ANALISIS KONTINGENSI GENERATOR PADA SISTEM TRANSMISI 500 KV JAWA BALI

Transkripsi

1 ANALISIS KONTINGENSI GENERATOR PADA SISTEM TRANSMISI 500 KV JAWA BALI Ulfa Aulia 1, Tiyono 2, Lesnanto Multa Putranto 3 Abstract Contingency Analysis of 500 kv Java-Bali transmission systems shews the characteristics of this system by giving attention to bus voltage, line loading and the availability of reserve. Contingency Performance Index calculation for generator was used to indicate how the generator outage affecting to line loading and bus voltage on the system afterwards. Multiple generator contingency simulation were done with sequence of generator outage based on a Contingency Performance Index ranking. The system was not feasible to operate on contingency conditions, because the N-1 contingency, the lowest bus voltage was pu at Pedan bus. However, in terms of reserves, the system was able to operate up to N-3 contingency with total power outage 1601 MW and the reserve on the MW. Load Shedding scheme performed on N-4 contingency, because swing bus was not able to supply the power demand of the system with frequency drop to 49.1 Hz. When the 814 MW was removed then the voltage on the system increased, line loading decreased, and the get the reserve back, it was MW. The 500 kv Java- Bali transmission system was not feasible to operate generator contingency conditions. Load shedding scheme was one of solution for system towards collapsing because of multiple generator contingency. Intisari Studi kontingensi pada sistem transmisi 500 kv Jawa Bali membantu dalam mempelajari karakteristik sistem terhadap lepasnya sejumlah generator dengan memperhatikan tegangan bus, pembebanan saluran dan ketersediaan cadangan berputar. Perhitungan Indeks Performa Kontingensi (IPK) Generator digunakan untuk menunjukkan seberapa besar pengaruh generator tersebut lepas terhadap pembebanan saluran dan tegangan bus pada sistem setelahnya. Selanjutnya dilakukan simulasi kontingensi jamak dengan pelepasan generator berurutan berdasarkan rangking IPK. Sistem tidak layak untuk beroperasi pada kondisi kontingensi. Karena pada kontingensi N-1, tegangan bus terendah adalah 0,939 pu pada bus Pedan. Namun dari segi cadangan, sistem mampu beroperasi hingga kontingensi N-3 dengan total daya lepas sebesar 1601 MW dan sisa cadangan pada sebesar 42,29 MW. Skema Pelepasan Beban dilakukan pada kontingensi N-4 karena sudah tidak mampu menyuplai permintaan daya dari sistem dengan penurunan frekuensi hingga 49,1 Hz. Beban 1 Mahasiswa, Jurusan Teknik Elektro dan Teknologi Informasi Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada, Jln. Grafika 2, Kampus UGM Yogyakrata INDONESIA (tlp: ; fax: ulfaulia@yahoo.co.id) 2, 3 Dosen, Jurusan Teknik Elektro dan Teknologi Informasi Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada, Jln. Grafika 2, Kampus UGM Yogyakarta 55281, INDONESIA (telp: ; fax: ; tiyono@te.ugm.ac.id ; lesnanto@ugm.ac.id dilepas sebesar 814 MW membuat tegangan pada sistem kembali naik, pembebanan saluran kembali turun, dan kembali memiliki cadangan berputar sebesar 286,46 MW. Operasi sistem transmisi 500 kv Jawa Bali tidak layak beroperasi pada kondisi kontingensi generator. Skema pelepasan beban menjadi solusi pada kondisi sistem menuju runtuh akibat kontingensi generator secara jamak. Kata kunci : Kontingensi Generator, Kontingensi Jamak, Aliran, Pelepasan Beban