Kajian Potensi Kerugian Akibat Penggunaan BBM pada PLTG dan PLTGU di Sistem Jawa Bali

Transkripsi

1 Seminar Final Project Power System Engineering Majoring of Electrical Engineering Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya Kajian Potensi Kerugian Akibat Penggunaan BBM pada PLTG dan PLTGU di Sistem Jawa Bali Pembimbing : Dr. Eng. Rony Seto Wibowo, ST., MT. Dr. Ir. Soedibyo, M.MT. Teknik Sistem Tenaga Listrik, Jurusan Teknik Elektro ITS

2 Hal-hal yang menjadi latar belakang penulisan Tugas Akhir ini sebagai berikut : i Hasil Simulasi 1. Penggunaan Bahan Bakar Minyak (BBM) dalam pengoperasian pembangkit listrik menimbulkan kerugian dari sisi biaya operasi. 2. Hal yang menjadi alasan BBM masih dipakai pada pembangkit listrik ialah karena pembangkit-pembangkit PLN kekurangan cadangan gas bumi untuk operasional pembangkit, meskipun gas alam di Indonesia masih sangat potensial, namun pemanfaatan di dalam negeri masih minimal, dikarenakan lebih dari 50% gas bumi dikhususkan untuk kebutuhan ekspor. Hal ini menjadi sorotan pemerintah bahwa penggunaan BBM pada pembangkit harus dibatasi dan penggunaan gas bumi harus dimaksimalkan. 3. Keterbatasan stok gas pada pipa saluran gas yang tersambung pada pembangkit listrik menyebabkan BBM masih dipakai di PLTG dan PLTGU untuk memikul beban puncak.

3 Tujuan Tujuan yang ingin dicapai pada Tugas Akhir ini adalah Mengetahui seberapa besar dampak kerugian penggunaan BBM pada pembangkit listrik khususnya PLTG dan PLTGU yang terhubung di sistem 500 kv dengan cara menghitung biaya operasional tahunan memakai metode Quadratic Programming (QP). Hasil Simulasi

4 Data Input yang digunakan adalah data bus dan data saluran pada sistem interkoneksi Jawa Bali 500 kv yang terdiri dari 25 bus, 30 saluran, dan 8 unit pembangkit yang terdiri enam pembangkit thermal dan dua pembangkit hydro. PLTA diasumsikan telah dioptimalkan terpisah dengan pembangkit thermal. Kondisi sistem selalu dalam keadaan stabil (normal) dan tidak memperhitungkan apabila terjadi gangguan. Data yang digunakan adalah data P3B tahun 2012 dan data stastitik PLN tahun 2012 Beban harian dinamis selama 24 jam dan beban mingguan mengikuti kurva beban dalam 4 layer. Semua pembangkit diasumsikan selalu dalam keadaan menyala Hasil Simulasi

5 Karakteristik Input Output Pembangkit Thermal Hal yang paling mendasar dalam operasi ekonomis adalah membuat karakteristik input-output dari unit pembangkit thermal. Pengertian dari karakteristik input-output pembangkit itu sendiri adalah formula yang menyatukan hubungan antara input pembangkit sebagai suatu fungsi dari output suatu pembangkit Turbin Generator Ke Jala-jala Boiler Gross Net Pemakaian Sendiri Auxilary System Hasil Simulasi Gambar Pemodelan boiler-turbin-generator pada pembangkit thermal

6 Pusat Listrik Tenaga Gas Bahan Bakar Pengabut Udara Gas Buang Energi Listrik Ruang Bakar Kompresor POROS Turbin Generator Hasil Simulasi

7 Pusat Listrik Tenaga Gas Uap GENERATOR GENERATOR GENERATOR POROS POROS POROS Turbin Gas Turbin Gas Turbin Gas Ketel Uap Ketel Uap Ketel Uap Gas Buang Gas Buang Gas Buang Hasil Simulasi UAP AIR AIR Kondensor UAP Turbin UAP Header Uap Header Air POROS GENERATOR POMPA Air Laut

8 Dynamic Optimal Power Flow Dynamic Optimal Power Flow merupakan pengembangan dari OPF Arus Searah yang digunakan untuk melakukan penjadwalan pembangkit dengan beban bersifat dinamis. Beban dinamis dalam tugas akhir ini diasumsikan sebagai beban yang bervariasi dengan perubahan yang terjadi dalam selang waktu 1 jam. Dalam permasalahan realtime, pembangkitan generator harus disesuaikan dengan perubahan beban. Di sisi lain perubahan daya pembangkitan generator harus dijaga pada batas tertentu yang disebut dengan ramp rate, hal ini berfungsi untuk menjaga life time dari pembangkit dan peralatan pendukung pembangkit. Cost function dari unit Generator ke-i pada level waktu ke-t dimodelkan dengan persamaan : FF ii tt (PP ii tt ) = aa ii PP ii tt 2 + bb ii PP ii tt + cc ii Hasil Simulasi

