100 Ampere. Kondisi ini sangat signifikan jika jumlah sambungan konduktor pada salah satu jalur terdapat banyak sambungan sehingga

18

kerugian teknis juga menjadi besar, tetapi masalah ini dapat dikendalikan dengan cara menurunkan tahanan kontak dengan membuat dan memelihara nilai tahanan kontak sekecil mungkin. 3. Pengujian fungsi CB Pengujian fungsi CB dilakukan untuk memastikan CB tersebut masih berfungsi dengan baik, pengujian yang dilakukan meliputi: 

Pengujian fungsi open/close (remote/local dan scada)



Pengujian Emergency trip



Pengujian fungsi alarm



Pengujian fungsi interlock mekanik dan elektrik



Pengujian fungsi start dan stop motor/pompa penggerak

4. Uji keserempakan Tujuan dari pengujian keserempakan CB adalah untuk mengetahui waktu kerja CB secara individu serta untuk mengetahui keserempakan CB pada saat menutup ataupun membuka. Berdasarkan cara kerja penggerak, maka CB dapat dibedakan atas jenis three pole (penggerak CB tiga fasa) dan single pole (penggerak CB satu fasa). 5. Pengukuran tahanan pentanahan Pengukuran besarnya tahanan pentanahan menggunakan alat uji tahanan pentanahan. Nilai tahanan pentanahan mempengaruhi keamanan personil terhadap bahaya tegangan sentuh. 2.2.5 Trafo Tegangan (Potensial Transformer / PT) Trafo tegangan adalah peralatan yang mentransformasi tegangan sistem yang lebih tinggi ke suatu tegangan yang lebih rendah untuk

19

kebutuhan pengukuran dan proteksi. Pada saat pengujian, klem yang menyambung dengan peralatan lain harus dilepas agar hasil yang didapat akurat. Pada gardu induk terdapat 2 jenis trafo tegangan / Potential Transformer yaitu potensial transformer bus dan potensial transformer line yang secara umum sama fungsinya hanya saja yang membedakan adalah penempatannya.

Gambar 2.6 Trafo Tegangan

20

Potensial transformer dibedakan menjadi 2 jenis yaitu : a)

Trafo Tegangan Magnetik (Magnetik Voltage Transformer / VT) Disebut juga dengan trafo tegangan induktif. Terdiri dari belitan primer dan sekunder pada inti besi yang prinsip kerjanya belitan primer menginduksikan tegangan ke belitan sekundernya.

b)

Trafo Tegangan Kapasitif (Capasitive Voltage Transformer / CVT) Trafo tegangan ini terdiri dari rangkaian seri dari dua kapsitor atau lebih yang berfungsi sebagai pembagi tegangan dari tegangan tinggi ke tegangan rendah pada sisi primernya. Selanjutnya tegangan pada satu kapasitor ditransformasikan menggunakan trafo tegangan yang lebih rendah agar diperoleh tegangan sekunder.

Kegiatan pemeliharaan tahunan pada trafo tegangan antara lain: 1.

Pengujian tahanan isolasi Pengujian tahanan isolasi berfungsi untuk mengetahui kualitas tahanan isolasi pada trafo tegangan. Dengan mengukur arus bocor yang melewati media isolasi, maka akan didapatkan nilai tahanan isolasi dalam satuan mega ohm. Alat yang digunakan untuk pengujian tahanan isolasi adalah MegaOhm meter.

2.

Pengujian tangen delta Secara umum, pengujian ini dilakukan untuk mengetahui nilai faktor disipasi

material

isolasi.

Penurunan

kualitas

menyebabkan nilai tangen delta semakin tinggi.

isolasi

akan

21

3.

Pengujian ratio Pengukuran ratio bertujuan untuk membandingkan nilai ratio hasil pengukuran dengan nilai pada nameplate.

4.

Pengukuran tahanan pentanahan Pengukuran besarnya tahanan pentanahan menggunakan alat uji tahanan pentanahan. Nilai tahanan pentanahan mempengaruhi keamanan personil terhadap bahaya tegangan sentuh.

2.3 Jenis-jenis Gangguan Gangguan pada gardu induk dapat diakibatkan oleh beberapa hal yaitu gangguan alam, gangguan teknis, kesalahan operasi, dan penyebab lainnya. Berikut beberapa gangguan yang terjadi pada gardu induk: 1. Gangguan tanah Pada gardu induk kemungkinan terjadinya bahaya terutama disebabkan oleh timbulnya gangguan yang menyebabkan arus mengalir ke tanah. Arus gangguan ini akan mengalir pada bagian-bagian peralatan yang terbuat dari metal dan juga mengalir dalam tanah disekitar gardu induk. Arus gangguan tersebut menimbulkan gangguan diantara peralatanperalatan grounding, dan juga gradient tegangan pada permukaan tanah itu sendiri. 2. Gangguan dari luar gardu induk Gangguan dari luar gardu induk seperti SUTT atau jaringan distribusi yang ikut trip sebagai akibat kurang selektifnya kerja rele atau karena ada kegagalan pada sistem pengaman dari SUTT atau dari jaringan distribusi.

22

3. Gangguan alam Kondisi eksternal terutama akibat adanya sambaran petir. Jika ada menara (tiang) listrik yang cukup tinggi maka awan bermuatan yang menuju ke bumi ada kemungkinan menyambar menara atau kawat tanah dari saluran transmisi dan mengalir ke tanah melalui tahanan pertanahan menara. Bila arus petir ini besar, sedangkan tahanan tanah menara kurang baik maka akan timbul tegangan tinggi pada menaranya. Keadaan ini akan berakibat pada terjadinya loncatan muatan dari menara ke penghantar fase. Pada penghantar fase ini akan terjadi tegangan tinggi dan gelombang tegangan tinggi ini sering disebut surja petir. Surja petir ini akan merambat atau mengalir menuju ke peralatan yang ada di gardu induk. 4. Gangguan pada peralatan Hal ini disebabkan karena ada gangguan atau kerusakan pada peralatan, seperti kerusakan bushing pada transformator, kerusakan kontak tap changer atau ada kumparan yang terbakar. 5. Hubung singkat Hubung singkat adalah terjadinya hubungan penghantar bertegangan atau penghantar tidak bertegangan secara langsung tidak melalui media (resistor/beban) yang semestinya sehingga terjadi aliran arus yang tidak normal. Meskipun semua komponen peralatan listrik sudah diisolalsi namun karena usia pemakaian, keausan, tekanan mekanis, dan sebabsebab lainnya maka kekuatan isolasi pada peralatan listrik bisa berkurang atau bahkan hilang sama sekali, hal ini akan mudah menimbulkan hubung singkat.

23

2.4 Pemeliharaan Peralatan Gardu Induk 2.4.1 Pengertian Dan Tujuan Pemeliharaan Pemeliharaan peralatan listrik tegangan tinggi adalah serangkaian tindakan atau proses kegiatan untuk mempertahankan kondisi dan meyakinkan bahwa peralatan dapat berfungsi sebagaimana mestinya sehingga dapat dicegah terjadinya gangguan yang menyebabkan kerusakan. Tujuan pemeliharaan peralatan listrik tegangan tinggi adalah untuk menjamin

kontinyunitas penyaluran

tenaga

listrik dan

menjamin

keandalan, antara lain : a. Untuk meningkatkan reliability, availability dan effiency. b. Untuk memperpanjang umur peralatan. c. Mengurangi

resiko

terjadinya

kegagalan

atau

kerusakan

peralatan. d. Meningkatkan Safety peralatan. e. Mengurangi lama waktu padam akibat sering gangguan. Faktor yang paling dominan dalam pemeliharaan peralatan listrik tegangan tinggi adalah pada sistem isolasi. Isolasi disini meliputi isolasi keras (padat) dan isolasi minyak (cair). Suatu peralatan akan sangat mahal bila isolasinya sangat bagus, dari demikian isolasi merupakan bagian yang terpenting dan sangat menentukan umur dari peralatan. Untuk itu kita harus memperhatikan / memelihara sistem isolasi sebaik mungkin, baik terhadap isolasinya maupun penyebab kerusakan isolasi. Dalam

pemeliharaan

peralatan

listrik

tegangan

tinggi

kita

membedakan antara pemeriksaan / monitoring (melihat, mencatat,

24

meraba serta mendengar) dalam keadaan operasi dan memelihara (kalibrasi / pengujian, koreksi / resetting serta memperbaiki / membersihkan ) dalam keadaan padam. Pemeriksaan atau monitoring dapat dilaksanakan oleh operator atau petugas patrol setiap hari dengan sistem check list atau catatan saja. Sedangkan pemeliharaan harus dilaksanakan oleh regu pemeliharaan.

2.4.2 Jenis-jenis Pemeliharaan Jenis-jenis pemeliharaan antara lain sebagai berikut : a. Predictive Maintenance (Conditional Maintenance) Predictive

Maintenance

(Conditional

Maintenance)

adalah

pemeliharaan yang dilakukan dengan cara memprediksi kondisi suatu peralatan listrik, apakah dan kapan kemungkinannya peralatan listrik tersebut menuju kegagalan. Dengan memprediksi kondisi tersebut dapat diketahui gejala kerusakan secara dini. Cara yang biasa dipakai adalah memonitor kondisi secara online baik pada saat peralatan beroperasi atau tidak beroperasi. Untuk ini diperlukan peralatan dan personil khusus untuk analisa. Pemeliharaan ini disebut juga pemeliharaan berdasarkan kondisi (Condition Base Maintenance).

b. Preventive Maintenance (Time Base Maintenance) Preventive Maintenance (Time Base Maintenance) adalah kegiatan pemeliharaan

yang

dilaksanakan

untuk

mencegah

terjadinya

kerusakan peralatan secara tiba-tiba dan untuk mempertahankan unjuk kerja peralatan yang optimum sesuai umur teknisnya. Kegiatan

25

ini dilaksanakan secara berkala dengan berpedoman kepada : Instruction Manual dari pabrik, standar-standar yang ada ( IEC, CIGRE, dll ) dan pengalaman operasi di lapangan. Pemeliharaan ini disebut juga dengan pemeliharaan berdasarkan waktu (Time Base Maintenance). c. Corrective Maintenance Corrective Maintenance adalah pemeliharaan yang dilakukan dengan berencana pada waktu-waktu tertentu ketika peralatan listrik mengalami kelainan atau unjuk kerja rendah pada saat menjalankan fungsinya dengan tujuan untuk mengembalikan pada kondisi semula disertai perbaikan dan penyempurnaan instalasi. Pemeliharaan ini disebut juga Curative Maintenance, yang bisa berupa Trouble Shooting atau penggantian part/bagian yang rusak atau kurang berfungsi yang dilaksanakan dengan terencana. d. Breakdown Maintenance Breakdown Maintenance adalah pemeliharaan yang dilakukan setelah terjadi kerusakan mendadak yang waktunya tidak tertentu dan sifatnya darurat.

2.4.3 Inspeksi Pada Gardu Induk Pemeliharaan serandang dan pentanahan gardu induk berperanpenting dalam menunjang kualitas dan keandalan penyediaan tenaga listrik kepada konsumen.Kegiatan pemeliharaan serandang dan pentanahan bertujuan mempertahankan dan menjaga kondisi peralatan, sehingga

26

peralatan berfungsi baik dan handal. Pemeliharaan serandang dan pentanahan gardu induk terdiri dari Inspeksi Level-1 (IL-1), IL-2 dan IL-3 1. Inspeksi Level-1 (IL-1) Inspeksi online yang bersifat superficial, bertujuan untuk mendeteksi adanya ketidaknormalan atau anomali pada peralatan dan menginisiasi inspeksi lanjutan.Kegiatan ini

dilaksanakan dengan menggunakan

panca indera (penglihatan, pendengaran, penciuman). 2. Inspeksi Level-2 (IL-2) Inspeksi online yang bertujuan untuk mengetahui kondisi peralatan (condition assessment), dilaksanakan dalam kondisi bertegangan. 3. Inspeksi Level-3 (IL-3) Inspeksi offline yang bertujuan untuk mengetahui kondisi peralatan (condition assessment),dilaksanakan dalam kondisi tidak bertegangan.

Tabel 2.1 Kegiatan Pemeliharaan Serandang

27

BAB III PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF GARDU INDUK

3.1

Pemeliharaan Rutin dan Prediktif a. Pemeliharaan Rutin (Preventive Maintenance) Pemeliharaan rutin adalah pemeliharaan yang dilakukan secara rutin atau terjadwal untuk memastikan semua komponen peralatan dalam kondisi baik, mencegah terjadinya kerusakan peralatan yang lebih parah untuk mempertahankan unjuk kerja jaringan agar tetap beroperasi dengan keandalan dan efisiensi yang tinggi. Pemeliharaan ini disebut juga pemeliharaan berdasarkan waktu (Time Based Maintenance). Ada dua jenis pemeliharaan rutin berdasarkan waktu yaitu: 1.