I. PENDAHULUAN Sistem Tenaga Listrik yakni sekumpulan Pusat Listrik dan Gardu Induk (Pusat Beban) yang satu sama lain dihubungkan oleh jaringan Transmisi, sehingga merupakan sebuah kesatuan interkoneksi[1]. Sistem tenaga listrik Jawa Bali sesuai RUPTL PT. PLN (Persero) , sebagian besar GITET 500 kv mengalami tegangan di bawah standar, demikian juga dengan GI 150 kv. Namun demikian masih terdapat banyak ruas transmisi 150 kv yang pembebannya telah melampaui kriteria keandalan N-1, terutama di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Pembebanan sebagian besar trafo IBT 500/150 kv telah sangat tinggi, yaitu mendekati 80%-100%, demikian pula halnya dengan pembebanan trafo 150/20 kv, sehingga peningkatan keandalan operasi sistem perlu untuk dilakukan dalam bentuk studi kasus untuk dibuat rencana operasi[2]. Salah satunya yakni dengan melakukan studi kontingensi untuk melihat karakteristik sistem tenaga listrik terhadap perubahan aliran daya akibat pembangkit atau transmisi yang mengalami gangguan. Analisis kontingensi adalah studi pelepasan elemen jaringan seperti saluran transmisi, trafo dan generator, dan hasilnya adalah efek yang ditimbulkan pasca kontingensi terhadap aliran daya dan tegangan bus pada sistem[3]. Analisis kontingensi akan melihat batasan-batasan seperti tegangan bus, pembebanan saluran, dan ketersediaan cadangan berputar. Selanjutnya rekomendasi-rekomendasi dan solusi akan disusun agar operasi sistem tetap berjalan baik saat terjadinya generator keluar dari sistem. II. TINJAUAN PUSTAKA DAN LANDASAN TEORI A. Aturan Jaringan Pada PERMEN ESDM No. 03 Tahun 2007 mengenai Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Jawa-Madura-Bali (Grid Code JaMaLi) menyatakan 100

2 Artikel Reguler bahwa tegangan yang dizinkan untuk saluran transmisi 500 kv adalah + 5% [4]. B. Kontingensi Analisis kontingensi adalah studi pelepasan elemen jaringan seperti saluran transmisi, trafo dan generator, dan hasilnya adalah efek yang ditimbulkan pasca kontingensi terhadap aliran daya dan tegangan bus pada sistem[3]. Penyebab terjadinya kontingensi generator antara lain adanya arus hubung singkat akibat gangguan dalam generator atau petir.gangguan lainnya bisa berupa beban lebih pada generator[5]. C. Indeks Performa Kontingensi Indeks Performa Kontingensi digunakan untuk mendapatkan nilai yang menunjukkan seberapa besar pengaruh generator tersebut lepas sehingga membuat sistem terganggu[3]. Indeks terendah menunjukkan bahwa generator lepas tidak mempengaruhi nilai parameter jaringan (tegangan bus, pembebanan saluran, dan ketersediaan cadangan berputar) dan indeks tertinggi untuk generator lepas sangat mempengaruhi nilai parameter jaringan. Perhitungan dilakukan melalui persamaan berikut. n i Limit) ij k nl IPK = w k ( i ij k nb k=1 + w k ( V k V k ) m k=1 (1) V k dengan, IPK = Indeks Performa Kontingensi wk = Faktor prioritas generator (0< wk.