9 Dynamic Optimal Power Flow Lanjutan Fungsi biaya tersebut diminimalkan melalui batasan-batasan berikut : Equality constaint Inequality constaint Quadratic programming (QP) merupakan metode yang digunakan untuk menyelesaikan masalah optimasi dari fungsi objektif berupa persamaan kuadrat dengan constraints linear. Batasan linear digunakan untuk membatasi nilai variabel yang dioptimasi. Sesuai constraints linier : Hasil Simulasi

10 Flowchart Penyelesaian TA Hasil Simulasi

11 ` Data Single Line Sistem 500 kv ` Suralaya Cibinong Bekasi Cirata 2 Cilegon Gandul Cibatu 6 24 Balaraja Kembangan 3 18 Depok Muaratawar 8 19 Cawang Tasikmalaya Mandiracan 13 Pedan 20 Sistem Jawa Bali 500 kv terdiri dari 25 Bus dengan 30 saluran dan 8 pembangkit. Diantara 8 pembangkit tersebut ada 2 pembangkit listrik tenaga air. 11 Saguling 12 Bandung Selatan Ungaran 14 Kediri 21 Hasil Simulasi Ngimbang Surabaya Barat 15 Tanjung Jati Paiton Gresik Grati

12 Data Beban Sistem Jawa Bali 500 kv Hasil Simulasi No Bus Nama Bus Type Bus P (MW) Beban Q (MVar) 1 Suralaya Slack Cilegon Load Kembangan Load Gandul Load Cibinong Load Cawang Load Bekasi Load MuaraTawar Generator Cibatu Load Cirata Generator Saguling Generator Bandung Load Selatan 13 Mandiracan Load Ungaran Load Tanjung Jati Generator Surabaya Load barat 17 Gresik Generator Depok Load Tasik Malaya Load Pedan Load Kediri Load Paiton Generator Grati Generator Balaraja Load Ngimbang Load Sistem pembangkit 500 kv terdiri dari beberapa bus yang memiliki data beban berbeda pada masing masing busnya. Data ini digunakan untuk menentukan kurva beban sistem jawa bali 500 kv.

13 Jumlah Unit Pembangkit Sistem Jawa Bali 500 kv Data jumlah unit pembangkit dan penggunaan bahan bakar tahun 2012 diberikan pada gambar sebagai berikut : Daya Mampu Netto (MW) PLTU PLTG PLTGU PLTA Penggunaan Bahan Bakar pada Unit Pembangkit yang terhubung di Sistem Jawa Bali 500 kv 29% 43% Batubara pada PLTU GAS pada PLTU Hasil Simulasi 17% 11% GAS/HSD pada PLTG dan PLTGU AIR pada PLTA

14 Kurva Beban Harian dalam Setahun Hasil Simulasi Pada tugas akhir ini dibutuhkan data beban selama 1 tahun. Data beban diolah agar didapat beban harian dalam setahun. Beban tersebut kemudian dibagi dalam 4 layer, yakni data beban senin sampai kamis, data beban jumat, data beban sabtu, dan data beban minggu.

15 Hasil Simulasi dan Analisis Pada Bagian Ini akan dijelaskan Hasil Simulasi

16 Hasil Simulasi Menentukan Fungsi Biaya pembangkit Muara Tawar Batasan daya dan koefisien biaya pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3 Koefisien biaya Daya Heatrate pembangkit (kcal/h) (MW) (kcal/mwh) (kcal/h) ap^2+bp+c Pmin a= -1869, Pmax b= ,7375 c= ,885 Batasan daya dan koefisien biaya pembangkit PLTGU Muara Tawar blok 1 Koefisien biaya Daya Heatrate pembangkit (kcal/h) (MW) (kcal/mwh) (kcal/h) ap^2+bp+c Pmin a= 1583, Pmax b= ,3781 c= ,67

17 Hasil Simulasi Menentukan Fungsi Biaya pembangkit Muara Tawar Lanjutan Harga bahan bakar pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3 dan PLTGU Muara Tawar Blok 1 Pemakaian gas Harga Gas (Rp/MMBTU) Kandungan kalori (kcal/mmbtu) Harga (Rp/kcal) , ,274 Harga bahan bakar pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3 dan PLTGU Muara Tawar Blok 1 Pemakaian HSD Harga HSD (Rp/Liter) Kandungan kalori (kcal/liter) Harga (Rp/kcal) , ,4546 kemudian menentukan karakteristik input-output dalam R/h : FF PPPPPPPPPP bbbbbbbb 1 pppppppppppppppppp gggggg = HH ii = 434, P ,18533P Rp/h FF PPPPPPPPPP bbbbbbbb 1 pppppppppppppppppp HHHHHH = HH ii = 2303, P ,5743P ,8 Rp/h