Pemeliharaan tanpa pemadaman Pemeliharaan tanpa pemadaman adalah pemeliharaan yang dilakukan saat jaringan dalam kondisi bertegangan atau operasi. Berdasarkan waktunya pemeliharaan ini dilakukan pada periode harian mingguan dan bulanan, pemeliharaan ini meliputi: a) In service inspection In Service Inspection adalah inspeksi/pemeriksaan terhadap peralatan yang dilaksanakan dalam keadaan peralatan beroperasi/bertegangan (on-line), dengan menggunakan 5 panca indera (five senses) dan metering secara sederhana. Tujuan dilakukannya inspeksi ini adalah untuk mendeteksi secara dini ketidaknormalan pada peralatan yang mungkin

28

terjadi tanpa melakukan pemadaman. Contoh dari kegiatan ini adalah melihat korosi pada isolasi CT,CB dan LA dan mendengar kebisingan suara pada transformator daya. b) In Service Measurement In Service Measurement adalah kegiatan pengukuran atau apengujian yang dilakukan pada saat keadaan bertegangan/ operasi. Tujuan dilakukannya in service measurement adalah untuk mengetahui kondisi peralatan tanpa melakukan pemadaman. Contoh dari kegiatan pengukuran/pengujian thermovisi.

2.

Pemeliharaan dengan pemadaman Pemeliharaan dengan pemadaman adalah pemeliharaan yang dilakukan saat jaringan dalam kondisi tidak bertegangan atau off line. Berdasarkan waktunya pemeliharaan ini dilakukan pada periode tahunan. Pemeliharaan ini meliputi:

a) Shutdown measurement Shutdown

measurement

merupakan

pengukuran

dan

pengujian yang dilakukan pada saat keadaan peralatan tidak bertegangan.

Pengukuran

dilakukan

bertujuan

untuk

mengetahui kondisi peralatan dengan menggunakan alat ukur sederhana serta advanced yang dilakukan oleh petugas pemeliharaan.

29

b) Shutdown function check Shutdown function check merupakan pengecekan fungsi peralatan yang dilakukan pada saat keadaan peralatan tidak bertegangan. c) Treatment Treatment

merupakan

perawatan

terhadap

komponen-

komponen utama gardu induk yang dilakukan pada saat keadaan tidak bertegangan. d) Conditional Pekerjaan pemeliharaan yang dilaksanakan dipicu oleh kondisi tertentu atau pasca gangguan atau relokasi peralatan, misalnya karena bencana alam gempa,sambaran petir atau kondisi abnormal setelah pemeliharaan dilakukan.

b. Pemeliharaan Prediktif (Predictive Maintenance) Pemelharaan prediktif adalah pemeliharaan yang dilakukan dengan cara melakukan monitoring dan membuat analisa terhadap hasil pemeliharaan untuk memprediksi kondisi dan gejala-gejala kerusakan dengan mengacu pada data MTBF (Mean Time Between Failure) pada peralatan listrik tersebut. Pemeliharaan ini disebut juga pemeliharaan berdasarkan kondisi (Condition Based Maintenance). Pemeliharaan prediktif diharapkan bisa lebih efektif dan lebih efisien karena pemeliharaan dilakukan berdasarkan hasil pengamatan dan analisa untuk menentukan kondisi dan kapan pemeliharaan akan

30

dilaksanakan, berbeda dengan pola pemeliharaan yang lain seperti pada pola pemeliharaan time based maintenance. Pada pola pemeliharaan time based maintenance, pemeliharaan dilakukan hanya berdasarkan pada jam operasi peralatan atau komponen tanpa mempertimbangkan apakah peralatan tersebut masih baik atau tidak. Pengembangan pola pemeliharaan prediktif, memanfaatkan berbagai peralatan tes, peralatan monitoring yang telah dimiliki dan mengikuti berbagai metode analisis yang dapat diterapkan dalam meningkatkan kualitas pemeliharaan maupun keandalan operasi serta efektifitas dalam penggunaan biaya pemeliharaan itu sendiri. Metode pelaksanaan pemeliharaan prediktif adalah sebagai berikut: 1. Pemilihan peralatan Tidak perlu seluruh peralatan mesin dipelihara secara prediktif, tetapi langkah yang lebih baik adalah memilih peralatan-peralatan yang kritis atau mahal, juga dipengaruhi oleh fungsi dan kondisi spesifik suatu peralatan. 2. Pengumpulan data sejarah peralatan Riwayat peralatan dapat dipakai sebagai pendekatan teknik pemantauan dan analisa pemeliharaan. Data atau informasi tersebut dapat berupa data sejarah mesin dan data sejarah operasi. 3. Pemasangan alat sensor atau alat bantu ukur 4. Pemasangan alat sensor atau peralatan pengukuran pada bagianbagian tertentu sangat diperlukan untuk dapat memantau kondisi peralatan. 5.

31

3.2

Hubungan Biaya Dengan Kegiatan Pemeliharaan Perencanaan teknik yang baik tidak lepas dari pertimbangan nilai ekonomisnya.

Setiap kegiatan pemeliharaan

yang dilakukan harus

memenuhi nilai ekonomisnya, namun dengan tidak mengesampingkan azas keandalannya. Suatu pemeliharaan pasti mengeluarkan biaya seperti pembelian peralatan untuk pemeliharaan, pergantian suku cadang peralatan, akomodasi dan biaya-biaya lainnya. Adapun biaya-biaya yang terdapat dalam kegiatan pemeliharaan adalah biaya-biaya pengecekan dan penyetelan, biaya service, biaya penyesuaian dan biaya perbaikan atau reparasi. Berdasarkan komponen diatas maka biaya pemeliharaan tersebut dapat berupa biaya langsung maupun biaya tidak langsung. 1. Biaya langsung a) Biaya tenaga kerja pemeliharaan. Biaya yang dikeluarkan oleh perusahaan untuk tenaga kerja yang melakukan pemeliharaan, baik perbaikan mesin atau fasilitas

peralatan

yang

rusak

maupun

pada

saat

pemeliharaan pencegahan. b) Biaya pembelian komponen penggantian. Biaya perusahaan yang dikeluarkan apabila suatu peralatan tidak dapat diperbaiki lagi dan harus diganti dengan peralatan yang baru. Jika ternyata komponen tersebut masih dapat diperbaiki maka yang dikeluarkan

perusahaan hanyalah

biaya untuk melakukan perbaikan kerusakan.

32

2. Biaya tidak langsung a) Biaya tenaga kerja produksi (operator) Upah operator tetap akan dibayarkan perusahaan walaupun tidak bekerja atau menganggur karena mesin sedang mendapatkan pemeliharaan atau perbaikan. b) Biaya administrasi dan biaya tidak langsung lainnya.

3.3

Mean Time Between Failure (MTBF) Salah satu metode yang digunakan untuk memprediksikan kondisi peralatan adalah dengan mengacu pada nilai MTBF peralatan tersebut. MTBF adalah suatu istilah yang menunjukkan tentang seberapa handalnya suatu peralatan yang dilihat dari waktu rata-rata peralatan itu akan berfungsi mulai dari satu kerusakan sampai ke kerusakan berikutnya. Semakin lama MTBF maka semakin handal peralatan itu, semakin handal peralatan berarti semakin berkualitas. MTBF menggambarkan waktu yang diharapkan antara kegagalan berturut-turut untuk sistem diperbaiki. Berdasarkan analisa Weibull, Cara menghitung nilai MTBF suatu peralatan adalah sebagai berikut

𝑴𝑻𝑩𝑭 (𝒕) = Dimana

𝒕 𝑵(𝒕)

:

t

: Waktu operasi komulatif suatu peralatan

N(t)

: Jumlah kegagalan diamati oleh (t) waktu

(3.1)

33

3.4

Metode Nett Present Value (NPV) Nilai sekarang bersih atau Net Present Value (NPV) adalah metode standar penaksiran finansial bagi proyek jangka panjang. Metode ini menggunakan tingkat bunga diskonto yang akan mempe ngaruhi aliran kas. Tingkat bunga diskonto yaitu tingkat bunga yang ditetapka n oleh pemerintah atas bank-bank umum. Berbeda dengan payback period yang tidak memperhatikan nilai waktu dari uang, dalam metode ini nilai uang seka rang lebih berharga dari nilai uang di kemudian hari, karena uang tersebut dapat diinvestasikan, ditabung, atau didepositokan dalam jangka waktu tertentu dan akan mendapatkan tambahan keuntungan dari bunga. NPV dapat dihitung dari selisih nilai awal proyek pada awal tahun dikurangi dengan tingkat bunga diskonto, dengan rumus umum:

𝑡=𝑛

𝑁𝑃𝑉 = ∑ 𝑡=0

(3.2)

𝐶𝑡 (1 + 𝑖 )𝑛

Dimana : t = tahun proyek investasi n = umur proyek investasi Ct = aliran kas bersih pada tahun ke-t

34

Co = modal awal investasi pada tahun ke-0 3.5

Metode Internal Rate of Return (IRR) Selain menggunakan metode NPV, metode

Internal Rate Return

(IRR) juga digunakan sebagai standar untuk menilai kelayakan investasi proyek jangka panjang. Jika pada metode NPV tingkat

bunga telah

ditetapkan sebelumnya, IRR justru menghitung tingkat bunga tersebut. IRR didefinisikan sebagai besarnya tingkat bunga diskonto pada saat NPV sama dengan nol. Dengan kata lain, IRR merupakan tingkat bunga pada saat nilai investasi awal sama dengan nilai di masa depan aliran kas selama umur proyek. IRR dapat dirumuskan secara matematis sebagai berikut : 𝑡=𝑛

𝑁𝑃𝑉 = 0 = 𝐶0 + ∑ 𝑡=0

𝐶𝑡 (1 + 𝐼𝑅𝑅)𝑛

Dimana : t = tahun proyek investasi n = umur proyek investasi Ct = aliran kas bersih pada tahun ke-t Co = modal awal investasi pada tahun ke-0

(3.3)

35

BAB IV PERBANDINGAN BIAYA PEMELIHARAAN RUTIN DAN PEMELIHARAAN PREDIKTIF DI GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA

4.1 Perbedaan Waktu Pemeliharaan Rutin Dan Pemeliharaan Prediktif Dalam perbandingan antara pemeliharaan rutin dan prediktif, waktu merupakan hal pokok yang dibahas didalam perhitungannya. Waktu yang di maksud merupakan jangka waktu kapan pemeliharaan dilakukan sesuai dengan pedoman pemeliharaan rutin dan pemeliharaan prediktif PT.PLN (Persero).

4.1.4 Pemeliharaan Rutin Pemeliharaan rutin merupakan pemeliharaan yang dilakukan secara rutin dan terjadwal (berdasarkan waktu atau Time

Based

Maintenance). Berdasarkan buku pedoman pemeliharaan PT.PLN (Persero) Transmisi Jawa Bagian Tengah APP Salatiga Basecamp Surakarta gardu induk 150kV Jajar, jangka waktu untuk dilakukan pemeliharaan rutin tpada peralatan utama yang terdapat pada bay trafo 1 gardu induk 150kV Jajar adalah sebagai berikut :

36

Tabel 4.1 Jangka Waktu Pemeliharaan Rutin Bay Trafo 1

NO.

PEMELIHARAAN PERALATAN

MERK

FASA

WAKTU PEMELIHARAAN

1.

TRANSFORMATOR DAYA

PASTI

-

2 TAHUN

2.

LIGHTNING ARRESTER

BBC

RST

2 TAHUN

3.

TRAFO ARUS

ABB

RST

2 TAHUN

4.

PEMUTUS TENAGA

SIEMENS

RST

2 TAHUN

5.

PEMISAH

MESSA GATICA

RST

2 TAHUN

Seperti dilihat pada tabel 4.1, pemeliharaan rutin peralatan pokok pada bay trafo 1 Gardu induk 150kV Jajar adalah 2 tahun untuk setiap peralatan.

4.1.5 Pemeliharaan Prediktif Pemeliharaan prediktif merupakan pemeliharaan peralatan yang berdasarkan atas kondisi suatu peralatan dan perhitungan dari suatu kegagalan / anomali pada peralatan tersebut. Perhitungan ini mengacu pada Mean Time Between Failure (MTBF) yang merupakan waktu ratarata peralatan itu akan berfungsi mulai dari satu kerusakan sampai ke kerusakan berikutnya. Semakin lama MTBF maka semakin handal peralatan itu, semakin handal peralatan berarti semakin berkualitas. Akan tetapi PT.PLN (Persero) tidak pernah menghitung dan mencatat nilai MTBF secara detail pada aset-asetnya. Sehingga data yang digunakan untuk menghitung MTBF adalah data kerusakan / anomali

37

pada setiap peralatan. PT.PLN (Persero) Transmisi Jawa Bagian Tengah Area Pelaksana Pemeliharaan Salatiga mulai mendata anomali / gangguan dan mengarsipkannya pada tahun 2009. Berdasarkan data yang diperoleh dari tahun 2009 sampai dengan tahun 2016 dari bagian engineering PT.PLN (Persero) Transmisi Jawa Bagian Tengah Area Pelaksana Pemeliharaan Salatiga, diperoleh nilai MTBF setiap peralatan pada bay trafo 1 sebagai berikut : Tabel 4.2 Nilai MTBF Peralatan Bay Trafo 1 PEMELIHARAAN PERALATAN

MERK

1.

TRANSFORMATOR DAYA

2.

MTBF

TAHUN OPERASI

FASA

PASTI

1999

LIGHTNING ARRESTER

BBC

3.

TRAFO ARUS

4. 5.

NO.

