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
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.
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
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
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
Pusat Listrik Tenaga Gas Bahan Bakar Pengabut Udara Gas Buang Energi Listrik Ruang Bakar Kompresor POROS Turbin Generator Hasil Simulasi
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
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
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
Flowchart Penyelesaian TA Hasil Simulasi
` Data Single Line Sistem 500 kv ` Suralaya 1 10 5 Cibinong Bekasi Cirata 2 Cilegon Gandul 4 7 9 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 25 16 Surabaya Barat 15 Tanjung Jati Paiton 22 23 17 Gresik Grati
Data Beban Sistem Jawa Bali 500 kv Hasil Simulasi No Bus Nama Bus Type Bus P (MW) Beban Q (MVar) 1 Suralaya Slack 220 69 2 Cilegon Load 186 243 3 Kembangan Load 254 36 4 Gandul Load 447 46 5 Cibinong Load 680 358 6 Cawang Load 566 164 7 Bekasi Load 621 169 8 MuaraTawar Generator 0 0 9 Cibatu Load 994 379 10 Cirata Generator 550 177 11 Saguling Generator 0 0 12 Bandung Load 666 400 Selatan 13 Mandiracan Load 293 27 14 Ungaran Load 494 200 15 Tanjung Jati Generator 0 0 16 Surabaya Load 440 379 barat 17 Gresik Generator 123 91 18 Depok Load 327 67 19 Tasik Malaya Load 213 73 20 Pedan Load 530 180 21 Kediri Load 551 153 22 Paiton Generator 267 50 23 Grati Generator 111 132 24 Balaraja Load 681 226 25 Ngimbang Load 279 59 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.
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) 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 3842 3190 1322 494 1440 450 1088 840 952 700 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
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.
Hasil Simulasi dan Analisis Pada Bagian Ini akan dijelaskan Hasil Simulasi
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 35 4419890 154696150 a= -1869,124015 80 3141720 251337600 120 2741120 328934400 Pmax 140 2624670 367453800 b= 2347727,7375 c= 74956583,885 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 315 2591000 816165000 a= 1583,757822 410 2313000 948330000 504 2211000 1114344000 Pmax 585 2176000 1272960000 b= 272114,3781 c= 572626027,67
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) 69.153,88 252000 0,274 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) 13.229,87 9095 1,4546 kemudian menentukan karakteristik input-output dalam R/h : FF PPPPPPPPPP bbbbbbbb 1 pppppppppppppppppp gggggg = HH ii 0.274 = 434,5831464 P 2 + 74668,18533P + 157128582 Rp/h FF PPPPPPPPPP bbbbbbbb 1 pppppppppppppppppp HHHHHH = HH ii 1.4546 = 2303,734128 P 2 + 395817,5743P + 832941819,8 Rp/h
Tahunan Hasil Simulasi 7213234, 17% Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Senin-Kamis 2520334, 6% 7862400, 19% 24076162, 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
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
Perbandingan Biaya Operasi menggunakan bahan bakar Gas dan HSD Hasil Simulasi Jam Biaya operasi hari senin - kamis Penggunaan Gas Penggunaan HSD Selisih 1 Rp 3.006.600.000 Rp 6.155.100.000 Rp 3.148.500.000 2 Rp 2.938.900.000 Rp 5.988.600.000 Rp 3.049.700.000 3 Rp 2.885.000.000 Rp 5.856.400.000 Rp 2.971.400.000 4 Rp 2.890.400.000 Rp 5.854.600.000 Rp 2.964.200.000 5 Rp 3.032.700.000 Rp 6.234.600.000 Rp 3.201.900.000 6 Rp 3.028.700.000 Rp 6.209.600.000 Rp 3.180.900.000 7 Rp 2.963.100.000 Rp 5.930.000.000 Rp 2.966.900.000 8 Rp 3.212.900.000 Rp 6.706.300.000 Rp 3.493.400.000 9 Rp 3.423.400.000 Rp 7.294.400.000 Rp 3.871.000.000 10 Rp 3.502.700.000 Rp 7.485.500.000 Rp 3.982.800.000 11 Rp 3.543.600.000 Rp 7.587.300.000 Rp 4.043.700.000 12 Rp 3.390.000.000 Rp 7.137.200.000 Rp 3.747.200.000 13 Rp 3.483.200.000 Rp 7.427.600.000 Rp 3.944.400.000 14 Rp 3.592.900.000 Rp 7.706.100.000 Rp 4.113.200.000 15 Rp 3.561.300.000 Rp 7.629.600.000 Rp 4.068.300.000 16 Rp 3.549.400.000 Rp 7.600.500.000 Rp 4.051.100.000 17 Rp 3.554.400.000 Rp 7.517.300.000 Rp 3.962.900.000 18 Rp 3.812.900.000 Rp 8.309.100.000 Rp 4.496.200.000 19 Rp 3.847.500.000 Rp 8.322.200.000 Rp 4.474.700.000 20 Rp 3.803.300.000 Rp 8.222.200.000 Rp 4.418.900.000 21 Rp 3.688.800.000 Rp 7.969.800.000 Rp 4.281.000.000 22 Rp 3.454.600.000 Rp 7.281.700.000 Rp 3.827.100.000 23 Rp 3.271.000.000 Rp 6.798.100.000 Rp 3.527.100.000 24 Rp 3.133.200.000 Rp 6.445.300.000 Rp 3.312.100.000 Total Rp80.570.500.000 Rp169.669.100.000 Rp89.098.600.000 Tabel disamping menggambarkan perbandingan biaya operasi pada saat PLTG dan PLTGU menggunakan bahan bakar gas dan biaya operasi saat menggunakan bahan bakar HSD
Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gabungan Hasil Simulasi Jam Biaya Operasi hari Senin-Kamis Penggunaan Bahan Bakar Gabungan 1 Rp 3.006.600.000 2 Rp 2.938.900.000 3 Rp 2.885.000.000 4 Rp 2.890.400.000 5 Rp 3.032.700.000 6 Rp 3.028.700.000 7 Rp 2.963.100.000 8 Rp 3.212.900.000 9 Rp 3.423.400.000 10 Rp 3.502.700.000 11 Rp 3.543.600.000 12 Rp 3.390.000.000 13 Rp 3.483.200.000 14 Rp 3.592.900.000 15 Rp 3.561.300.000 16 Rp 3.549.400.000 17 Rp 7.517.300.000 18 Rp 8.309.100.000 19 Rp 8.322.200.000 20 Rp 8.222.200.000 21 Rp 7.969.800.000 22 Rp 7.281.700.000 23 Rp 3.271.000.000 24 Rp 3.133.200.000 Total Rp 106.031.300.000 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.
