OPTIMASI UNIT PEMBANGKIT LISTRIK DENGAN PENAMBAHAN PASOKAN GAS DAN PEMANFAATAN PEMBANGKIT PLTU BATUBARA DI SISTEM JAWA BALI

Transkripsi

1 OPTIMASI UNIT PEMBANGKIT LISTRIK DENGAN PENAMBAHAN PASOKAN GAS DAN PEMANFAATAN PEMBANGKIT PLTU BATUBARA DI SISTEM JAWA BALI RETNO HANDAYANI SLAYA CLGON BLRJA KMBNG TMBUN CWANG MRTW R DEPOK BKASI GNDUL CIBNG CBATU CRATA SGLNG CRBO N JAWA TJATI MADURA BDSLN TSMYA RWAL O UNGA R NGBN G SBBRT GRSIK SBLTN KLTEN KDBR U GRATI PITON BALI Dosen Pembimbing : Prof.Ir Suparno. MSIE. Ph.D

2 Latar Belakang a. PERUMUSAN MASALAH Bagaimana mengoptimalkan alokasi energy dengan penambahan PLTU batubara dan penambahan pasokan gas yang sama sama sebagai base load, sehingga dapat meminimalkan biaya produksi. b. TUJUAN PENELITIAN Menentukan biaya bahan bakar yang minimal dengan cara mengoptimalkan alokasi energy dengan penambahan PLTU batubara dan penambahan pasokan gas yang sama sama sebagai base load.

3 c. MANFAAT PENELITIAN menurunkan biaya produksi pembangkit listrik karena pemakaian bahan bakar minyak yang diakibatkan oleh kenaikan harga BBM. d. BATASAN Penelitian dilakukan di PT PLN P3B yaitu instansi transmisi PT PLN Rencana kebutuhan energi listrik di Jawa Bali tahun 2010

4 e. ASUMSI Tidak ada kendala pasokan gas maupun batubara PLTU batubara yang baru, dapat beroperasi sesuai rencana (tahun 2010) Tidak ada kendala transmisi Data performance mesin pembangkit sesuai data komisioning. Pertumbuhan energi listrik 5 %

5 TINJAUAN PUSTAKA a. Pola operasi pembangkit Waduk HSD MFO Batubara Gas Geotermal ROR

6 Kurva Biaya Bahan Bakar sebagai Fungsi Beban

7 b. Perencanaan Operasi Pembangkit Perkiraan Beban Metode Koefisien t11 = adalah koefisien minggu pertama p11 = adalah beban puncak minggu pertama pada tahun pertama p1max = adalah beban tetinggi pada periode tahun pertama

8 Ada 3 macam urutan koefisien untuk perhitungan prakiraan beban tiap jam dalam 1 tahun Koefisien Tahunan Koefisien mingguan Koefisien Harian Koefisien Tahunan berdasarkan data realisasi beban puncak mingguan selama 3 tahun sehingga diperoleh:

9 Koefisien rata-rata diatas masih belum menemukan nilai 1. Oleh karena itu koefisien mingguan perlu dibagi lagi dengan koefisien maksimum yang ada pada rata-rata, sehingga akan didapat koefisien baru dengan nilai tertinggi 1. Tabel dibawah menunjukkan data koefisien tertinggi dalam 1 tahun P11renc = P11 real t tertinggi x Pmax Dilakukan perhitungan koefisien mingguan yaitu periode (Jumat sampai dengan Kamis). Perhitungan harian untuk periode waktu jam sampai dengan 24.00

10 Formulasi matematis untuk optimasi sebagai berikut: m Fungsi obyektif : Z = f(x ij ) j=1 Fungsi kendala m : (1) g i (X j )= b i j=1 (2) X ij 0 i = 1,2,3...n j = 1,2,3,...m Notasi tersebut dijelaskan sebagai berikut: Z : nilai biaya operasi listrik minimal b i : beban / daya yang dibutuhkan di Jawa Bali X ij : produksi listrik (MWh) unit ke j pada waktu ke i sebagai variabel keputusan f(x ij ): biaya bahan bakar pada waktu ke i dari unit termal ke j