Hari

Tahun

-

886

2

1999

RST

6025

17

ABB

1999

RST

3102

8

PEMUTUS TENAGA

SIEMENS

1999

RST

3102

8

PEMISAH

MESSA GATICA

1999

RST

2068

5

4.1.3 Inspeksi Peralatan Inspeksi pada peralatan gardu induk dilakukan rutin setiap hari / mingguan

dengan

menggunakan

thermal imaging

camera

dan

dilaporkan setiap bulannya. Inspeksi dilakukan pada bagian-bagian yang rawan terjadinya hotspot seperti pada klem, jumper dan bushing pada trafo. Kegiatan Inspeksi merupakan inspeksi level 2, berdasar kepada SK-DIR 054 PT.PLN (Persero) Buku Pedoman Serandang dan

38

Pentanahan Gardu Induk. Logsheet / laporan inspeksi rutin bulan oktober 2016 pada gardu induk 150 KV Jajar sebagai sampel kegiatan inspeksi pada bay trafo 1 dapat dilihat seperti pada lampiran. Inspeksi diperlukan dalam pemeliharaan prediktif karena berfungsi untuk memantau dan mengethaui kondisi peralatan tersebut.

4.2 Biaya Investasi Alat Dalam Pemeliharaan Prediktif Dalam pemeliharaan prediktif yang diperlukan dalam pemeliharaan ini adalah peralatan untuk pemantauan sehari-hari pada perlatan pokok gardu induk. Berikut merukapan harga pasaran peralatan yang digunakan untuk pemantauan/monitoring peralatan gardu induk : Tabel 4.3 Harga Beli Peralatan Monitoring HARGA NO

NAMA PERALATAN

MERK

TIPE

$ (US Dollar)

Rp. (Rupiah)

1

Thermal Camera Imager

Fluke

Ti S50

2.000

26.000.000

2

Partial Discharge Tester

HVDP

HVDP

13.000

173.160.000

Data diatas merupakan data yang diperoleh dari situs jual beli seperti amazon.com dan ebay.com yang didasarkan pada relevansi produk tersebut.

4.3 Biaya Pemeliharaan Rutin Suatu pemeliharaan peralatan tidak pernah lepas dengan biaya yang dikeluarkan untuk melakukan pemeliharaan. Dari sisi nilai nominal, harga

39

perolehan

aktiva

tetap

adalah

material

maka

diperlukan kegiatan

perawatan yang baik dan rutin untuk mempertahankan kondisi normal aktiva tersebut karena apabila tidak dirawat sehingga menyebabkan tingkat produktivitasnya semakin menurun apalagi sampai tidak dapat berfungsi maka biaya untuk memperoleh aktiva tetap yang baru akan sangat besar. Biaya pemeliharaan rutin pada gardu induk berdasar kepada Rancangan Anggaran Biaya dan buku pedoman pemeliharaan gardu induk PT.PLN (Persero) Trans-JBT APP Salatiga. Detail biaya pemeliharaan didapat dari bagian engineering PT.PLN (Persero) TJBT APP Salatiga, biaya pengeluaran untuk pemeliharaan rutin 2 tahunan peralatan bay trafo 1 pada gardu induk 150kV Jajar adalah sebagai berikut : Tabel 4.4 Pengeluaran Biaya Pemeliharaan Bay Trafo 1 No.

Material

Satuan

Rencana

Volume Harga (Rp)

Jumlah (Rp)

Kg

11,5

22.000

253.000

Rust Penetran Oil (WD 40)

Can

3

55.000

165.000

3

Amplas

Buah

22

4.500

99.000

4

Batu Batere AA 1,5 Volt

Buah

19

5.000

95.000

5

Batu Batere 9 Volt

Buah

10

18.500

185.000

6

Contact Cleaner CRC 2016

Can

3

100.100

300.300

7

Isolasi Kertas

Buah

2

10.000

20.000

8

Silicagel

Kg

16

47.200

755.200

9

Body Cleaner

Can

6

89.200

535.200

10

Shakapen

Tube

3

425.000

1.275.000

11

Sikat Kuningan

Buah

2

18.500

37.000

1

Majun Kaos

2

40

Kg

1

70.000

70.000

Kwas cat 2,5”

Buah

6

7.800

46.800

14

Thinner special

Liter

1

23.600

23.600

15

Sealant Red

Tube

2

58.100

116.200

16

Seal tape

Buah

2

13.000

26.000

17

Grease High Temperatur

Kg

0,5

471.600

235.800

12

Cat (M-K-B)

13

Sub Jumlah

4.238.100

PPN 10%

423.810 Total

4.661.910

Terbilang : Empat Juta enam ratus enam puluh satu ribu sembilan ratus sepuluh rupiah

4.4 Biaya Pemeliharaan Prediktif Biaya

pemeliharaan

prediktif

berdasarkan

kepada

anggaran

pemeliharaan rutin 2 tahunan bay trafo 1 yang di bagi untuk masing-masing peralatan. Berikut adalah besar biaya pemeliharaan prediktif untuk masingmasing peralatan : 1. Trafo Daya

= Rp. 1.855.780

2. LA

= Rp. 276.880

3. CT

= Rp. 281.880

4. PMT

= Rp. 861.980

5. PMS

= Rp. 961.580

Anggaran diatas merupakan anggaran pemeliharaan untuk masing masing peralatan dan merujuk pada anggaran pemeliharaan PT.PLN (Persero) TransJBT APP Salatiga.

41

4.5 Perbandingan Biaya antara Pemeliharaan Rutin Dan Pemeliharaan Prediktif 4.5.1 Menentukan Periode Pemeliharaan Untuk membandingkan antara kedua pemeliharaan ini, harus disamakan

periode

pemeliharaannya.

Periode

pemeliharaan

berdasarkan oleh jangka waktu pemeliharaan rutin, nilai MTBF, serta waktu kerja efektif peralatan monitoring. Setelah dilihat, untuk menyamakan periode diambil keputusan bahwa periode pemeliharaan adalah selama 40 tahun.

4.5.2 Perhitungan Nilai Investasi Pemeliharaan Prediktif Didalam pemeliharaan prediktif dianggarkan beberapa peralatan monitoring / pemantauan guna menunjang unjuk kerja peralatan yang di monitor. Pada gardu induk 150 KV Jajar, memiliki thermal imaging camera untuk monitoring hotspot sedangkan partial discharge tester, yang memiliki adalah kantor APP Salatiga sehingga digunakan oleh seluruh gardu induk yang ada di wilayah kerja APP Salatiga yang berjumlah 31 gardu induk, sehingga harga investasi untuk partial discharge tester dibagi dengan 31 sesuai dengan jumlah gardu induk. Peralatan monitoring tersebut merupakan investasi jangka panjang sesuai dengan waktu kerjanya, dengan periode waktu berdasarkan kepada jangka waktu antara permliharaan rutin dan prediktif yaitu selama 40 tahun. Jadi setiap 8 tahun PT.PLN (persero) harus menginvestasikan lagi

untuk

pembeliaan

peralatan

pemeliharaan prediktif sebagai berikut :

monitoring.

Total

investasi

42

Tabel 4.5 Investasi Peralatan Monitoring

NO.

NAMA PERALATAN

WAKTU KERJA EFEKTIF

HARGA

1

Thermal Imaging Camera

8

Rp. 26.000.000

2

Partiial Discharge Tester

8

Rp. 5.585.806

Perhitungan Nett Present Value investasi :

NPV =

{𝑅𝑝 3.971.553 +

𝑅𝑝 3.971.553 (1+10%)8

𝑅𝑝 3.971.553 𝑅𝑝 3.971.553 + }+ (1+10%) 24 (1+10%)32 𝑅𝑝.5.585.806 (1+10%)8

+

𝑅𝑝.5.585.806 (1+10%)16

+

+

𝑅𝑝 3.971.553 (1+10%)16

+

{𝑅𝑝. 5.585.806 + 𝑅𝑝.5.585.806 𝑅𝑝.5.585.806 + } 24 (1+10%) (1+10%)32

= Rp. 14.210.474

Dari perhitungan dan data yang didapat, diketahui nilai NPV dari investasi peralatan monitoring pada pemeliharaan prediktif adalah sebesar Rp. 14.210.474 4.5.3 Perhitungan Biaya Pemeliharaan Rutin Di Gardu Induk 150 KV Jajar, rutin dilakukan pemeliharaan secara berkala yakni dalam jangka waktu 2 Tahun. Untuk membandingkan biaya pemeliharaan prediktif dengan pemeliharaan rutin harus diketahui biaya total pengeluaran untuk pemeliharaan. Berikut perhitungan total biaya pemeliharaan rutin 2 tahunan pada bay trafo 1 Gardu Induk 150 KV Jajar.

43

Tabel 4.6 Tabel Biaya Pemeliharaan Rutin TAHUN KE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38

BIAYA PEMELIHARAAN

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp Rp Rp Rp Rp

IR

4.661.910 4.661.910 4.661.910 4.661.910 4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

Rp

4.661.910

10%

PRESENT VALUE

Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp

3.852.818 3.184.147 2.631.527 2.174.815 1.797.368 1.485.428 1.227.627 1.014.567 838.485 692.963 572.697 473.303 391.160 323.272 267.167 220.799 182.479 150.809 124.636

44

39 40

Rp

Rp Rp

4.661.910 TOTAL BIAYA (NPV)

103.005 Rp 21.709.073

Tabel diatas merupakan perhitungan dengan menggunakan software Microsoft Excel. Perhitungan NPV juga bisa di dapat melalui perhitungan secara matematis sesuai persamaan yang terdapat pada bab sebelumnya. Untuk mencari NPV, terlebih dahulu menghitung PV setiap pemeliharaan rutin 2 tahunan. Berikut uraian perhitungan biaya pemeliharaan rutin 2 tahunan bay trafo 1 gardu induk 150 KV Jajar. 

Tahun Ke – 2 Diketahui : -

Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=2

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)2

3.852.818


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=4

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 ×

1 (1+10%)4

= Rp. 3.184.147 


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

45

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=6

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)6

2.631.527


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=8

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)8

2.174.815


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 10

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)10

1.797.368


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 12

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

Tahun Ke – 14 Diketahui :

1.485.428

1 (1+10%)12

46

-

Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 14

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)14

1.227.627


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 16

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)16

1.014.567


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 18

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)18

838.485


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 20

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

Tahun Ke – 22

692.963

1 (1+10%)20

47

Diketahui : -

Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 22

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)22

572.697


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 24

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)24

473.303


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 26

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)26

391.160


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 28

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp

323.272

1 (1+10%)28

48




Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 30

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)30

267.167


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 32

Sehingga,

𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)32

220.799


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 34

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)34

182.479


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

49

-

N

= 36

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)36

150.809


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 38

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp 

1 (1+10%)38

124.636


Pemeliharaan rutin

= Rp. 4.661.910

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 40

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp 4.661.910 × = Rp

1 (1+10%)40

103.005

Sehingga NPV total biaya pemeliharaan rutin 2 tahunan bay trafo 1 pada gardu induk 150 KV Jajar selama 40 tahun adalah sebesar Rp. 21.709.073.

50

4.5.4 Perhitungan Biaya Pemeliharaan Prediktif Berdasarkan Nilai MTBF Peralatan Perhitungan ini berdasarkan dengan nilai dari MTBF masingmasing peralatan pokok yang telah dihitung pada sub-bab sebelumnya. Perhitungan peralatan meliputi Transformator Daya, Lightning Arresster, Current Transformer (CT), Pemutus Tenaga (PMT), dan Pemisah (PMS). Untuk menghitung biaya pemeliharaan prediktif diperlukan anggaran biaya pemeliharaan untuk setiap peralatannya, menggunakan metode NPV dengan Internal Rate sebesar 10%. 1.

Trafo Daya Nilai MTBF

: 886,428571 ≈ 886 hari = 2 Tahun

Biaya pemeliharaan

: Rp. 1.855.780

Untuk

trafo

biaya

pemeliharaan

berdasarkan

nilai

MTBF,

pemeliharaan dilaksanakan setiap 2 tahun sekali dalam kurun waktu yang telah ditetapkan sebelumnya selama 40 tahun. Sehingga dalam jangka waktu tersebut pemeliharaan trafo sebanyak

20

kali

pemeliharaan.