Perhitungan Biaya operasi tahunan penggunaan Bahan Bakar Gas, HSD dan Gabungan Hasil Simulasi GAS Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Senin-kamis Rp 80.570.500.000 Rp16.758.664.000.000 Jumat Rp 78.947.600.000 Rp 4.105.275.200.000 Sabtu Rp 74.080.200.000 Rp 3.852.170.400.000 Minggu Rp 69.008.800.000 Rp 3.588.457.600.000 Total Rp 302.607.100.000 Rp 28.304.567.200.000 HSD Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Senin-kamis Rp 169.669.100.000 Rp 35.291.172.800.000 Jumat Rp 165.258.400.000 Rp 8.593.436.800.000 Sabtu Rp 152.645.100.000 Rp 7.937.545.200.000 Minggu Rp 140.888.000.000 Rp 7.326.176.000.000 Total Rp 628.460.600.000 Rp 59.148.330.800.000 Gabungan Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Senin-kamis Rp 106.031.300.000 Rp 22.054.510.400.000 Jumat Rp 103.693.100.000 Rp 5.392.041.200.000 Sabtu Rp 96.715.900.000 Rp 5.029.226.800.000 Minggu Rp 90.775.900.000 Rp 4.720.346.800.000 Total Rp 397.216.200.000 Rp 37.196.125.200.000
Hasil Simulasi GAS HSD Gabungan Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun Rp 302.607.100.000 Rp 28.304.567.200.000 Rp 628.460.600.000 Rp 59.148.330.800.000 Rp 397.216.200.000 Rp 37.196.125.200.000 Tabel disamping adalah Biaya Tahunan penggunaan gas, HSD, dan Gabungan.. Hasil Simulasi Total Biaya Setahun PLTA Rp 224.114.050.000 PLTG Rp 12.105.981.790.000 PLTGU Rp 30.569.166.310.000 PLTU Rp 46.231.390.230.000 Total Rp 89.130.652.380.000 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 89.130.652.380.
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 28.304.567.200.000, sedangkan penggunaan HSD dalam setahun adalah Rp 59.148.330.800.000. 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.
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) 1 2 0.00150359 0.016821043 0 1 24 0.008826427 0.084799968 0 2 5 0.015759989 0.17631096 0.007 3 4 0.003631629 0.040627944 0 4 18 0.000833011 0.00800316 0 5 7 0.005330256 0.05121048 0 5 8 0.00745392 0.0716136 0 5 11 0.009867312 0.110388096 0.00884 6 7 0.002368378 0.022754208 0 6 8 0.00675072 0.0648576 0 8 9 0.006772939 0.065071104 0 9 10 0.006575904 0.06317808 0 10 11 0.003539346 0.034004299 0 11 12 0.00469872 0.05256576 0 12 13 0.016778352 0.16119816 0.0128 13 14 0.0323472 0.310776 0 14 15 0.016240704 0.181688832 0 14 16 0.035750688 0.34347504 0 14 20 0.010843344 0.10417752 0 16 17 0.003361296 0.03229368 0 16 23 0.009567317 0.107031984 0 18 5 0.002189765 0.021038184 0 18 19 0.0337344 0.377395248 0.0302 19 20 0.0367464 0.4110912 0.033 20 21 0.0246984 0.2763072 0.022 21 22 0.0246984 0.2763072 0.022 22 23 0.010645973 0.119099184 0.009 24 4 0.007150138 0.068695008 0 25 14 0.028175539 0.27069672 0.02 25 16 0.007169966 0.06888552 0 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.
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
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
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 1739934; 17% 1965600; 19% 5891933; 58% Batubara Gas 6. Conclucion Gas/HSD Air 625005; 6%
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 1562197; 16% 1965600; 20% 5544633; 58% Batubara Gas Gas/HSD Air 575655; 6%
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 1401269; 16% 1965600; 22% 5185760; 57% Batubara Gas Gas/HSD Air 485779; 5%