Berdasarkan RUPTL 2021-2030 terdapat rencana PLTB 2x11 MW pada sistem Timor yang direncanakan beroperasi pada tahun 2024. Analisa seperti simulasi aliran daya, kestabilan transien dan intermitensi output daya PLTB diperlukan untuk mengetahui seberapa besar dampak terhadap tegangan, frekuensi dan sudut rotor pembangkit yang ada pada sistem Timor. Metode penelitian untuk simulasi aliran daya dan kestabilan transien atas pemasangan PLTB 2x11 MW pada Sistem Timor dilakukan dengan software Digsilent. Berdasarkan hasil simulasi aliran daya, pemasangan PLTB 2x11 MW pada sistem Timor di gardu induk Nonohonis dan Kefamenanu dapat meningkatkan kualitas tegangan dan menurunkan losess baik pada sistem 70 maupun 150 kV. Sesuai dengan hasil simulasi kestabilan transien, nilai frekuensi pada sistem Timor masih memenuhi persyaratan grid code yaitu berada pada rentang 49,0 – 51,0 Hz. Hasil simulasi dampak intermitensi output daya PLTB dari 22 MW menjadi 21,9 MW dalam waktu 9 detik menunjukkan sistem Timor masih dalam kondisi stabil dengan nilai frekuensi terendah 49,999 Hz dan frekuensi tertinggi sebesar 50,00014 Hz. Kestabilan sudut rotor pembangkit yang ada pada sistem Timor ketika dilakukan simulasi kestabilan transien dan intermitensi output daya PLTB menunjukkan masih dalam kondisi seimbang.

Based on the RUPTL 2021-2030 there is a plan for a 2x11 MW wind power plant in the Timor system which is planned to operate in 2024. Analysis such as load flow simulation, transient stability and power output intermittent is needed to find out how big the impact on the voltage, frequency and rotor angle of the generator in the Timor system. The research method for simulating load flow and transient stability for the installation of a 2x11 MW wind power plant on the Timor System was carried out with Digsilent software. Based on the results of the load flow simulation, the installation of a 2x11 MW wind power plant in the Timor system at the Nonohonis and Kefamenanu substations can improve voltage quality and reduce losses in both the 70 and 150 kV systems. In accordance with the transient stability simulation results, the frequency value in the Timor system still meets the grid code requirements, which is in the range of 49.0 – 51.0 Hz. The simulation results of the intermittent impact of wind power output from 22 MW to 21.9 MW in 9 seconds show that the Timor system is still in a stable condition with the lowest frequency value is 49.999 Hz and the highest frequency value is 50.00014 Hz. The angular stability of the generator rotor in the Timor system when simulating the transient stability and intermittent power output of the wind power plant shows that it is still in a balanced condition.