Berdasarkan

anggaran

pemeliharaan dari PT.PLN (Persero) TJBT APP Salatiga, perhitungan biaya pemeliharaan berdasarkan nilai MTBF dengan metode Nett Present Value adalah : 


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=2

Sehingga,

51

𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 2

Rp. 1.533.702


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=4

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 4

1.267.523


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=6

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 6

1.047.539


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=8

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 8

865.735


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 10

52

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 10

Rp 715.484


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 12

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 12

Rp. 591.309


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 14

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 14

Rp. 488.685


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 16

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 16

Rp. 403.872


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

53

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 18

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 18

Rp. 333.778


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 20

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 20

275.850


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 22

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 22

227.975


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 24

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

Tahun Ke – 26 Diketahui :

188.409

1 (1+10%) 24

54

-

Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 26

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 26

155.710


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 28

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 28

Rp 128.686


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 30

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 30

106.352


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 32

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

Tahun Ke – 34

87.894

1 (1+10%) 32

55

Diketahui : -

Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 34

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

1 (1+10%) 34

Rp 72.640


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 34

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 34

60.033


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 38

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 × = 

Rp

1 (1+10%) 38

49.614


Pemeliharaan rutin

= Rp. 1.855.780

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 40

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 1.855.780 ×

1 (1+10%) 40

=

Rp 41.003

56

Tabel 4.7 Tabel Biaya Pemeliharaan Trafo Berdasarkan Nilai MTBF

TAHUN KE

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

BIAYA PEMELIHARAAN

IR

PRESENT VALLUE

Rp

1.855.780

Rp

1.533.702

Rp

1.855.780

Rp

1.267.523

Rp

1.855.780

Rp

1.047.539

Rp

1.855.780

Rp

865.735

Rp

1.855.780

Rp

715.484

Rp

1.855.780

Rp

591.309

Rp

1.855.780

Rp

488.685

Rp

1.855.780

Rp

403.872

Rp

1.855.780

Rp

333.778

Rp

1.855.780

Rp

275.850

Rp

1.855.780

Rp

227.975

Rp

1.855.780

Rp

188.409

Rp

1.855.780

Rp

155.710

Rp

1.855.780

Rp

128.686

Rp

1.855.780

Rp

106.352

Rp

1.855.780

Rp

87.894

Rp

1.855.780

Rp

72.640

Rp

1.855.780

Rp

60.033

Rp

1.855.780

Rp

49.614

Rp

1.855.780

Rp

41.003

10%

NPV TOTAL BIAYA PEMELIHARAAN

Rp

8.641.794

57

Biaya pemeliharaan diatas merupakan nilai NPV dari biaya pemeliharaan trafo berdasarkan dengan nilai MTBF dan waktu kerja peralatan monitoring dimana jangka waktunya adalah 40 tahun sehingga dapat diketahui trafo dipelihara sebanyak 20 kali, dengan nilai NPV total biaya pemeliharaan sebesar Rp. 8.641.794.

2. Lightning Arresster (LA) Nilai MTBF

: 6205 hari = 17 Tahun

Biaya pemeliharaan

: Rp. 276.880

Untuk

biaya

pemeliharaan

LA

berdasarkan

nilai

MTBF,

pemeliharaan dilaksanakan setiap 17 tahun sekali dalam kurun waktu yang telah ditetapkan sebelumnya selama 40 tahun. Sehingga dalam jangka waktu tersebut pemeliharaan LA sebanyak 2 kali pemeliharaan. Berdasarkan anggaran pemeliharaan dari PT.PLN (Persero) TJBT APP Salatiga, perhitungan biaya pemeliharaan berdasarkan nilai MTBF dengan metode Nett Present Value adalah : 


Pemeliharaan rutin

= Rp. 276.880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 17

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 276.880 ×

1 (1+10%)17

=

Rp 54.779

58




Pemeliharaan rutin

= Rp. 276.880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 34

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 276.880 × =

1 (1+10%) 34

Rp 10.838

Tabel 4.8 Biaya Pemeliharaan LA berdasarkan nilai MTBF Tahun Ke 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

Biaya Pemeliharaan

Rp

276.880

IR

10%

Present Value

Rp

54.779

59

28 29 30 31 32 33 34 Rp 276.880 10% Rp 10.838 35 36 37 38 39 40 NPV Total Biaya Pemeliharaan Rp 65.617 Biaya pemeliharaan diatas merupakan nilai NPV dari biaya pemeliharaan LA berdasarkan dengan nilai MTBF dan waktu kerja peralatan monitoring dimana jangka waktunya adalah 40 tahun sehingga dapat diketahui LA dipelihara sebanyak 2 kali, dengan nilai NPV total biaya pemeliharaan sebesar Rp 65.617.

3. Current Transformer (CT) Nilai MTBF

: 3102,5 hari ≈ 3102 hari = 8 Tahun

Biaya pemeliharaan

: Rp. 281.880

Untuk

biaya

pemeliharaan

CT

berdasarkan

nilai

MTBF,

pemeliharaan dilaksanakan setiap 8 tahun sekali dalam kurun waktu yang telah ditetapkan sebelumnya selama 40 tahun. Sehingga dalam jangka waktu tersebut pemeliharaan CT sebanyak 5 kali pemeliharaan. Berdasarkan anggaran pemeliharaan dari PT.PLN (Persero) TJBT APP Salatiga, perhitungan biaya

60

pemeliharaan berdasarkan nilai MTBF dengan metode Nett Present Value adalah : 


Pemeliharaan rutin

= Rp. 281.880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=8

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 281.880 × = 

1 (1+10%)8

Rp 131.499


Pemeliharaan rutin

= Rp. 281880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 16

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 281880 × = 

1 (1+10%) 16

Rp 61.345


Pemeliharaan rutin

= Rp. 281880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 24

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 281880 × = 

1 (1+10%) 24

Rp 28.618


Pemeliharaan rutin

= Rp. 281.880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 32

61

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 281.880 × = 

1 (1+10%)32

Rp 13.351


Pemeliharaan rutin

= Rp. 281.880

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 40


1 (1+10%)40

Rp 6.228

Tabel 4.9 Biaya Pemeliharaan CT Berdasarkan Nilai MTBF Tahun Ke 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Biaya Pemeliharaan

IR

Present Value

Rp

281.880

10%

Rp 131.499

Rp

281.880

10%

Rp

61.345

62

23 24 Rp 281.880 10% 25 26 27 28 29 30 31 32 Rp 281.880 10% 33 34 35 36 37 38 39 40 Rp 281.880 10% NPV Total Biaya Pemeliharaan

Rp

28.618

Rp

13.351

Rp 6.228 Rp 241.041

Biaya pemeliharaan diatas merupakan nilai NPV dari biaya pemeliharaan CT berdasarkan dengan nilai MTBF dan waktu kerja peralatan monitoring dimana jangka waktunya adalah 40 tahun sehingga dapat diketahui CT dipelihara sebanyak 5 kali, dengan nilai NPV total biaya pemeliharaan sebesar Rp 241.041.

4. Pemutus Tenaga (PMT) Nilai MTBF

: 3102,5 hari ≈ 3102 hari = 8 Tahun

Biaya pemeliharaan

: Rp. 861.980

Untuk biaya

pemeliharaan

PMT

berdasarkan

nilai

MTBF,

pemeliharaan dilaksanakan setiap 8 tahun sekali dalam kurun waktu yang telah ditetapkan sebelumnya selama 40 tahun.

63

Sehingga dalam jangka waktu tersebut pemeliharaan PMT sebanyak

5

kali

pemeliharaan.

Berdasarkan

anggaran



Pemeliharaan rutin

= Rp. 861.980

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=8

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 861.980 × = 

1 (1+10%)8

Rp 402.120


Pemeliharaan rutin

= Rp. 861.980

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 16

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 861.980 × = 

1 (1+10%)16

Rp 187.592


Pemeliharaan rutin

= Rp. 861.980

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 24

Sehingga,

𝑃𝑉 = Rp. 861.980 × =

Rp 87.513

1 (1+10%)24

64




Pemeliharaan rutin

= Rp. 861.980

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 32

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 861.980 × = 

1 (1+10%)32

Rp 40.825


Pemeliharaan rutin

= Rp. 861.980

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 40


1 (1+10%)40

Rp 19.045

Tabel 4.10 Biaya Pemeliharaan PMT Berdasarkan Nilai MTBF Tahun Ke 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Biaya Pemeliharaan

Rp

861.980

IR

Present Value

10%

Rp 402.120

65

15 16 Rp 861.980 10% 17 18 19 20 21 22 23 24 Rp 861.980 10% 25 26 27 28 29 30 31 32 Rp 861.980 10% 33 34 35 36 37 38 39 40 Rp 861.980 10% NPV Total Biaya Pemeliharaan

Rp

187.592

Rp

87.513

Rp

40.825

Rp 19.045 Rp 737.096

Biaya pemeliharaan diatas merupakan nilai NPV dari biaya pemeliharaan PMT berdasarkan dengan nilai MTBF dan waktu kerja peralatan monitoring dimana jangka waktunya adalah 40 tahun sehingga dapat diketahui PMT dipelihara sebanyak 5 kali, dengan nilai NPV total biaya pemeliharaan sebesar Rp 737.096.

5. Pemisah (PMS) Nilai MTBF

: 2068,3 hari ≈ 2068 hari = 5 Tahun

66

Biaya pemeliharaan

: Rp. 961.580

Untuk biaya pemeliharaan

PMS berdasarkan

nilai MTBF,

pemeliharaan dilaksanakan setiap 5 tahun sekali dalam kurun waktu yang telah ditetapkan sebelumnya selama 40 tahun. Sehingga dalam jangka waktu tersebut pemeliharaan PMS sebanyak

8

kali

pemeliharaan.

Berdasarkan

anggaran



Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

=5

Sehingga,

𝑃𝑉 = Rp. 961.580 × = 

Rp

1 (1+10%)5

597.066


Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 10


Rp 370.731

1 (1+10%)10

67




Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 15

Sehingga,

𝑃𝑉 = Rp. 961.580 × = 

1 (1+10%)15

Rp 230.195


Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 20

Sehingga,

𝑃𝑉 = Rp. 961.580 × = 

1 (1+10%)20

Rp 142.933


Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 25

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 961.580 × = 

Rp 88.750

Tahun Ke – 30

1 (1+10%)25

68

Diketahui : -

Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 30

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 961.580 × = 

1 (1+10%)30

Rp 55.107


Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 35

Sehingga, 𝑃𝑉 = Rp. 961.580 × = 

1 (1+10%)35

Rp 34.217


Pemeliharaan rutin

= Rp. 961.580

-

Internal Rate

= 10%

-

N

= 40


1 (1+10%)40

Rp 21.246

Tabel 4.11 Biaya Pemeliharaan PMS Berdasarkan Nilai MTBF

Tahun Ke

Biaya Pemeliharaan

IR

Present Value

69

1 2 3 4 5 Rp 961.580 10% Rp 597.066 6 7 8 9 10 Rp 961.580 10% Rp 370.731 11 12 13 14 15 Rp 961.580 10% Rp 230.195 16 17 18 19 20 Rp 961.580 10% Rp 142.933 21 22 23 24 25 Rp 961.580 10% Rp 88.750 26 27 28 29 30 Rp 961.580 10% Rp 55.107 31 32 33 34 35 Rp 961.580 10% Rp 34.217 36 37 38 39 40 Rp 961.580 10% Rp 21.246 NPV Total Biaya Pemeliharaan Rp 1.540.243

70

Biaya pemeliharaan diatas merupakan nilai NPV dari biaya pemeliharaan PMS berdasarkan dengan nilai MTBF dan waktu kerja peralatan monitoring dimana jangka waktunya adalah 40 tahun sehingga dapat diketahui PMS dipelihara sebanyak 8 kali, dengan nilai NPV total biaya pemeliharaan sebesar Rp. 1.540.243.

Berdasarkan perhitungan diatas dapat diketahui NPV total biaya pemeliharaan peralatan sesuai dengan nilai MTBF masing-masing peralatan sebesar :

𝑁𝑃𝑉 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =

Rp 8.641.794 + Rp 65.617 + Rp 241.041 + Rp 737.096 + Rp 1.540.243

=

Rp 11.225.791

Setelah dikenakan pajak, nilai tersebut berubah menjadi Rp.12.348.370.

71

4.6 Perhitungan Nilai Internal Rate of Return (IRR) Pada perhitungan ini merupakan simulasi perbandingan antara biaya pemeliharaan rutin dan pemeliharaan prediktif dengan metode Internal Rate of Return (IRR). Metode ini dapat mendapatkan discount rate (i) yang membuat NPV dari suatu investasi sama dengan nol ( NPV = 0 ). Sehingga untuk mengetahui metode pemeliharaan mana yang paling tepat dan ekonomis sehingga dapat diterapkan untuk perusahaan dalam hal ini adalah PT.PLN (Persero) Trans-JBT. Sehingga perhitungannya : 𝐼𝑅𝑅 = 𝑁𝑃𝑉 = 0

(4.1)

∆ 𝑁𝑃𝑉 − ∑ 𝑁𝑃𝑉 𝐼𝑁𝑉𝐸𝑆𝑇𝐴𝑆𝐼 = 0

(4.2)

𝑛

𝑖= √

∑ 𝑁𝑃𝑉 𝐼𝑁𝑉𝐸𝑆𝑇𝐴𝑆𝐼 𝑁𝑃𝑉

−1

(4.3)

Untuk mengetahui perbandingan kedua jenis pemeliharaan dari segi ekonomisnya dapat diketahui dengan menghitung nilai dari IRR (Internal Rate of Return). Apabila nilai IRR > 0 maka metode pemeliharaan prediktif dapat diterapkan untuk menjadi metode pemeliharaan peralatan, apabila nilai IRR < 0 maka metode pemeliharaan prediktif berdasarkan nilai MTBF tidak memenuhi persyaratan untuk diterapkan menggantikan metode pemeliharaan rutin yang berdasarkan oleh waktu. Sehingga IRR : ∑ 𝑁𝑃𝑉 𝐼𝑁𝑉𝐸𝑆𝑇𝐴𝑆𝐼 − (𝑁𝑃𝑉 𝐻𝐴𝑅 𝑅𝑈𝑇𝐼𝑁 − 𝑁𝑃𝑉 𝐻𝐴𝑅 𝑃𝑅𝐸𝐷𝐼𝐾𝑇𝐼𝐹 ) = 0 𝑅𝑝57.897.559 − ( 𝑅𝑝. 21.709.073 − 𝑅𝑝. 12.348.370) = 0 𝑅𝑝. 48.536.856 = 0

72

𝑠𝑒ℎ𝑖𝑛𝑔𝑔𝑎,

40

𝑖= √

𝑅𝑝. 57.897.559 − 1 = 0,004418528 𝑅𝑝 48.536.856

𝑖 = 0,004418528 = 0,44 % ; 𝐼𝑅𝑅 > 0

73

BAB V SIMPULAN

Berdasarkan pembahasan dan perhitungan yang telah dilakukan, maka dapat disimpulkan bahwa : 1. Perbandingan jangka waktu pemeliharaan: 

Pemeliharaan rutin bay trafo 1, dilakukan setiap 2 tahun.