11 Persamaan Kendala : 1. Persamaan kendala beban Jawa Bali 2. Persamaan kendala ketersediaan air n m q(p Hj ).Δt i Q = 0 i=1 j=1 dimana : q (PHj) = jumlah air per satuan waktu yang mengalir melalui unit hidro ke j sebagai fungsi beban unit hidro ke j PHj = beban unit hidro ke j Q = jumlah air yang tersedia untuk subsistem hidro selama i jam

12 Metode Optimasi menurut Marsudi (1990): Metode LaGrange n m termal n n n m hidro L = f j (P Tj ).Δt i + λ ( P B Δt i + P L. Δt i P Hj. Δ t i i = 1 j=1 i = 1 i = 1 i = 1 j=1 n m termal n m hidro - P Tj. Δt i ) + γ P Hj. Δt i -Q i = 1 j=1 i= 1 j=1 Syarat optimasi :

13 Bila syarat optimasi dipenuhi maka persamaam menjadi : Dimana : q(ph) mewakili pemakaian sub sistem hidro (m 3 /det) F(PT) mewakili biaya bahan bakar sub sistem termal (Rp/jam)

14 Flow chart Optimasi Pilih nilai permulaan untuk λ, γ, P T ambil i = 1 f(p T ) P L λ = + λ P T P T q(p H ) P H λ = γ + P H P H Coba nilai λ lain Tidak P B + P L P T P H 1 hitung q(p H ) i=168? Tidak i=i q(p H ) Qtotal 2 Tidak i =1 Coba nilai λ lain Cetak jadwal pembebanan 1 dan 2 adalah nilai ketelitian iterasi

15 Penjadwalan unit Pembangkit Pemilihan unit pembangkit yang beroperasi dengan biaya produksi (Rp/Kwh) minimum. Mempertimbangkan daerah/area yang ditentukan sesuai aturan prioritas. Daerah yang mempunyai daya lebih akan disalurkan ke area yang membutuhkan sesuai kapasitas transmisinya. Cadangan daya sistem besarnya adalah 1 kali nilai kapasitas unit terbesar Mempertimbangkan minimum down time unit, yaitu waktu yang dibutuhkan untuk menurunkan kapasitas beban mesin pembangkit sebelum mesin tersebut mati.

16 METODOLOGI PENELITIAN Awal Observasi masalah Studi pustaka dan identifikasi metode analisa Penetapan tujuan penelitian Pengumpulan data Data pembangkit termal Data pembangkit hydro Data konstrain transmisi Data beban per 1jam untuk tiap-tiap area yang dipengaruhi oleh pertumbuhan energi di Jawa Bali sebesar 5 % Pengembangan model untuk solusi optimal Pelaksanaan simulai untuk penjadwalan pembangkit Analisa dan pembahasan Kesimpulan dan Saran Akhir

17 Pengumpulan dan Pengolahan Data 1. Data spesifikasi pembangkit Plant Sifat Beban Kap.mesin (MW) Unit Kap.Total (MW) TransArea Fuel PLTU.Srlaya.1-4 base Jawa.Barat.500 PLTU_BB_PLN PLTU.Srlaya.5-7 base Jawa.Barat.500 PLTU_BB_PLN PLTGU.Priok.G peak Area1_150 PLTGU_GAS PLTU.Priok.3-4 medium Area1_150 PLTU_MFO PLTP.Salak base Area1_150 PLTP_PLN PLTP.Kamojang base Area2_150 PLTP_PLN PLTP.Kamojang base Area2_150 PLTP_PLN PLTP.Daradjat base Area2_150 PLTP_PLN 2. Data pertumbuhan energi Perusahaan Pembangkit Realisasi Energi (GWh) Pertumbuhan Th 2007 Th 2008 (%) PT IP 43,276 42,555 (1.7) PT PJB 27,287 29, PMT 1,546 1, PLTGU Cilegon 1,338 3, PLTU TJB 7,906 8, Swasta 26,621 26, Total 107, ,