<1) nl = jumlah saluran i ij k = Arus yang mengalir pada saluran k (A) Limit i ij k = KHA penghantar pada saluran k (A) nb = jumlah bus n = positive integer m = positive integer V k = Magnitude tegangan di bus k (pu) V k = Tegangan referensi di bus k (1 pu) V k = Nilai selisih tegangan maksimal dan minimal (pu) Dengan hasil perhitungan, akan didapat urutan generator dengan indeks tertinggi hingga terendah. Setelah itu urutan tersebut digunakan sebagai dasar melepas generator pada simulasi Multiple Contingency. Dalam perhitungan, semua generator dianggap sama penting, sehingga faktor prioritas generator (wk) dalam menentukan nilai indeks-tegangan diatur 1 untuk semua generator. Nilai positive integer dapat ditentukan sesuai dengan berapapun yang diinginkan[3]. Variabel exponen yang besar akan menunjukkan indeks setiap generator dengan nilai yang signifikan antara saluran yang dapat menyebabakan sistem kritis dan saluran yang berdampak kecil terhadap sistem[3] D. Cadangan Berputar Cadangan berputar (Spinning Reserve) yakni besar kapasitas pembangkitan yang dibangkitkan dikurangi pembebanan dan rugi-rugi. Cadangan berputar harus selalu tersedia, agar apabila terjadi satu atau lebih unit pembangkit keluar dari sistem, atau penambahan beban yang besar secara serempak tidak menyebabkan penurunan frekuensi sistem terlalu jauh, sehingga jika satu unit keluar dari sistem, harus ada cukup cadangan di unit lain untuk menggantikan kerugian dalam jangka waktu yang ditentukan. Marjin Cadangan (kebutuhan minimum) harus tersedia setiap saat[6]: a. Cadangan berputar kapasitas unit pembangkit terbesar yang terhubung ke Sistem b. Cadangan berputar ditarnbah cadangan dingin dua unit pembangkit terbesar yang terhubung ke Sistem c. 'Cadangan berputar' ditambah 'cadangan dingin' ditambah 'cadangan jangka panjang' dua pembangkit terbesar yang terhubung ke sistem ditambah marjin keandalan. E. Pelepasan Beban Pelepasan Beban (Load Shedding) merupakan suatu bentuk tindakan pelepasan beban yang terjadi secara otomatis ataupun manual untuk pengamanan operasi unit-unit pembangkit dari kemungkinan terjadinya padam total (black out). Pelepasan beban secara otomatis dilakukan karena jumlah pasokan daya berkurang, Pelepasan beban secara otomatis dilakukan dengan cara mendeteksi frekuensi atau dengan melihat kondisi sumber daya pembangkit yang beroperasi tidak mencukupi kebutuhannya (kemampuan pembangkitan lebih kecil daripada jumlah beban). Pada penelitian ini, pelepasan beban dilakukan pada kondisi sistem sudah mulai runtuh. Skema pelepasan beban dilakukan berdasarkan rencana operasi PT.PLN(Persero) 2011 dengan indeks kekuatan sistem yaitu 696 MW/Hz[6]. III. METODE PENELITIAN A. Objek Penelitian Objek penelitian adalah sub sistem 500 kv Jawa Bali. Konfigurasi sub sistem 500 kv yang digunakan yakni komponen sistem yang telah aktif berdasarkan data PT. PLN (Persero) P3B Bidang Operasi Sistem tahun Pola aliran daya, tegangan bus, pmbebanan saluran, serta ketersediaan cadangan berputar, akan diteliti untuk setiap skenario kontingensi. Generator yang dilepas adalah generator dengan pembangkitan di atas 500 MW. Kontingensi generator pada awalnya dilakukan perhitungan Indeks Performa Kontingensi untuk masing-masing generator. Dari indeks tersebut generator diurutkan dari yang generator yang memiliki indeks paling tinggi ke rendah. Kontingensi dilakukan dengan 3 skenario. Skenario 1, yaitu kontingensi N-1 untuk generator lepas dengan indeks tertinggi. Skenario 2, yaitu simulasi kontingensi jamak dengan urutan pelepasan generator berdasarkan rangking Indeks Performa Kontingens. Skenario 3, yaitu melakukan skema Pelepasan Beban pada kondisi sistem menuju runtuh dengan batasan operasi sudah terlanggar. Dalam melakukan skema pelepasan beban, kekurangan daya yang harus disuplai oleh 101