Pemeliharaan prediktif berdasarkan nilai MTBF waktu pemeliharan peralatan berbeda-beda, namun dapat dicari waktu rata-ratanya yaitu dalam periode 8 tahunan.

2. Dari sisi ekonomis, dalam periode jangka panjang pemeliharaan prediktif lebih ekonomis dari pada pemeliharaan rutin.

3. Pemeliharaan

pada

gardu

induk

sebaiknya

menggunakan

metode

pemeliharaan prediktif (Condition Based Maintenance), namun pada saat waktu yang telah diprediksikan (berdasarkan nilai MTBF) dan setiap 2 tahun sekali (berdasarkan nameplate) dilakukan pengecekan-pengecekan pada peralatan dengan menggunakan alat-alat ukur dan juga tetap melakukan kegiatan inspeksi harian, mingguan dan bulanan untuk memastikan peralatan dalam kondisi baik. Walaupun alat-alat ukur yang digunakan untuk melakukan pengecekan peralatan harganya terbilang cukup mahal, namun apabila diproyeksikan dalam jangka panjang kedepan maka biaya pengeluaran modal untuk membeli peralatan ukur tersebut bukanlah suatu masalah jika

74

dibandingkan dengan terjadinya gangguan fatal terhadap komponen mesin, akibatnya biaya yang dikeluarkan bisa sangat besar. 4. Keuntungan pemeliharaan prediktif: 

Prediksi kondisi peralatan gardu induk dapat diketahui lebih dini, sehingga rencana pemeliharaan lebih terencana.



Umur peralatan dapat diketahui dari prediksi kondisi peralatan sehingga persiapan

pemeliharaan,

perencanaan

dan

pengadaan

material

terencana dengan baik 

Dengan pemeliharaan prediktif, produktivitas peralatan lebih optimal karena dapat meminimalisir down time akibat gangguan



Efisiensi, unjuk kerja dan pelayanan lebih optimal

5. Kerugian pemeliharaan prediktif: 

Pada dasarnya kerugian dari sisi pelaksanaan tidak ada, hanya memerlukan biaya tambahan seperti untuk pengadaan peralatanperalatan monitoring (peralatan ukur), tetapi biaya tersebut tidak sebanding bila terjadi gangguan dan kerusakan fatal terhadap peralatan yang mengakibatkan biaya yang akan dikeluarkan sangat besar.

DAFTAR PUSTAKA

Grant, Eugene L, Grant Ireson and Richard S. 1996. Leavenworth. Dasardasar Ekonomi Teknik (Terjemahan), Edisi Ketiga, Jilid Pertama. Jakarta: Rineka Cipta. Kepdir 0520-2.K/DIR/2014 PT PLN (Persero). 2014. Himpunan Buku Pedoman Pemeliharaan Peralatan Primer Gardu Induk. Jakarta : Perusahaan Listrik Negara. M. Giatman, Drs. MSIE. 2006. Ekonomi Teknik. Jakarta : Raja Grafindo Persada Marsudi, Djiteng,Ir. 2006. Operasi Sistem tenaga Listrik. Yogyakarta : Graha Ilmu. Nasution, Arman Hakim. 2006.Manajemen Industri. Yogyakarta : ANDI. Prasetya, Hery. 2009. Manajemen Operasi. Media Pressindo. Yogyakarta Team O & M Transmisi dan Gardu Induk PLN Pembangkitan Jawa Barat dan Jakarta Raya, 1981, Operasi dan Memeliharaan Peralatan : PLN Pembangkitan Jawa Barat Dan Jakarta Raya. Tim Program Pendidikan Diploma Satu (D1) Bidang Operasi dan Pemeliharaan Gardu Induk, 2008, Pemeliharaan Peralatan GI / GITET : PT PLN (Persero) Jasa Pendidikan dan Pelatihan. Fluke Instruments (n.d). Januari 15. 2017 https://www.amazon.com/Fluke/b/ref=w_bl_hsx_s_hi_web_252943 2011?ie=UTF8&node=2529432011&field-lbr_brands_browsebin=Fluke

DAFTAR RIWAYAT HIDUP

a. Data Personal Nama NIM Tempat / Tgl. Lahir Jenis Kelamin Agama Status Perkawinan Program Studi Alamat Rumah

: Fredy Dwi Purnomo : 2012 – 11 – 015 : Karanganyar, 22 Desember 1994 : Laki-Laki : Islam : Belum Kawin : S1 Teknik Elektro : Kangsi RT 01/RW 01, Kel. Karangsari, Kec. Jatiyoso Kab. Karanganyar, Jawa Tengah HP Email Personal Web

: +62 858 9430 0542 : [email protected] :-

b. Pendidikan Jenjang

Nama Lembaga

Jurusan

Tahun Lulus

SD Negeri 02 Karangsari

-

2006

SMP

SMP Negeri 01 Karanganyar

-

2009

SMA

SMA Negeri 01 Karanganyar

IPA

2012

SD

Demikianlah daftar riwayat hidup ini saya buat dengan sebenarnya. Jakarta, 08 Februari 2017

Fredy Dwi Purnomo

SEKOLAH TINGGI TEKNIK – PLN

LEMBAR BIMBINGAN SKRIPSI Nama Mahasiswa

:

Fredy Dwi Purnomo

NIM

:

2012-11-015

Program Studi

:

Teknik Elektro

Jenjang

:

Sarjana

Pembimbing

:

Ir. Djoko Paryoto, MT

Judul Skripsi

:

Analisis Biaya Pemeliharaan Rutin Dan Pemeliharaan Prediktif Di Gardu Induk 150 KV Jajar Surakarta

No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

TANGGAL

MATERI

PARAF PEMBIMBING

DATA MTU TRAFO 1

NAMA GI/GIS

NAMA BAY

TECHIDENTNO

EQUIPMENT NUMBER

SERIAL ID

BAY IDFLC

STATUS ALAT

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

143160336336000000 21

TRS0000000004224 75

93/K 35011454

TRS3516336.336 -B0012

Operasi

THN BUAT

BUATAN

KETERANGA N

FLAG

MERK

TIPE

ASSET

RATIN G ARUS

BREAKING CURRENT

1993

GERMANY

SIEMENS

3AQ1EG

100021129 2

MAKING CURRENT

BIL

WKT BUKA

WKT TUTUP

WKT BREAK

APP/APB/UPT/APB -

74

2

SIL

PFW

750

STANDARD

PASANGA N

IEC 60056:1987/IE C 62271100:2001

OUTDOOR

325

TOLERANSI

20

HOUSIN G

39

JML TRIP COIL

100

ID KOMPARTEMEN

DUR HUB SING 180

EQ NUMBER REF .

3150

KOMPARTEME N

PHAS A

TGL OPRS

RST

25/11/199 5

MEDI A PMD M SF6

JENIS

RATING TEG

THN KTK

THN ISO

150

31,5

SEKUENSIA L 3

TEG OPRS

O-0.3s-CO3min-CO

MKNK PGRK

HYDRAULIC

TEKANAN 87

50

GCB

150

170

BERAT 2650

DATA MTU LA

APP/APB/UPT/APB

NAMA GI/GIS

NAMA BAY

TECHIDENTNO

EQUIPMENT NUMBER

SERIAL ID

BAY IDFLC

STATU S ALAT

KOMPARTEME N

TEG OPRS

PHASA

MERK

-

APP SALATIG A

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

1631603363360000003 2

TRS00000000042416 0

HA5010098

TRS-3516336.336B0012

Operasi

150

R

BBC

-

APP SALATIG A

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

1631603363360000003 3

TRS00000000042371 8

HA5010100

TRS-3516336.336B0012

Operasi

150

T

BBC

-

APP SALATIG A

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

1631603363360000003 1

TRS00000000042371 7

HA5010099

TRS-3516336.336B0012

Operasi

150

S

BBC

TIPE

BUATAN

THN BUAT

TGL OPRS

KETERANGAN

FLAG

ID KOMPARTEME N

ASSET

ARUS NOM DISCH

MCOV

JENIS

HML 150

SWEDEN

1973

01/01/197 5

2

100022949 2

10

GAPLESS

2

120

PORC

HML 150

SWEDEN

1973

01/01/197 5

2

100022950 3

10

GAPLESS

2

120

PORC

HML 150

SWEDEN

1973

01/01/197 5

2

100022949 8

10

GAPLESS

2

120

PORC

MTRL OKSID A

TEG NOM

TEG RATIN G

ARUS DISCH MAX

BIL

RESIDUAL 5KA

RESIDUAL 10KA

RESIDUAL 20KA

TINGGI

GAP TYPE

BERAT

CLASS DISCH

STANDAR T

PASANGA N

STAC K

MO

170

150

750

IEC 60099 (1-6)

OUTDOOR

3

MO

170

150

750

IEC 60099 (1-6)

OUTDOOR

3

MO

170

150

750

IEC 60099 (1-6)