18 3. Data Realisasi beban puncak Jawa Bali periode mingguan selama 3 tahun terakhir Minggu ke Realisasi Beban Jawa Bali (MW) Th 2007 Th 2008 Th ,569 14,761 12, ,186 15,565 15, ,081 15,834 14, ,192 16,166 15, ,845 15,732 15,

19 4. Data Transfer Area

20 Model Solusi Optimal Variabel Keputusan X ij adalah: produksi listrik (MWh) pada jam ke i dari pembangkit ke j dimana i = 1, 2, 3,... s/d 168 (periode waktu satu minggu) j = 1, 2, 3,... s/d 182 (jumlah mesin pembangkit) Fungsi Obyektif: Z = f j (P Tj ). Δt i i = 1 j=1 Z = i = 1 j=1 SFC. harga BB. X ij Δt i Fungsi Kendala: 168 P B + P L P H P T = 0 i = 1

21 Pengolahan Data Pembuatan beban puncak mingguan selama 1 tahun Optimasi untuk mendapatkan rencana produksi setiap mesin pembangkit Penjadwalan berdasarkan biaya operasi

22 ASUMSI yang di gunakan untuk proses pengolahan data yaitu; PLTU batubara yang beroperasi tahun 2010

23 Contoh : Pemodelan meminimal biaya produksi untuk periode 1 jam pada pembangkit yang beroperasi di area 4 (Jawa Timur) Ada 12 mesin pembangkit listrik di area 4 yaitu di Gresik, Paiton, Grati, Perak dan Brantas. Pembangkit tersebut menyalurkan energi di saluran 150 KV dan 500 KV. Maka, meminimalkan biaya produksi adalah : Z = 12 i = 1 j=1 SFC. harga BB. X ij. Δt i = 0, ,85 X 11 +0, ,013X , ,013X , ,545X , ,545X , ,545X , ,545X , ,545 X , ,545X , X , X , X 1 12 Notasi: i =1 (jam ke 1) j = 12 ( jumlah unit pembangkit di area 4)

24 Persamaan kendala / pembatas : Beban daya yang dibutuhkan pada area 4 jam ke 1 (jam 00:00 sampai 01:00) adalah 2255 MW.maka persamaan pembatas : PB PH PT = 0 atau PT + PH = PB P.PLTGU Grsk + P.PLTU1,2 Grsk Grsk + P.PLTU 3,4 + P.PLTG 1,2 Grsk + P.PLTGGilitimur + P.PLTU Perak + P.PLTGUGrati + P.PLTU.Grati + P.PLTU Ptn + P.PLTU PEC + P.PLTU JP + P PLTA Brt = P B P T1 + P T2 + P T3 + P T4 + P T5 + P T6 + P T7 + P T8 + P T9 + P T10 + P T11 + P 122 = X X X X X X X 7 = 0

25 Contoh Aliran Daya OK Aliran Daya Saat Beban Puncak Malam Kamis, 22 April :00 WIB BP MW SLAYA 480 KMBNG CLGON GNDUL DPOK CWANG MW MW MW CIBNG MW SGLNG BKASI GU MTWAR MDCAN CBATU CRATA BDSLN TASIK JAWA MW MW MW EVO-SJB MAR MW MW 493 UNGAR PEDAN TJATI 508 KRIAN MW KEDIRI 497 Jawa-Bali: 167 MW Jawa-Madura: 79 MW 505 GRSIK MADURA MW 506 GRATI PITON MW 296 MW