3 dirubah menjadi penurunan frekuensi dengan persamaan berikut: f drop = 50 Hz P Swing Bus (MW) Indeks Kekuatan Sistem ( MW Hz ) (MW) (2) P SwingBus adalah selisih antara besar permintaan daya oleh sistem pada kondisi sistem menuju runtuh dengan kapasitas pembangkitan pada (MW) dengan frekuensi referensi yaitu 50 Hz. Setelah didapat berapa besar penurunan frekuensi sistem, kemudian mereferensi kepada tabel skema pelepasan beban pada rencana operasi sistem tenaga listrik PT. PLN (Persero). B. Diagram Alir Berikut urutan prosedur dalam melakukan penelitian ini direpresentasikan pada Gambar 1. Pada awal penelitian, dilakukan pengumpulan data yang didapat dari PT. PLN (Persero) P3B Jawa Bali. Kemudian dilakukan simulasi pada kondisi normal dan melepas 1 generator dengan pembangkitan di atas 500 MW. Periksa apakah batasan operasi ada yang terlanggar. Batasan operasi yang terlanggar adalah adanya tegangan bus di bawah standar Grid Code JaMaLi, pembebanan saluran yang melebihi Kemampuan Hantar Arus (KHA), dan kemampuan dalam menyuplai daya. Jika tidak, kembali melepas 1 generator dengan pembangkitan di atas 500 MW. Apabila sudah terlanggar, maka dilakukan analisis. waktu beban puncak yaitu pada 22 oktober 2013 pukul WIB.Simulasi menampilkan tegangan bus, pembebanan saluran, dan asumsi cadangan berputar. A. Perhitungan Indeks Performa Kontingensi TABEL I INDEKS PERFORMA KONTINGENSI GENERATOR Rangking Generator Pembangkitan Indeks (MW) Kontingensi 1 Suralaya , Suralaya , Suralaya , T.Jati , T.Jati , T.Jati , T.Jati , Tabel I adalah hasil perhitungan indeks performa kontingensi untuk tiap generator dengan pembangkitan di atas 500 MW. Generator dengan indeks tertinggi menunjukkan bahwa lepasnya generator tersebut akan sangat mempengaruhi tegangan bus dan pembebanan saluran pada sistem dan begitu pula sebaliknya untuk generator dengan indeks terendah. Selanjutnya rangking tersebut digunakan dalam simulasi kontingensi jamak dengan urutan lepasnya generator mengikuti rangking tersebut. B. Kontingensi N-1 Berikut nilai 5 tegangan bus terendah: BANDUNG SELATAN C. Pemodelan Sistem Gbr.1. Diagram alir penelitian Gbr.2. Sub Sistem 500 kv Jawa Bali Dari gambar 2, sistem dimodelkan secara matematis pada program Matlab dengan memasukkan parameterparameter jaringan seperti nilai pembangkitan, pembebanan, dan saluran. Sistem ini memiliki 31 saluran, 9 bus pembangkit, dan 17 bus beban. IV. HASIL DAN PEMBAHASAN Pada bab ini akan dipaparkan hasil perhitungan indeks performa kontingensi dan simulasi aliran daya pada kondisi kontingensi tunggal, kontingensi jamak, dan skema pelepasan beban. Sistem disimulasikan 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 N-1 0,96 0,97 Normal 0,98 0,99 Gbr.3. 5 Tegangan Bus Terendah Gambar 3 adalah kondisi 5 tegangan terendah paska kontingensi N-1 dengan lepasnya generator Suralaya unit 6 dengan pembangkitan sebesar 529 MW. Terdapat bus dengan tegangan terendah pada kondisi normal yakni bus Pedan dengan 0,959 pu sedangkan pada kondisi kontingensi N-1, bus Pedan turun secara signifikan menjadi 0,939 pu, sehingga bus tersebut tetap menjadi bus dengan tegangan terendah. Pada kondisi kontingensi N-1 sistem memiliki nilai tegangan terendah 0,939 pu, sehingga dinyatakan tidak aman sesuai pada Grid Code JaMaLi. Berikut nilai 5 pembebanan tertinggi pada sistem. NEW SURALAYA SURALAYA NEW PAITON TANJUNG JATI CIRATA SAGULING 0,00% 20,00% 40,00% 60,00% 80,00%100,00% N-1 Normal Gbr.4. 5 Pembebanan Tertinggi 102