OUTDOOR

3

DATA MTU CT

APP/APB /UPT/APB

NAMA GI/GIS

NAMA BAY

TECHIDENTNO

EQUIPMENT NUMBER

SERIAL ID

BAY IDFLC

STATUS ALAT

KOMPARTEMEN

TEG OPRS

MERK

TIPE

-

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

13316033633600000022

TRS000000000421915

8149527

TRS-3516336.336-B0012

Operasi

150

ABB

IMBD170.A4

-

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

13316033633600000046

TRS000000000421866

8149528

TRS-3516336.336-B0012

Operasi

150

ABB

IMBD170.A4

-

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

13316033633600000047

TRS000000000422404

8149529

TRS-3516336.336-B0012

Operasi

150

ABB

IMBD170.A4

PHASA

BUATAN

THN BUAT

TGL OPRS

KETERANGAN

ASSET

FLAG

ID KOMPARTEMEN

JENIS

ISC 1S

ISC 3S

R

SWEDEN

1995

01/01/1995

1000229191

2

TOP CORE

170

OIP

55

S

SWEDEN

1995

01/01/1995

1000229197

2

TOP CORE

170

OIP

55

T

SWEDEN

1995

01/01/1995

1000229044

2

TOP CORE

170

OIP

55

BIL

SIL

PFW

TAP CT

I RATED PRI

I RATED SEC

RATING ARUS

I THERM CONT

I DYN

TEG MAKS

ISOLASI

BURDEN

CLASS

FUNGSI

HOUSING

750

325

ADA

2000

1

2000/1

138

60

0.510P20

P

PORCELAIN

750

325

ADA

2000

1

2000/1

138

60

0.2-5P20

P

PORCELAIN

750

325

ADA

2000

1

2000/1

138

60

0.2-5P20

P

PORCELAIN

CREEP DIST

HEAD HOUSING

BASE HOUSING

BERAT TOT

STANDARD

JML CORE

RATIO CORE 1

CLASS CORE 1

4

150300/1

IEC 60044-1:1987/185BS 3938:1973

4

IEC 60044-1:1987/185BS 3938:1973

4

BURDEN CORE 1

RATIO CORE 2

CLASS CORE 2

BURDEN CORE 2

RATIO CORE 3

ALUMINIUM ALLOY

ALUMINIUM ALLOY

600

IEC 60044-1:1987/185BS 3938:1973

X

150-300/1

1.0/5p20

30

1000-2000/1

ALUMINIUM ALLOY

ALUMINIUM ALLOY

600

150300/1

X

150-300/1

1.0/5p20

30

1000-2000/1

ALUMINIUM ALLOY

ALUMINIUM ALLOY

600

150300/1

X

150-300/1

1.0/5p20

30

1000-2000/1

CLASS CORE 3

BURDEN CORE 3

RATIO CORE 4

CLASS CORE 4

BURDEN CORE 4

RATIO CORE 5

CLASS CORE 5

BURDEN CORE 5

CLASS CORE 6

BURDEN CORE 6

PASANGAN

X

-

10002000/1

X

-

-

OUTDOOR

X

-

10002000/1

X

-

-

OUTDOOR

X

-

10002000/1

X

-

-

OUTDOOR

RATIO CORE 6

DATA MTU PMS

APP/APB/UPT/APB

NAMA GI/GIS

NAMA BAY

TECHIDENTNO

EQUIPMENT NUMBER

SERIAL ID

BAY IDFLC

STATUS ALAT

KOMPARTEMEN

TEG OPRS

MERK

TIPE

-

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

15316033633600000008

TRS000000000423446

L 93-316

TRS-3516336.336-B0012

Operasi

150

MESA GATICA

SGO 170/1600

-

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

15316033633600000024

TRS000000000423327

L 93-105

TRS-3516336.336-B0012

Operasi

150

MESA GATICA

SGO 170/1600

PHASA

BUATAN

THN BUAT

TGL OPRS

KETERANGAN

FLAG

ID KOMPARTEMEN

KELENGKAPAN

ASSET

JENIS

ARUS NOM

MKNK PGRK

RST

SPAIN

1998

22/02/1999

BAY TRAFO 1

2

1000221286

CENTER BREAK

170

1600

MOTOR

RST

SPAIN

1998

22/02/1999

BAY TRAFO 1

2

1000216160

CENTER BREAK

170

1600

MOTOR

SHORT TIME SCC

PEAK SCC

BIL

SIL

PFW

BERAT

WKT BUKA

WKT TUTUP

DUR HUB SING

TEG AC MOTOR

STANDART

PASANGAN

750

325

40

1395

IEC 62271-102:2

OUTDOOR

750

325

40

1395

IEC 62271-102:2

OUTDOOR

TEG DC MOTOR

MATERIAL INSULATOR

TEG NOM

THN KTK

ARUS HS PEAK

CREEP DIST SUPPORT

DATA MTU PMT

NAMA GI/GIS

NAMA BAY

TECHIDENTNO

EQUIPMENT NUMBER

SERIAL ID

BAY IDFLC

STATUS ALAT

APP SALATIGA

GI 150KV JAJAR

TRF#1 150/20kV

14316033633600000021

TRS000000000422475

93/K 35011454

TRS3516336.336B0012

Operasi

THN BUAT

BUATAN

KETERANGAN

FLAG

MERK

TIPE

ASSET

RATING ARUS

BREAKING CURRENT

1993

GERMANY

SIEMENS

3AQ1EG

1000211292

MAKING CURRENT

BIL

WKT BUKA

WKT TUTUP

WKT BREAK

APP/APB/UPT/APB -

74

2

SIL

PFW

750

STANDARD

PASANGAN

IEC 60056:1987/IEC 62271100:2001

OUTDOOR

325

TOLERANSI

HOUSING

20

39

JML TRIP COIL

100

ID KOMPARTEMEN

DUR HUB SING 180

EQ NUMBER REF .

3150

KOMPARTEMEN

150

31,5

SEKUENSIAL 3

TEG OPRS

O-0.3s-CO3min-CO

PHASA

TGL OPRS

RST

25/11/1995

RATING TEG

MKNK PGRK

MEDIA PMDM

JENIS

HYDRAULIC

SF6

GCB

TEKANAN

THN KTK

THN ISO

87

50

150

170

BERAT 2650

REALISASI PEKERJAAN GARDU INDUK 150 KV JAJAR SURAKARTA

No.

Lokasi

Waktu Awal

Waktu Akhir

Durasi (jam)

1

GI Jajar

05/01/2009 08:18

05/01/2009 15:12

6.9

MO

2

GI Jajar

13/01/2009 08:26

13/01/2009 12:26

4

3

GI Jajar

03/03/2009 08:38

03/03/2009 12:51

4

GI Jajar

19/03/2009 08:18

5

GI Jajar

6

MVA

Jam MVA

Status

Peralatan

Komponen

Keterangan

SUTT 150 kV JAJAR-MKRAN 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan teg hilang output PT fasa S, pht MKRAN 2 di GI JAJAR

PO

Pht.Banyudono-Jajar padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel. 1 thn bay Banyudono, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

4.22

PO

Pht.Palur-Jajar.1 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel. 1 thn bay Palur.1, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

19/03/2009 14:57

6.65

PO

Pht Jajar - Palur 1 dan Bus 2 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

19/03/2009 08:41

19/03/2009 14:29

5.8

MO

Bay Busbar 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

GI Jajar

16/04/2009 08:28

16/04/2009 11:44

3.27

PO

Pht. Jajar - Palur 1 & Bus 2 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

7

GI Jajar

23/07/2009 08:41

23/07/2009 14:14

5.55

PO

SKTT. Jajar - Mangkunegaran 1 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

8

GI Jajar

24/03/2009 08:27

24/03/2009 11:47

3.33

60

200.00

MO

Bay Trafo 2 - 60 MVA

BAY TRAFO/IBT

Perbaikan hasil thermovision bay trafo 2 60 MVA tgl. 04-03-09

9

GI Jajar

13/05/2009 08:04

13/05/2009 10:45

2.68

16

42.93

PO

Trafo.III-16MVA & Bus II padam

BAY TRAFO/IBT

Perbaikan thermovisi klem konektor Spacer dan T. Klem pada Bus II Phasa R Trafo.III16MVA selisih suhu klem terhadap konduktor 150˚C & 28˚C

10

GI Jajar

30/07/2009 08:31

30/07/2009 13:00

4.48

60

269.00

PO

Trafo 2-60 MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Perbaikan seal pada bushing netral 20 kV Trafo 2-60 MVA

Perbaikan hasil thermovision Bay Palur 1 pada terminal atas PMT dan PMS Bus 2 Phasa R Perbaikan hasil thermovision Bay Palur 1 pada terminal atas PMT dan PMS Bus 2 Phasa R Perbaikan hasil thermovision Bay Palur 1 & Bus 2 pada PMT fasa S terminal atas, PMS Bus 2 fasa S & T arah Bus 2 dan PMS line arah LA fasa S. Pemel. 1 thn Bay Mangkunegaran 1, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

11

GI Jajar

11/11/2009 08:33

11/11/2009 14:05

5.53

16

88.53

PO

Trafo.III-16 MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Perbaikan Minyak rembes pada Valve radiator dan radiator Trafo.3-16 MVA

12

GI Jajar

29/12/2009 08:13

29/12/2009 12:12

3.98

60

239.00

PO

Trafo. 1-60 MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Perbaikan thermovisi pada sepatu kabel 20 kV Trafo. 1-60 MVA phasa S suhu 90˚C

13

GI Jajar

31/03/2009 08:24

31/03/2009 14:00

5.6

PO

Bay Kopel 150kV, Busbar.1, 2 padam bergantian

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel. 1 thn bay Kopel, PMT, PMS, CT, CVT, Proteksi, Meter & Scadatel

14

GI Jajar

01/04/2009 08:14

01/04/2009 11:52

3.63

PO

Bus II padam

GARDU INDUK/BUSBAR

15

GI Jajar

16/04/2009 08:42

16/04/2009 11:30

2.8

MO

Bay Busbar B

GARDU INDUK/BUSBAR

Melanjutkan pemeliharaan 2 thn bay koppel Perbaikan hasil thermovision Bay Palur 1 & Bus 2 pada PMT fasa S terminal atas, PMS Bus 2 fasa S & T arah bus 2 dan PMS line arah LA fasa S

16

GI Jajar

13/05/2009 08:11

13/05/2009 10:37

2.43

MO

Bay busbar B

GARDU INDUK/BUSBAR

Perbaikan thermovisi klem konektor spacer dan T. klem pada bus II phasa R trafo III 16 MVA selisih suhu klem terhadap konduktor

17

GI Jajar

24/06/2009 09:16

24/06/2009 15:07

5.85

MO

Bay Busbar 2

GARDU INDUK/BUSBAR

Perbaikan thermovisi terminal PMS bus 2 arah PMT phasa R, 35 C Phasa S , 34 C

18

GI Jajar

16/01/2010 06:54

16/01/2010 10:51

3.95

PO

Pht. Jajar - Palur 2 & Pht. Palur - Sragen ( Pht. Jajar - Sragen )

BAY SUTT/SUTET/SKTT

19

GI Jajar

28/01/2010 08:47

28/01/2010 14:11

5.4

PO

pht. Jajar - Banyudono Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemindahan Jumper Emergency antara Pht Jajar - Palur 2 dgn Pht Palur - Sragen di Twr 01 Jumper ke arah Sragen dipindah ke arah Bay Sragen di GI. Palur. Perbaikan kelainan PMT 150kV gagal reclose

20

GI Jajar

02/02/2010 08:24

02/02/2010 11:51

3.45

MO

SUTT 150 kV Jajar Mangkunegaran 2 phasa S

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pelepasan CVT 150 kV Bay Mangkunegaran 2 phasa S

21

GI Jajar

08/02/2010 08:50

08/02/2010 14:50

6

PO

Pht. Jajar - Banyudono padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengaktifan Program Auto Reclose 2 phasa Pht. Jajar - Banyudono

22

GI Jajar

02/03/2010 08:30

02/03/2010 15:59

7.48

PO

Pht.Palur-Jajar 2 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel. 2 thn bay Palur 2, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

23

GI Jajar

02/03/2010 11:17

02/03/2010 13:29

2.2

MO

24

GI Jajar

10/03/2010 10:22

10/03/2010 11:43

1.35

MO

25

GI Jajar

29/03/2010 09:56

29/03/2010 12:23

2.45

MO

26

GI Jajar

15/04/2010 08:24

15/04/2010 13:39

5.25

27

GI Jajar

18/05/2010 09:23

18/05/2010 16:02

28

GI Jajar

19/05/2010 08:48

29

GI Jajar

30

Bus 2-150kV ( dilaks.bersamaan pek.terencana 2 Th. Bay PALUR.2 di kedua GI ).--> info P.Suratno.

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pek.darurat perb.Hot Spot Line Dropper di sisi Pms 150kV Bus 2 Bay PALUR 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perb.hasil thermovision pada fasa T Pmt 150 kV, suhu 95

SUTT 150kV JAJAR - MJNGO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Darurat, perbaikan konduktor rantas fasa T (bawah) antara T.38 - 39 ( Pht. JAJAR MJNGO crossing dgn Feeder 20kV BDN.8 pole 112-113) (fax.terlampir).

PO

Pht. Pedan - Jajar 2 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel. 2 thn Bay Pedan 2, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

6.65

PO

bay Mangkunegaran 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

19/05/2010 15:37

6.82

PO

Pht. Jajar - Palur 1 Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

20/05/2010 08:54

20/05/2010 09:07

0.22

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT

GI Jajar

04/08/2010 09:15

04/08/2010 12:27

3.2

PO

SKTT Jajar - Mangkunegaran 2 Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan SCADA, PMT 150kV Bay Mangkunegaran 2 gagal remote close

31

GI Jajar

10/08/2010 08:24

10/08/2010 14:42

6.3

PO

Pht. Banyudono- Jajar Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengukuran tangen delta CT 150kV Bay Banyudono

32

GI Jajar

13/08/2010 09:44

13/08/2010 13:43

3.98

PO

Pht Jajar - Mojosongo Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengukuran tangen delta dan tahanan isolasi CT 150kV Bay Mojosongo

33

GI Jajar

13/10/2010 08:22

13/10/2010 14:48

6.43

PO

Pht.Jajar-Mojosongo

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan kawat luka phasa R diantara Tower no.06 dan 07 Pht Jajar-Mojosongo

34

GI Jajar

PO

GI Jajar

2.3

PO

36

GI Jajar

21/10/2010 09:58 21/10/2010 12:17 02/11/2010 12:12

1.9

35

21/10/2010 08:04 21/10/2010 09:59 02/11/2010 08:11

4.02

PO

SKTT Jajar - Mangkunegaran 1 Padam SKTT Jajar - Mangkunegaran 2 Pmt dan Pms Pengapit bay Palur.1

BAY SUTT/SUTET/SKTT BAY SUTT/SUTET/SKTT BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan counter PMT 150kV Bay Mangkunegaran 1 Perbaikan counter PMT 150kV Bay Mangkunegaran 2 Pengujian Tangen Delta dan IP CT bay Palur.1

Mengatasi Gangguan SCADA PMT 150kV arah Mangkunegaran 2 Gagal Remote Close Pengawasan perbaikan kelainan SCADA PMT 150kV Bay Palur 1 gagal remote close Pengawasan perbaikan kelainan SCADA PMT 150kV Bay Palur 2 gagal remote close

37

GI Jajar

02/11/2010 12:13

02/11/2010 14:37

2.4

PO

Pmt dan Pms Pengapit bay Palur.2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

38

GI Jajar

09/02/2010 08:17

09/02/2010 14:41

6.4

60

39

GI Jajar

11/02/2010 08:19

11/02/2010 16:26

8.12

40

GI Jajar

12/02/2010 07:15

12/02/2010 09:02

41

GI Jajar

15/02/2010 08:11

42

GI Jajar

43 44

384.00

PO

Trafo 2-60 MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

16

129.87

PO

Trafo3-16 MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

1.78

60

107.00

PO

trafo 2-60 MVA padam

BAY TRAFO/IBT

15/02/2010 15:59

7.8

16

124.80

PO

Trafo.3-16MVA padam

BAY TRAFO/IBT

18/02/2010 07:51

18/02/2010 14:55

7.07

60

424.00

PO

Trafo 1-60 MVA padam

BAY TRAFO/IBT

GI Jajar

19/02/2010 08:10

19/02/2010 13:06

4.93

16

78.93

PO

150kv Bus 1 dan Trafo.316MVA

BAY TRAFO/IBT

Melepas Jumper dan mengembalikan konfigurasi Trafo 3-16MVA GI Jajar

GI Jajar

30/03/2010 08:52

30/03/2010 13:46

4.9

60

294.00

PO

Trafo.1-60 MVA Padam bers. Pek Prokitring

BAY TRAFO/IBT

Resetting Koordinasi Proteksi penyulang 20kV & Inc Trafo.1-60MVA

45

GI Jajar

31/03/2010 08:08

31/03/2010 11:37

3.48

60

209.00

PO


BAY TRAFO/IBT

Pemeriksaan dan perbaikan terjadinya kelainan suara pada Cubicle 20 kV JJR 03, JJR 05 & Busbar 20 kV pada Trafo 2-60 MVA