26 Proses Perencanaan Beban (File Beban)

27 Flow Chart Optimasi menggunakan software Prosym

28 Analisa dan pembahasan Realisasi 2008 Rencana 2010 Jenis Bahan Bakar Produksi Volume Harga Produksi Volume Harga GWh KL/BBTU/Ton Rpx1000 GWh KL/BBTU/Ton Rpx1000 HSD PLTD , ,776, , ,846,164, PLTG 3, ,283, ,821,841, , , ,654,055, PLTGU 10, ,688, ,581,816, , ,672, ,308,172, PLTGU (Swasta) Sub Total 14, ,033, ,114,434, , ,235, ,808,391, MFO PLTU 8, ,362, ,933,550, , , ,263,393, Sub Total 8, ,362, , Total BBM 23, ,396, ,047,985, , ,235, ,071,784, Gas PLTG , , , PLTGU 19, , , , , , PLTU , , PLTG (Swasta) 1, , , , , PLTGU (Swasta) - Sub Total 20, , , , , , LNG PLTGU - Sub Total - - Batubara PLTU (PLN) 34, ,244, ,933,070, , ,711, ,283,325, PLTU (Swasta) 19, ,000, ,500,640, , ,642, ,982,043, Sub Total 54, ,244, ,433,711, , ,353, ,265,369, Panas Bumi PLTP (PLN) 2, ,915, , ,777, PLTP (Swasta) 4, ,902, , ,719, Sub Total 7, ,817, , ,497, PLTA 5, , PLTA swasta Sub Total 6, , T O T A L 111, ,482,284, , ,338,010,504.64

29 Analisa dan pembahasan Bila dibandingkan terhadap tahun 2008 terhadap rencana tahun 2010 maka, ada deviasi rencana jumlah produksi dan volume bahan bakar pada masing-masing pembangkit berdasarkan jenis bahan bakar sebagai berikut: Produksi Volume Harga GWh KL/ BBTU/ Ton Rpx1000 HSD (7,858.11) (2,798,271.43) (32,306,043,689.92) MFO (6,942.72) (1,830,794.63) (14,670,157,366.49) Total BBM (14,800.82) (4,629,066.06) (46,976,201,056.41) COAL 26, ,108, ,831,657, GAS 9, , , GEOT (137.49) HYDRO (430.35) Total (37,144,270,024.81)

30 Contoh hasil rencana energi tahun 2010 untuk PT PJB NAMA PEMBANGKIT GWh CF(%) PJB PLTA Cirata Sutami Non Sutami - - Area Jumlah 2, PLTU Paiton (BB) 5, Mkrng 4-5 (MFO) 1, Mkrng 1-3 (MFO) - - Grsik 3-4 (Gas) Grsik 3-4 (MFO) - - Gresik 1-2 (Gas) - - Gresik 1-2 (MFO) Jumlah 7, PLTGU Mkrng (Gas) 2, Mkrng Rep (HSD) - - Mkrng Rep (LNG) 2, Gresik Blok 1-3 (HSD) - - Gresik Blok 1-3 (Gas) 8, Mtwr Blok 1 (Gas) 4, Mtwr Blok 1 (HSD) - - Jumlah 18, PLTG Mtwr Blok 2 (Gas) 1, Mtwr Blok 2 (HSD) Gresik (HSD) - - Gilitimur (HSD) - - Jumlah 1, Total Produksi PJB 28,965.12

31 KESIMPULAN Menurunkan volume pemakaian minyak dari data tahun 2008 sebesar KL menjadi KL untuk perencanaan tahun Sehingga menurunkan volume pemakaian minyak sebesar 4,6 juta KL Menurunkan biaya produksi total pembangkit yang beroperasi di Jawa Bali dari Rp 97 T menjadi Rp 60 T sehingga terjadi penurunan sebesar Rp 37 T Merubah pola operasi proses pembebanan unit pembangkit (merit order), yaitu dari pola operasi medium atau peak load menjadi base load SARAN Perlu ditambahkan factor ekonomi yaitu inflasi terkait perubahan harga bahan bakar. Informasi yang akurat dari Badan Meteorologi dan Geofisika (BMG) terkait volume air yang masuk ke waduk.