4 Pembebanan Artikel Reguler Pada kondisi kontingensi N-1, hampir di setiap saluran mengalami kenaikan pembebanan. Untuk pembebanan tertinggi kondisi normal dan kondisi kontingensi N-1 yakni sama, yaitu pada saluran Cirata menuju Saguling dengan 85,46 % (normal) dan 86,35% (N-1). Pada kondisi kontingensi N-1 sistem memiliki nilai pembebanan maksimal 86,35 %, sehingga dari segi pembebanan saluran, kontingensi N-1 layak karena belum melampaui KHA saluran. Berikut asumsi kapasitas : TABEL II ASUMSI KAPASITAS SWING BUS Normal N-1 Kapasitas 4792,8 4792,8 dibangkitkan 2925, , Cadangan 1867, , Dari tabel di atas dapat diketahui bahwa ketersediaan cadangan berputar pada bus Paiton sebagai Swing Bus masih cukup untuk memikul lepasnya daya pada generator Suralaya unit 6.Dari segi ketersediaan cadangan berputar, Kontingensi N-1 layak. C. Kontingensi Jamak BANDUNG SELATAN 0,850 0,900 0,950 1,000 N-3 N-2 N-1 Normal Gbr.5. 5 Tegangan Bus Pada Kondisi Kontingensi Jamak. Dari hasil simulasi dapat disimpulkan bahwa, pada kontingensi N-1 tegangan terendah pada sistem sudah mencapai 0,939 pu pada bus Pedan dan melanggar batasan operasi sistem tenaga listrik. Pada Kontingensi N-2 hingga N-3, tegangan bus terus turun hingga0,897 pu pada bus Pedan. Sedangkan pada gambar 6, hasil simulasi menunjukkan bahwa pembebanan saluran terus naik seiring lepasnya generator. Sistem mampu beroperasi hingga lebih dari kontingensi N-6 karena pada kontingensi N-6, pembebanan saluran belum melampaui KHA penghantar. Pembebanan tertinggi terjadi pada saluran Cirata menuju Saguling. 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Kontingensi N- CIRATA SAGULING PITON GRATI SBBRAT PITON GRATI Gbr.6.Nilai Pembebanan SaluranPada Kondisi Kontingensi Jamak. TABEL III NILAI PEMBEBANAN SALURAN PADA KONDISI KONTINGENSI JAMAK Normal N-1 N-2 N-3 N-4 Kapasitas 4792,8 dibangkitkan 2925, , , , ,43 Cadangan 1867, ,54 645,50 42,29-673,63 Dari hasil di atas dapat disimpulkan bahwa sistem hanya mampu beroperasi hingga kontingensi N-3. D. Skema Pelepasan Beban Pada sub bab ini akan dilihat skema pelepasan beban pada kontingensi N-4 ketika Swing Bus sudah tidak mampu memikul beban dari lepasnya 3 generator di atas 500 MW pada sistem. Dengan indeks kekuatan sistem Jawa Bali yaitu 696 MW/Hz, maka akan dikenakan pelepasan beban tahap 1 dan skema A yaitu skema pelepasan beban pada frekuensi turun hingga 49,0 Hz. Simulasi dilakukan dengan skema pelepasan beban oleh Rencana Operasi Sistem Tenaga Listrik Jawa Bali PT.PLN (Persero) P3B Jawa Bali pada pelepasan beban tahap 1 dan Skema A sebagai berikut. Tahap/Ske ma TABEL IV SKEMA LOAD SHEDDING OLEH PT.PLN(PERSERO)[6] Settin g UFR (Hz) RJK B RJB R RJT D RJT B TOTA L Keterangan Tahap 1 49, Seketika Skema A 49, Tunda 7 Menit Jumlah Dari tabel di atas, maka beban yang dilepas yakni pada bus berikut. TABEL V BUS YANG DILEPAS PADA SKEMA LOAD SHEDDING BUS Tahap 1 Skema (MW) A (MW) SURALAYA 41 CILEGON GRESIK 188 Jumlah TOTAL