46

GI Jajar

11/08/2010 08:55

11/08/2010 13:21

4.43

16

70.93

PO

Trafo.3-16MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Pengukuran tangen delta dan tahanan isolasi CT 150kV Bay Trafo.3-16MVA

47

GI Jajar

13/08/2010 08:18

13/08/2010 13:49

5.52

60

331.00

PO

Bay Trafo.1-60MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Pengukuran tangen delta dan tahanan isolasi CT 150kV Bay Trafo.1-60MVA

48

GI Jajar

16/11/2010 08:09

16/11/2010 14:34

6.42

60

385.00

PO


BAY TRAFO/IBT

Scaning Proteksi Trafo 2-60 MVA dan Penyulang 20 kV serta penggantian Relay OCR/GFR Trafo 2-60 MVA di GI. Jajar

GI Jajar

19/11/2010 07:50

19/11/2010 10:10

BAY TRAFO/IBT

Darurat, u/ pengamanan pek.penggantian CT 20 kV phs R Feeder JJR.7 (diganti baru merk/type sama) ( permintaan via Email jam 07.11.->Roni APD)

49

2.33

60

140.00

MO

Pmt 20 kV incoming Trafo 2

Pengujian Tangen Delta dan IP CT bay Palur.2 Pemel. 2 thn trafo 2, Bay trafo 2, PMT, PMS, CT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel serta OLTC trafo 2-60 MVA Pemel. 2 thn trafo 3, Bay trafo 3, PMT, PMS, CT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel serta OLTC trafo 3-16 MVA Perbaikan minyak rembes pada bushing netral 150 kV trafo 2-60 MVA di GI. Jajar Penggantian PMT 150kV Trafo.3-16MVA phasa R Pemel. 2 thn trafo 1, Bay trafo 1, PMT, PMS, CT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel serta OLTC trafo 1-60 MVA

22/11/2010 15:56

7.35

16

117.60

60

299.00

PO

trafo.3-16MVA bebas tegangan

BAY TRAFO/IBT

Scaning Proteksi Trafo 3-16 MVA dan Penyulang 20 kV, penggantian Relay OCR/GFR & pengukuran tangen delta CT incoming Trafo 3-16 MVA di GI. Jajar

PO

Trafo 1 sisi 150 kV dan sisi 20 kV

BAY TRAFO/IBT

Penggantian Relay OCR & GFR Trafo 1

50

GI Jajar

22/11/2010 08:35

51

GI Jajar

09/12/2010 08:08

09/12/2010 13:07

4.98

52

GI Jajar

19/02/2010 08:10

19/02/2010 12:56

4.77

MO

Bay 150 kV Busbar 1

GARDU INDUK/BUSBAR

Melepas jumper dan mengembalikan konfigurasi Trafo 3 - 16 MVA

53

GI Jajar

05/03/2010 09:06

05/03/2010 14:09

5.05

MO

Bay 150 kV Busbar 2

GARDU INDUK/BUSBAR

Perbaikan hasil thermovision GI Jajar pada terminal PMT fasa R, PMS line fasa S & PMS bus 2 fasa T Bay Palur 1

54

GI Jajar

30/03/2010 10:31

30/03/2010 13:40

3.15

MO

Bay Trf.1 & Busbar 2-150kV

GARDU INDUK/BUSBAR

Darurat, perbaikan hasil thermovision T klem fasa T Pms Bus 2 dan Bushing 150 kV fasa R & T Trafo 1-60 MVA (bersamaan pekerjaan terencana Trafo 1)

55

GI Jajar

15/04/2010 10:11

15/04/2010 11:45

1.57

MO

Bay Busbar 1 & 2 Bergantian

GARDU INDUK/BUSBAR

57

GI Jajar

05/02/2011 10:01

05/02/2011 10:46

0.75

MO

Bay 150 kV PEDAN 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

58

GI Jajar

10/03/2011 07:51

10/03/2011 15:40

7.82

PO

Pht. Jajar - Mojosongo Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penebangan beberapa Pepohonan (ROW) di Tower 9 - 10

59

GI Jajar

05/04/2011 08:41

05/04/2011 14:03

5.37

PO

Pht.Palur-Jajar.1 padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel. 2 thn bay Palur.1, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

60

GI Jajar

17/05/2011 07:51

17/05/2011 14:05

6.23

PO

Pht. Jajar - Banyudono Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian LA bay GI. Banyudono

61

GI Jajar

03/07/2011 09:17

03/07/2011 10:18

1.02

PO

Jam 08 - 12 : Pht. Pedan I & Jam 12 - 16 : Pht. Pedan II Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian DFR dari BEN 500 diganti IDM Hathway

62

GI Jajar

03/07/2011 10:22

03/07/2011 11:15

0.88

MO

Pmt 150 kV PEDAN 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

63

GI Jajar

28/07/2011 09:06

28/07/2011 15:13

6.12

PO

SKTT. Jajar - Mangkunegaran 1 Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian DFR dari BEN 500 menjadi IDM Hathaway Pemeliharaan 2 tahunan bay Mangkunegaran : Pmt, Pms, CT, PT, LA, Meter & SCADATEL

Perbaikan hasil thermovision terminal bawah PMT phasa R,S,T, tereminal bawah PMS Bus 2 phasa R,S,T arah PMT Bay Pedan 2 Darurat pengecekan sehubungan muncul alarm Ann. Distance Protection in Operated.

64

GI Jajar

01/08/2011 10:12

01/08/2011 15:59

5.78

PO

bay Mojosongo Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penyambungan terminal arus CT dan tegangan PT bay Mojosongo ke DFR

65

GI Jajar

02/08/2011 09:30

02/08/2011 14:44

5.23

PO

bay Banyudono Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penyambungan terminal arus CT dan tegangan PT bay Banyudono ke DFR

66

GI Jajar

PO

Bay Palur 1 Padam

GI Jajar

08/08/2011 12:42 10/08/2011 14:00

4.08

67

08/08/2011 08:37 10/08/2011 07:58

6.03

PO

Bay Palur 2 Padam

68

GI Jajar

04/10/2011 09:52

04/10/2011 16:23

6.52

PO

Pht. Pedan - Jajar 1 Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengujian individu proteksi, telemetering, telesignaling, UTP, Syncro & fungsi PMT Bay Pedan 1 sebagai jalur outlet IBT

69

GI Jajar

05/10/2011 08:18

05/10/2011 12:18

4

PO

Pht. Pedan - Jajar 1 Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengujian individu proteksi, telemetering, telesignaling, UTP, Syncro & fungsi PMT Bay Pedan 1 sebagai jalur outlet IBT

70

GI Jajar

08/10/2011 08:36

08/10/2011 11:09

2.55

PO

Pht. Jajar - Banyudono Padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penyempurnaan posisi Isolator miring, dan prngerasan klem Jumper di Tower 31

71

GI Jajar

PO

Pht. Jajar - Pedan 1

GI Jajar

25/10/2011 13:37 21/11/2011 09:18

2.97

72

25/10/2011 10:39 21/11/2011 08:17

1.02

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT BAY SUTT/SUTET/SKTT

73

GI Jajar

20/01/2011 07:59

20/01/2011 12:51

Rekommissioning PMT 150kV Bay Pedan 1 Penggantian isolator gentri bay palur 1 phasa T Pemasangan Switch Suddent Pressure dan Resistor OLTC Trafo.1-60MVA GI Jajar

74

GI Jajar

75

GI Jajar

76

GI Jajar

04/12/2011 08:40 10/05/2011 08:07 10/05/2011 11:05

04/12/2011 13:09 10/05/2011 10:25 10/05/2011 13:19

78

GI Jajar

14/01/2012 05:28

79

GI Jajar

14/01/2012 05:28

BAY SUTT/SUTET/SKTT BAY SUTT/SUTET/SKTT

4.87

60

292.00

PO

Bay Trafo.1-60MVA

BAY TRAFO/IBT

4.48

16

71.73

PO

Trafo.3-16MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Kopel 150kV Bus Bur.1-150kV Padam Kopel 150kV dan Bus Bar 2 150kV Padam

GARDU INDUK/BUSBAR GARDU INDUK/BUSBAR

Wiring CT/PT ke DFR Pht Palur 1 Wiring CT/PT ke DFR Bay Palur 2

Pengujian dirana Trafo.3-16 MVA

2.3

PO

Pemel. 2 thn bay Bus 1-150kV PMS, CT

2.23

PO

14/01/2012 18:18

12.83

PO

SUTT Jajar - Mojosongo dan Jajar - Banyudono padam

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Peninggian tower no. 38 & 39 SUTT Jajar Banyudono

14/01/2012 18:18

12.83

PO

SUTT Jajar - Mojosongo dan Jajar - Banyudono padam siang hari

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Peninggian tower no. 38 & 39 SUTT Jajar Mojosongo

Pemel. 2 thn bay BusBar 2-150kV PMS, CT

GI Jajar

15/01/2012 06:08

15/01/2012 15:21

9.22

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT

Peninggian tower no. 38 & 39 SUTT Jajar Banyudono

GI Jajar

15/01/2012 06:15

15/01/2012 15:21

9.1

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT

Peninggian tower no. 38 & 39 SUTT Jajar Mojosongo

82

GI Jajar

16/01/2012 06:44

16/01/2012 16:22

9.63

MO

SUTT 150 kV Jajar Banyudono

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Darurat, pekerjaan penyelesaian penyempurnaan sagging, clamping, cross arm T.39 SUTT 150 kV Jajar - Banyudono

83

GI Jajar

16/01/2012 06:58

16/01/2012 16:21

9.38

MO

SUTT 150 kV Jajar Mojosongo

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Darurat, pekerjaan penyelesaian penyempurnaan sagging, clamping, cross arm T.39 SUTT 150 kV Jajar - Mojosongo

GI Jajar

17/01/2012 07:28

17/01/2012 09:42

SUTT 150 kV JAJAR-BDONO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Darurat, Melanjutkan Pekerjaan penyelesaian / penyempurnaan sagging, clamping, cross arm T.39 yang tertunda akibat hujan

85

GI Jajar

17/01/2012 07:32

17/01/2012 09:40

2.13

MO

SUTT 150 kV JAJAR-MJNGO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Darurat, Melanjutkan Pekerjaan penyelesaian / penyempurnaan sagging, clamping, cross arm T.39 yang tertunda akibat hujan

86

GI Jajar

25/09/2012 09:23

25/09/2012 14:51

5.47

PO

SUTT 150kV MOJOSONGO JAJAR

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemeliharaan Rutin 5 Tahunan SUTT Mojosongo - Jajar (T.01 - T.27)

87

GI Jajar

10/10/2012 08:02

10/10/2012 14:56

6.9

PO

SUTT 150 kV GONDANGREJO-JAJAR 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemeliharaan Rutin 5 Tahunan SUTT Gondangrejo - Jajar 1 (T.20 - T.32)

88

GI Jajar

11/10/2012 08:00

11/10/2012 13:19

5.32

PO

SUTT 150kV GONDANGREJO - JAJAR 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemeliharaan Rutin 5 Tahunan SUTT Gondangrejo - Jajar 2 (T.20 - T.32)

89

GI Jajar

04/12/2012 07:35

04/12/2012 12:11

4.6

PO

SUTT Jajar-Pedan 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian Isolator Flash di tower T.35 SUTT Jajar-Pedan 1

90

GI Jajar

06/12/2012 07:48

06/12/2012 10:32

2.73

PO

SUTT Jajar-Pedan 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian Isolator Flash di tower T.35 SUTT Jajar-Pedan 2

91

GI Jajar

24/01/2012 08:37

24/01/2012 15:45

7.13

PO

Trafo2 - 60 MVA Padam

BAY TRAFO/IBT

Pemelh 2 than Trafo2 - 60 MVA : Pmt, Pms, CT, PT, LA, Prot, Meter, SCADA saerta OLTC

80 81

84

2.23

MO

60

428.00

92

GI Jajar

06/02/2012 09:51

06/02/2012 16:32

6.68

16

106.93

PO


BAY TRAFO/IBT

Pemlh 2 than bay Trafo3 : Pmt, Pms, CT, PT, LA, Prot, Mtr & SCADATEL

93

GI Jajar

13/02/2012 09:32

13/02/2012 17:06

7.57

60

454.00

PO


BAY TRAFO/IBT

Pemlh 2 than Trafo1 - 60 MVA : Pmt, Pms, CT, LA, Prot, Metr, SCADATEL dan Ganti Minyak OLTC

94

GI Jajar

03/04/2013 08:26

03/04/2013 15:26

7.01

PO

SUTT JAJAR-GONDANGREJO 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel 2 Thn Bay Gondangrejo 1 pmt, pms, ct, cpt, la, prot,mtr & scada

95

GI Jajar

21/05/2013 08:05

21/05/2013 15:58

7.88

PO

SUTT MOJOSONGO-JAJAR

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel. 2 thn Bay Mojosongo, PMT, PMS, CT, CVT, LA, Proteksi, Meter & Scadatel