18 Tahunan Hasil Simulasi , 17% Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Senin-Kamis , 6% , 19% , 58% Batubara Untuk menentukan energi, maka dibutuhkan daya generation pada masing-masing layer. Setelah diketahui daya generation yang disimulasikan pada DOPF, maka dihitung energi berdasarkan bahan baku primer pada pembangkit listrik yang terhubung di sistem 500 kv. Selanjutnya dicari energi tahunan. Energi tahunan dapat dirumuskan pada persamaan 1 dan 2. Energi Mingguan = 4 x energi hari senin-kamis (1) Energi Tahunan = Energi mingguan x 52 minggu (2) Gas Gas/HSD Air

19 Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gas dan HSD Kurva disamping menggambarkan simulasi biaya dengan beban yang tampak pada kurva beban seninkamis. Hasil Simulasi

20 Perbandingan Biaya Operasi menggunakan bahan bakar Gas dan HSD Hasil Simulasi Jam Biaya operasi hari senin - kamis Penggunaan Gas Penggunaan HSD Selisih 1 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 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 Total Rp Rp Rp Tabel disamping menggambarkan perbandingan biaya operasi pada saat PLTG dan PLTGU menggunakan bahan bakar gas dan biaya operasi saat menggunakan bahan bakar HSD

21 Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gabungan Hasil Simulasi Jam Biaya Operasi hari Senin-Kamis Penggunaan Bahan Bakar Gabungan 1 Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Rp Total Rp Penggunaan bahan bakar gabungan ini dimaksudkan untuk meminimalkan biaya pembangkitan saat terjadi keterbatasan gas dan dengan pemakaian gabungan diharapkan bisa mengurangi kerugian pemakaian bahan bakar minyak.

22 Perhitungan Biaya operasi tahunan penggunaan Bahan Bakar Gas, HSD dan Gabungan Hasil Simulasi GAS Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Senin-kamis Rp Rp Jumat Rp Rp Sabtu Rp Rp Minggu Rp Rp Total Rp Rp HSD Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Senin-kamis Rp Rp Jumat Rp Rp Sabtu Rp Rp Minggu Rp Rp Total Rp Rp Gabungan Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Senin-kamis Rp Rp Jumat Rp Rp Sabtu Rp Rp Minggu Rp Rp Total Rp Rp

23 Hasil Simulasi GAS HSD Gabungan Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Rp Rp Rp Rp Rp Rp Tabel disamping adalah Biaya Tahunan penggunaan gas, HSD, dan Gabungan.. Hasil Simulasi Total Biaya Setahun PLTA Rp PLTG Rp PLTGU Rp PLTU Rp Total Rp Jika biaya operasi berdasar data statistik PLN, maka dapat dilihat pada tabel disamping. Pada data tersebut terinci biaya total operasi pembangkitan PLN yang terhubung 150 kv dan 500 kv di seluruh Indonesia pada pemakaian bahan bakar batubara, gas dan hsd adalah sekitar Rp

24 Hasil Simulasi Dari hasil simulasi dapat disimpulakan bahwa penggunaan HSD sebagai bahan bakar pembangkit lebih mahal daripada penggunaan Gas. Akan tetapi penggunaan bahan bakar gabungan dalam sehari dapat mengurangi kerugian yang besar jika pemakaian HSD dalam sehari. Dari hasil simulasi Penggunaan gas dalam setahun adalah Rp , sedangkan penggunaan HSD dalam setahun adalah Rp Perbedaan yang sampai lebih dari 2 kali lipat ini sangat menimbulkan kerugian di sisi biaya operasi pembangkitan. Penggunaan software Matlab dan program program Matpower sangat membantu dalam melakukan simulasi biaya operasi unit pembangkit serta biaya harian dalam setahun, sehingga perkiraan biaya operasi pembangkit mudah di ketahui. Program dynamic optimal power flow dengan quadratic programming dapat melakukan perhitungan biaya operasi pembangkitan dalam rentang waktu tertentu tanpa melanggar batasan saluran dan parameter ramp rate dari masing-masing unit pembangkit.

25

26 LAMPIRAN History 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion Dari Bus Ke Bus R (pu) X (pu) B (pu) Pada sistem pembangkitan Jawa Bali 500 kv, terdapat data saluran yang dibutuhkan untuk menentukan biaya operasi pembangkit tenaga listrik. Data tiap saluran dalam sistem Jawa bali 500 kv diberikan pada gambar disamping.

27 LAMPIRAN History 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter AVR 6. Conclucion. Rotating rectifier 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System

28 LAMPIRAN History 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion

29 LAMPIRAN History 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Jumat Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System ; 17% ; 19% ; 58% Batubara Gas 6. Conclucion Gas/HSD Air ; 6%

30 LAMPIRAN History 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Sabtu Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion ; 16% ; 20% ; 58% Batubara Gas Gas/HSD Air ; 6%

31 LAMPIRAN History 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Minggu Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion ; 16% ; 22% ; 57% Batubara Gas Gas/HSD Air ; 5%