5 Dengan menyimulasikan skema pelepasan beban, didapat hasil sebagai berikut: BANDUNG SELATAN 0,840 0,860 0,880 0,900 0,920 0,940 0,960 N-4 + LS Tahap 1 + LS Skema A N-4 + LS Tahap 1 N-4 Gbr.7.Nilai Tegangan Paska Pelepasan Beban Tegangan bus terendah pada kontingensi N-4 yakni bus Pedan dengan 0,884 pu. Setelah dilakukan pelepasan beban Tahap 1, tegangan bus naik namun melanggar batasan operasi. Kemudian ditambah dengan Skema A, tegangan bus naik menjadi lebih tinggi dari sebelumnya, namun masih melanggar batasan operasi dengan tegangan bus terendah, yaitu bus Pedan 0,925 pu. Nilai Pembebanan Paska Pelepasan Beban dapat dilihat pada Gambar 8. TANJUNG JATI UNGARAN GRATI SBBRAT PITON GRATI PITON CIRATA SAGULING Gbr.8. Nilai Pembebanan Paska Pelepasan Beban Pembebanan saluran tertinggi pada kontingensi N-4 yakni saluran Cirata menuju Saguling dengan 88,20 %. Dengan dilakukannya skema pelepasan beban Tahap 1, hampir semua pembebanan saluran turun. Dengan penambahan Skema A, Pembebanan saluran semakin turun yang kemudian pembebanan saluran tertinggi pada saluran Cirata menuju Saguling menjadi 87,29 %. TABEL VI ASUMSI KAPASITAS SWING BUSPASKA PELEPASAN BEBAN N-4 0,00% 20,00%40,00%60,00%80,00%100,00% N-4 + LS Tahap 1 + LS Skema A N-4 + LS Tahap 1 N-4 N-4 dengan Load Shedding Tahap 1 N-4 dengan Load Shedding Tahap 1 + Skema A Kapasitas 4792,8 dibangkitkan 5466, , ,33 Cadangan -673,63-159,21 286,46 Pada kontingensi N-4, Swing Bus harus mensuplai daya sebesar 5.466,43 MW sedangkan kapasitas hanya 4.792,8 MW. Dengan turunnya frekuensi sistem menjadi 49,1 Hz, Sistem melepas beban pada skenario pelepasan beban Tahap 1 secara seketika. Namun Swing Bus tetap belum mampu menyuplai kekurangan daya pada sistem yang selanjutnya dilakukan skenario pelepasan beban Skema A dengan tunda waktu 7 menit. Setelah pelepasan beban Tahap 1 + Skema A dilakukan, barulah Swing Bus mampu menyuplai daya kepada sistem dan memiliki cadangan berputar. IV. KESIMPULAN 1. Sistem Tenaga Listrik Jawa Bali tidak layak beroperasi pada kondisi kontingensi generator karena pada kontingensi N-1, tegangan bus terendah berada pada bus Pedan dengan 0,939 pu. 2. Indeks Performa Kontingensi membantu dalam menganalisis generator yang lepasnya akan sangat mempengaruhi operasi Sistem Tenaga Listrik. 3. Pada kondisi kontingensi N-1. a. Tegangan bus terlanggar sesuai pada Grid Code (Tegangan SUTET + 5%). b. Pembebanan saluran tidak melanggar KHA penghantar. c. Masih tersedia cadangan berputar sebesar1247,54 MW. 4. Pada kondisis kontingensi jamak. a. Tegangan bus terlanggar pada kontingensi N-1 sesuai pada Grid Code (Teganga SUTET + 5%). b. Pembebanan saluran belum melanggar KHA penghantar hingga lebihdari kontingensi N-6. c. Tersedia cadangan hingga kontingensi N-3 dengan cadangan sebesar 42,29 MW. d. Sesuai dengan Indeks Kekuatan Sistem (696 MW/Hz), pada kontingensi N-4, frekuensi sitem turun hingga 49,1 Hz. 5. Pada kontingensi N-4, dan dilakukan skema Load Shedding tahap 1 dan skema A sesuai PT.PLN (Persero) P3B Jawa Bali untuk frekuensi turun hingga 49,1 Hz. Hal ini akan membuat, a. Tegangan bus naik. b. Pembebanan Saluran Turun. c. Cadangan berputar kembali tersedia sebesar 286,46 MW. REFERENSI [1] Marsudi, Djiteng Operasi Sistem Tenaga Listrik. Yogyakarta : Graha Ilmu. [2] PT.PLN (Persero) Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Jakarta : PT.PLN (Persero). [3] Wood, Alen J Power Generation, Operation, and Control. New York: JOHN WILEY & SONS, INC. [4] Kementrian ESDM Peraturan Menteri Energi Dan Sumber Mineral Nomor 03 Tahun 2007 Tentang Aturan Jaringan Sistem Tenaga Pelepasan bebanistrik Jawa- Madura-Bali. Jakarta : Kementrian ESDM. [5] Marsudi, Djiteng Pembangkit Energi Listrik. Jakarta : Erlangga. [6] PT.PLN (Persero) Rencana Operasi Sistem Tenaga Listrik Jawa Bali Jakarta : PT.PLN (Persero). 104