96

GI Jajar

21/05/2013 08:51

21/05/2013 13:40

4.82

PO

Busbar 2 padam

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemeliharan 2th PMS Bus 2 Bay Mojosongo

97

GI Jajar

28/05/2013 08:30

28/05/2013 15:26

6.93

PO

150kV KOPEL

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel. 2 thn bay Kopel, PMT, PMS, CT, CVT, Proteksi, Meter & Scadatel

98

GI Jajar

PO

150 kV BUSBAR B

GI Jajar

2.7

PO

busbar A Padam

100

GI Jajar

3

PO

busbar B Padam

101

GI Jajar

5.03

PO

Busbar 1 Padam

102

GI Jajar

28/05/2013 15:26 04/07/2013 11:02 04/07/2013 14:13 12/09/2013 13:29 12/09/2013 14:09

6.93

99

28/05/2013 08:30 04/07/2013 08:20 04/07/2013 11:13 12/09/2013 08:27 12/09/2013 13:29

0.67

PO

Busbar 2 Padam

24/09/2014 08:00

24/09/2014 14:24

6.4

PO

150&20kV Trafo.2-60MVA

BAY TRAFO/IBT

12/11/2014 08:30

12/11/2014 15:47

7.28

PO

Padam SUTT Jajar Pedan 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

17/11/2014 08:14

17/11/2014 15:45

7.52

PO

SKTT Jajar - Mangkunegaran 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

19/11/2014 08:28

19/11/2014 16:08

7.67

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT

103 104 105 106

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

60

384.00

GARDU INDUK/BUSBAR GARDU INDUK/BUSBAR GARDU INDUK/BUSBAR GARDU INDUK/BUSBAR GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel 2 Thn BUSBAR B Pemeliharaan 2th PMS busbar A bay Mangkunegaran 1 Pemeliharaan 2th PMS busbar B bay Mangkunegaran 1 Pemeliharaan 2 tahunan PMS Bus 1 Bay Pedan 1 Pemeliharaan 2 tahunan PMS Bus 2 Bay Pedan 1 Penggantian kabel power phs T core 4 (tindaklanjut gangguan Trafo.4-60MVA tgl 21/09/14) Pemel 2 Thn Bay Pedan 2 : Pmt, Pms, CT, CVT, LA, Prot, Meter Penggantian magnit kontaktor untuk kontrol dan indikasi Bay Mangkunegaran 1 di GI Jajar Penggantian magnit kontaktor untuk kontrol dan indikasi Bay Mangkunegaran 1 di GI Jajar

107 108

109

110 111 112 113 114

115

116 117

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

24/11/2014 08:54

24/11/2014 15:12

6.3

25/11/2014 08:01

25/11/2014 15:10

7.15

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT

PO


BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian magnit kontaktor untuk kontrol dan indikasi Bay Mangkunegaran 2 di GI Jajar Penggantian magnit kontaktor untuk kontrol dan indikasi Bay Mangkunegaran 2 di GI Jajar

MO

Inc 20 kV Trafo 3

BAY TRAFO/IBT

~Korektif, pengukuran urutan fasa sehub. Konsumen khusus (R1) ~ Pemindahan feeder JJR.1 dr Trafo 1 ke Trf 3 dan JJR.8 dri Trf 3 ke Trf 1 oleh APJ sehub pelanggan R1

3.88

MO

Bus 1 -150kV

GARDU INDUK/BUSBAR

Pekerjaan Pemasangan tranduser untuk arus Kopel GI JAJAR

03/12/2014 17:11

200.42

PO

Padam SUTT Jajar Mojosongo

BAY SUTT/SUTET/SKTT

10/12/2014 07:33

10/12/2014 15:26

7.88

PO

SUTT Jajar - Mojosongo

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian MK Bay Mojosongo Rekonfigurasi SUTT Jajar - Mojosongo untuk difungsikan sebagai SUTT Jajar Banyudono

10/12/2014 08:27

18/12/2014 16:54

200.45

PO

SUTT Jajar - Banyudono

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian kabel kontrol dan MK arah Banyudono di GI Jajar

13/12/2014 10:05

13/12/2014 11:32

1.45

MO

Bay Pedan 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Korektif Jajar - Pedan 2. perbaikan Hotspot PMT pole atas fs R 104^C Korektif sehub pengukuran hotspot tgl 1212-2014 hotspot di klem bushing netral 20 kv 116,33^C. Dilaks pembongkaran, pembersihan, pengencangan klem baut HAR OFF GI JJR BAY PHT 150kV MNGKNGRAN#1

05/11/2014 16:19

05/11/2014 16:35

0.27

06/11/2014 08:37

06/11/2014 12:30

25/11/2014 08:46

13/12/2014 08:12 16/06/2015 08:00

13/12/2014 09:07 16/06/2015 16:00

28/07/2015 07:42

28/07/2015 16:19

0.92 8 8.62

16

60

4.27

55.00

MO PO

Trafo 2 - 60 MVA Padam SKTT Jajar Mangkunegaran 1

BAY TRAFO/IBT BAY SUTT/SUTET/SKTT

PO

SUTT Palur - Gondangrejo 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pemel 2Thn bay Gondangrejo 1

118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

20/08/2015 07:38

20/08/2015 16:20

8.7

MO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengamanan pemasangan atap

10/09/2015 08:46

10/09/2015 15:43

6.95

PO

Padam SUTT Jajar - Pedan 1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

HAR PRO GI JAJAR BAY PHT 150kV PDAN#1

29/09/2015 09:04

29/09/2015 12:16

3.2

PO

SKTT JAJARMANGKUNEGARAN 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan Remote Control PMS Bus Bay Mangkunegaran 2

04/11/2015 08:03

04/11/2015 11:30

3.45

PO

SUTT JAJAR-BANYUDONO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengamanan pembongkaran antena & water torn oleh warga (row kritis)

16/11/2015 08:22

16/11/2015 10:45

2.38

PO

SKTT JAJARMANGKUNEGARAN#2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian CVT Phasa T

14/12/2015 08:04

14/12/2015 11:24

3.33

PO

Padam SUTT Jajar Banyudono

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Pengencangan & perbaikan klem PMS bus 1

21/12/2015 08:20

21/12/2015 11:11

2.85

MO

SUTT 150 kV JAJAR - MJNGO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan dan pengencangan klem PMS Bus#2 Bay Mjngo#2

23/06/2015 08:31

23/06/2015 17:12

8.68

60

521.00

PO

Padam Trafo#2 150/20kV

BAY TRAFO/IBT

Pengecatan Body Trafo 2

25/06/2015 07:46

25/06/2015 16:39

8.88

16

142.13

PO

150&20kV Trafo#3

BAY TRAFO/IBT

Pengecatan Body Trafo 3

15/12/2015 08:48

16/12/2015 02:58

18.17

60

1090.00

PO

150&20kV TRAFO#2

BAY TRAFO/IBT

Penggantian kabel power 20kV

16/06/2015 11:43

16/06/2015 14:16

2.55

PO

Padam Busbar A

GARDU INDUK/BUSBAR

Melayani Pemel PMS Bus A Bay Mangkunegaran 1

28/07/2015 09:28

28/07/2015 13:21

3.88

PO

BUSBAR A

GARDU INDUK/BUSBAR

Melayani Pemel 2Thn Bay Gondangrejo 1

28/07/2015 13:45

28/07/2015 15:38

1.88

PO

BUSBAR B

GARDU INDUK/BUSBAR

Melayani Pemel 2 Thn Bay Gondangrejo 1

131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

14/12/2015 08:36

14/12/2015 10:49

2.22

PO

Padam Bus A

GARDU INDUK/BUSBAR

Pengencangan & perbaikan klem PMS bus 1

08/01/2016 08:02

08/01/2016 12:50

4.8

PO

SUTT PEDAN-JAJAR#2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian relai OCR

11/01/2016 08:05

11/01/2016 15:35

7.5

PO

SUTT PEDAN-JAJAR#1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian relai OCR BAY PEDAN#1

13/01/2016 08:31

13/01/2016 10:53

2.37

PO

SUTT MOJOSONGO-JAJAR

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggant isolator flash T.35 fs T

14/01/2016 08:25

14/01/2016 12:36

4.18

PO

SKTT JAJARMANGKUNEGARAN#1

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Penggantian relai OCR

02/02/2016 07:55

02/02/2016 15:49

7.9

PO

Padam Trafo 1 150/20kV

BAY TRAFO/IBT

HAR OFF GI JAJAR BAY TRF#1 150/20kV

28/03/2016 07:55

28/03/2016 13:55

6

PO

Padam SUTT Jajar Mojosongo

BAY SUTT/SUTET/SKTT

HAR OFF GI JAJAR BAY PHT 150kV MJSONGO#2

28/03/2016 08:55

28/03/2016 11:20

2.42

PO

Padam Bus A

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel PMS Bus A Bay Mojosongo

28/03/2016 11:12

28/03/2016 12:20

1.13

PO

Padam Bus B

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel PMS Bus B Bay Mojosongo

06/04/2016 09:07

06/04/2016 10:34

1.45

MO

SUTT 150 kV JAJAR - MJNGO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perbaikan hotspot terminating Pms Line fasa S arah Pmt 103 oC

27/04/2016 07:41

27/04/2016 09:15

1.57

PO

Padam TRF#1 60MVA

BAY TRAFO/IBT

Perbaikan Hotspot di Bushing primer Ph. T = 63, beban 107 A

18/05/2016 08:12

18/05/2016 11:23

3.18

MO

SUTT 150 kV PEDAN - JAJAR 2

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Perb hotspot pd pms bus dan jumperan busbar

18/05/2016 11:29

18/05/2016 15:34

4.08

MO

SUTT 150 KV JAJAR - PEDAN 1 dan busbar 1 GI JAJAR

BAY SUTT/SUTET/SKTT

Korektif, perb hotspot pd pms bus dan jumperan busbar

60

60

474.00

94.00

144 145 146 147 148 149 150 151

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

24/05/2016 07:50

24/05/2016 15:46

7.93

PO

150&20kV TRAFO#2-60MVA

BAY TRAFO/IBT

HAR OFF GI JAJAR BAY TRF#2 150/20kV

18/05/2016 08:40

18/05/2016 13:29

4.82

MO

SUTT JAJAR - PEDAN 1 dan busbar 1 GI JAJAR

GARDU INDUK/BUSBAR


18/05/2016 13:49

18/05/2016 15:18

1.48

MO

Busbar 2 - 150 kV

GARDU INDUK/BUSBAR


23/05/2016 11:02

23/05/2016 12:13

1.18

PO

Padam Busbar A

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel PMS Bus A Bay Mangkunegaran#2

23/05/2016 12:30

23/05/2016 13:56

1.43

PO

Padam Busbar B

GARDU INDUK/BUSBAR

Pemel PMS Bus A Bay Mangkunegaran#2

24/05/2016 09:27

24/05/2016 10:49

1.37

PO

BUSBAR A

GARDU INDUK/BUSBAR

Melayani pemel 2Thn Bay Trafo#2

24/05/2016 10:51

24/05/2016 11:49

0.97

PO

BUSBAR B

GARDU INDUK/BUSBAR

Melayani Pemel 2Thn Bay Trafo#2

04/06/2016 07:59 26/07/2016 08:01

04/06/2016 12:14 26/07/2016 14:01

4.25 6

PO PO

SUTT BANYUDONO - JAJAR 150&20kV TRAFO#1-60MVA

26/07/2016 08:03

26/07/2016 12:02

3.98

PO

BUSBAR A

11/08/2016 08:06

11/08/2016 14:12

6.1

PO

SUTT JAJAR-MOJOSONGO

BAY SUTT/SUTET/SKTT

22/08/2016 08:27

22/08/2016 14:27

6

PO

150&20kV TRAFO#1-60MVA

BAY TRAFO/IBT

60

60

476.00

360.00

BAY SUTT/SUTET/SKTT BAY TRAFO/IBT

152

153 154 155

GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR GI 150KV JAJAR

60

360.00

GARDU INDUK/BUSBAR

Penggantian isolator Flashover di T.47 (tindaklanjut gangguan tgl 01 Jun 16) Perbaikan anomali Thermovisi PMS Bus 1 Phs T klem arah busbar (74◦C beban 190 Amp) ; PMS Bus 2 Phs R klem arah PMT (63◦C beban 179 Amp); PMS Bus 2 Phs S Klem arah busbar(60◦C beban 179 Amp); CT Phs S Klem arah PMT (61◦C beban 179 Amp) Melayani perbaikan anomali Bay Trafo#160MVA GI Jajar Perbaikan anomali konduktor putus 7 urat di clamp droper PMS Bus 1 phs T Perbaikan anomali hotspot bushing primer phs S dan pengujian lengkap trafo terkait assesmen withstand

156

GI 150KV JAJAR

11/08/2016 08:54

11/08/2016 13:01

4.12

PO

BUSBAR A

GARDU INDUK/BUSBAR

Melayani tindaklanjut anomali konduktor Bay Mjngo

Perbandingan Biaya Pemeliharaan Rutin dan Pemeliharaan Prediktif di Gardu Induk 150kV Jajar Surakarta.pdf

Recommend Documents